排水采气技术优选三维图版

王景芹

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163453)

0 引 言

大庆油田火山岩气藏具有边水和底水发育的特点，部分气井在开发初期或开发较短时间后出水[1-4]。气井出水会引起产气量迅速下降，产气递减期提前，最终导致气体采收率降低，同时含有盐和腐蚀杂质的地层水容易造成设备和管道腐蚀[5-8]。近几十年来，国内外科研人员对排水采气技术进行了大量的试验和改进，逐步形成了以优选管柱、连续油管、泡排、气举、机抽、涡流、柱塞气举、电潜泵、射流泵等为主的排水采气技术[9-10]。目前国内外文献报道中，仅有关于产气量和水气比参数的二维排水采气技术优选图版[11-18]，然而二维图版对井深参数没有限定，不适合确定不同井深的排水采气技术。该文提出了日产气量、水气比和井深3个参数的三维排水采气技术图版，可以快速确定适合气井的排水采气技术及时机，为大庆油田高效、快速开发提供了技术支持。

1 大庆油田临界携液流量模型的优化

1.1 临界携液流量模型的优选

目前，Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型是各大油气田计算天然气临界携液流量的主要模型[16-17]。通过对大庆油田Q区块气井的产气量、积液情况及生产数据分析，确定18口气井作为基础数据井，应用以上4种模型并结合气井实际生产参数，计算不同气井的临界携液流量。根据计算的临界携液流量与气井实际产气量，确定相应模型的气井积液情况(图1)。图1中直线以下区域为积液区域，气井位于该区域表明已经积液；直线以上区域为不积液区域，气井位于该区域表明未积液。

图1 不同临界携液流量模型计算的气井积液结果

现场情况表明，18口气井中12口井不积液，其余6口井存在不同程度的积液情况。而由图1可知，利用Turner模型计算出5口井不积液，其中1口井的数据位于分界线上，气井位于积液边缘，其余13口井积液，积液情况分析准确率为61.1%；利用Yang Chuandong模型计算出4口井不积液，14口井积液，积液情况分析准确率仅为55.6%。因此，针对大庆油田实际生产参数，Turner模型和Yang Chuandong模型临界携液流量计算值偏大，不适合用于计算大庆油田临界携液流量。利用Coleman模型或Li Min模型计算出8口井不积液，10口井积液，二者积液情况分析准确率均为77.8%，但Li Min模型分析结果中，有2口被确定为积液的不积液气井的参数临近分界线，因此，Li Min模型适用于计算大庆油田气井的临界携液流量。

1.2 大庆油田临界携液流量模型的建立

Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型的临界携液流量模型都是以液滴的力学平衡为基础，并假设流态为雾状流[19-21]。对4种模型进行对比分析可知，其计算公式可以用式(1)统一表示：

(1)

式中：Qc为临界携液流量，104m3/d；K为常数；σ为气水界面张力，mN/m；ρl为地层水密度，kg/m3；ρg为天然气密度，kg/m3；A为井筒横截面积，m2；p为地层压力，MPa；Z为天然气压缩系数；T为井底温度，℃。

分析大庆油田18口气井的实际参数及积液情况，对式(1)中系数K进行回归计算，使式(1)计算出的气井积液情况与实际积液情况符合率高于85%，得到适用大庆油田气井临界携液流量计算的修正公式：

(2)

由式(2)和18口气井基础资料计算，得到气井积液结果(图2)。由图2可知，利用修正模型计算的18口气井中10口为不积液气井，8口为积液气井，其中错误判断积液井仅有2口，准确率达到88.9%。因此，修正模型计算的气井积液情况准确度高于Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型，大庆油田气井积液情况更适合用修正模型判断。

图2 修正临界携液流量模型计算的气井积液结果

2 大庆油田三维图版的建立及应用方法

2.1 三维图版的建立

大庆油田徐深区块气井油管内径为40.3～62.0 mm，井深为1 000～4 000 m，日产气量为0.3×104～6.0×104m3/d。运用Li Min模型计算油管内径为62.0 mm的临界携液流量，在日产气量、水气比和井深三维坐标中作曲面A，以油管内径为40.3 mm计算得到的临界携液流量在三维坐标中作曲面B，以大庆油田排水采气技术最高日产液量控制界限(55.0 m3/d)在三维坐标中作控制曲面C，以大庆油田排水采气技术最低日产气量控制界限(0.5×104m3/d)在三维坐标中作控制曲面D。曲面A、B、C、D将三维图划分为5个不同区域，结合不同排水采气工艺的技术界限，确定不同区域的排水采气技术(图3)。

由图3可知，曲面A将图3分为上下2个大的区域，当气井日产气量高于曲面A，说明气井正常生产不会产生积液，不需采取任何排水采气措施，该区域定义为区域Ⅰ，即有效携液区；气井日产气量等于或低于曲面A，说明气井在油管内径为62.0 mm时井筒内会出现积液现象，需要采取排水采气措施来避免积液的产生。

图3 Li Min模型排水采气技术三维图版

曲面B将图3中曲面A的下部区域分为上下2个部分。气井日产气量高于曲面B，说明气井油管尺寸降低到40.3 mm时，正常生产不会出现积液现象；气井日产气量等于或低于曲面B，说明气井在油管内径为40.3 mm时井筒内会出现积液现象，需要采取排水采气措施来避免积液的产生。

当气井日产气量高于曲面B且低于曲面A时，优先选用涡流、优选管柱、泡沫排水采气方法，但该工艺技术要求气井日产液量低于55.0 m3/d。因此，在图3中增加了日产液量为55.0 m3/d的控制曲面C，作为该工艺技术应用的边界控制面。曲面A、B、C组成了涡流、优选管柱、泡沫排水采气、组合方法排水采气工艺技术区域，该区域定义为区域Ⅱ。当气井日产气量低于曲面A且日产液量高于曲面C时，优先选用机抽、连续气举、电潜泵排水采气工艺技术，该区域定义为区域Ⅲ。

当气井日产气量低于曲面B且日产液量低于曲面C时，优先选用柱塞气举排水采气工艺技术，但该工艺技术要求气井日产气量高于0.5×104m3/d。因此，在图3中增加了产气量为0.5×104m3/d的控制曲面D，作为该工艺技术应用的边界控制面。曲面B、C、D组成了柱塞气举排水采气工艺技术区域，该区域定义为区域Ⅳ。当气井日产气量低于曲面D时，优先选用机抽、连续气举、电潜泵、螺杆泵排水采气工艺技术，该区域定义为区域Ⅴ。

运用修正模型计算临界携液流量，建立日产气量、气液比和井深的三维图版(图4)。由图4可知，修正模型计算得到的曲面A和曲面B分别低于Li Min模型计算的值，而区域划分和区域对应排水采气工艺技术与Li Min模型三维图版一致。

图4 修正模型计算的排水采气技术三维图版

2.2 运用三维图版确定排水采气技术和时机

2.2.1 气井产气量与水气比的关系分析

以大庆油田徐深区块气井S1018井生产曲线为例，气井井深为2 020 m，油管内径为62.0 mm，该井在2016年1月至3月的日产气量及水气比如图5所示。由图5可知，气井的产气量随生产时间的增加逐渐降低，而水气比则随生产时间的增加而增加。

对气井日产气量、水气比曲线进行拟合，得到拟合公式：

Q=-0.16lnt+4.36，R2=0.98

(3)

(4)

式中：Q为日产气量，104m3/d；t为生产时间，d；WRG为水气比，10-4m3/m3。

日产气量和水气比拟合多项式都是时间的函数，则建立日产气量与水气比的关系式：

(5)

图5 S1018井日产气量及水气比

2.2.2 气井排水采气技术和时机优选

运用式(5)计算不同日产气量对应的水气比，采用未修正图版(图3)对气井的排水采气技术进行优选。当气井日产气量为3.8×104m3/d时，水气比为2.1×10-6m3/m3，该气井位于区域Ⅱ，表明气井内已经积液，可以采取涡流、优选管柱或泡沫排水采气技术。当气井日产气量为3.4×104m3/d时，水气比为7.1×10-6m3/m3，同样该气井位于区域Ⅱ，表明气井内已经积液，可以采取涡流、优选管柱或泡沫排水采气工艺技术；当气井日产气量为3.2×104m3/d时，水气比为1.8×10-3m3/m3，该气井位于区域Ⅲ，表明气井内已经积液，可以采取机抽、连续气举或电潜泵排水采气工艺技术。

采用修正图版(图4)对气井的排水采气技术进行优选。当气井日产气量为3.8×104m3/d时，水气比为2.1×10-6m3/m3，该气井位于区域Ⅰ，表明气井内未积液，不需要采取任何排水采气措施；当气井日产气量为3.4×104m3/d时，对应水气比为7.1×10-6m3/m3，该气井位于区域Ⅱ，表明气井内已经积液，可以采取涡流、优选管柱或泡沫排水采气工艺技术。当气井日产气量为3.2×104m3/d时，水气比为1.8×10-3m3/m3，该气井位于区域Ⅲ，表明气井内已经积液，可以采取机抽、连续气举或电潜泵排水采气工艺技术。

气井现场生产数据表明，在日产气量为3.8×104m3/d时，没有积液现象出现。而当日产气量为3.4×104m3/d时，气井出现了少量积液，需要采取相应的排水采气措施。因此，大庆油田运用修正模型计算建立的三维图版更加准确。

根据气井日产气量和水气比，可运用式(3)或式(4)确定对应的生产时间，即确定采取不同排水采气技术的时间点，这样可以更加有利地指导气井的实际生产。因此，三维图版实现了在不同气井、不同时机下，确定最优的排水采气技术，延长了气井稳产时间，同时提高了气井的采收率，为大庆油田稳定开发提供了技术支持。

3 现场应用

大庆油田徐深区块应用三维图版优化排水采气技术的气井共31口，其中80%气井排水量、产气量有不同程度的增加，平均日增气量为0.5×104m3/d，日排水量增加3.1 m3/d，累计增气1 502×104m3。以气井S1012、S2011和S2021为例，S1012井井深为2 890 m，油管内径为62.0 mm，2015年11月日产气量为4.4×104m3/d，水气比为8×10-5m3/m3；S2011井井深为2 590 m，油管内径为62.0 mm，2015年1月产气量为3.5×104m3/d，水气比为1.1×10-4m3/m3，2016年11月日产气量为1.3×104m3/d，水气比为2.5×10-4m3/m3；S2021井井深为2 190 m，油管内径为62.0 mm，2016年3月产气量为1.5×104m3/d，水气比为3.0×10-4m3/m3。利用该方法，可快速计算不同情况下的水气比，具有较好的适用性和准确性。

4 结 论

(1) 以Turner模型、Coleman模型、Li Min模型和Yang Chuandong模型为基础，建立了适合大庆油田临界携液流量的修正模型，该修正模型积液情况分析准确率接近90%。

(2) 建立了日产气量、水气比和井深的三维图版，对图版进行了区域划分。结合不同排水采气工艺的技术界限，确定了不同区域的排水采气技术。

(3) 三维图版可以对不同气井，在不同时机，确定其最优的排水采气技术。大庆油田运用修正模型建立三维图版，优选的气井排水采气技术更加准确。

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