气井积液预测研究进展
张烈辉1, 罗程程1, 刘永辉1, 赵玉龙1, 谢春雨2, 张琦3, 艾先婷1
1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学;
2.中国石油西南油气田公司安全环保与技术监督研究院;
3.中国石油西南油气田公司川东北气矿

作者简介:张烈辉,1967年生,教授,博士生导师,本刊编委、《Natural Gas Industry B》编委;主要从事油气藏渗流、数值模拟和气藏工程等领域的科研和教学工作。地址:(610500)四川省成都市新都区新都大道8号。ORCID: 0000-0001-8970-8512。E-mail: zhangliehui@vip.163.com

摘要

准确预测气井积液时间并及时采取排水采气工艺措施,对于维持低产气井稳定生产至关重要。为此,基于对国内外气井积液预测方法及积液气井数值模拟方法的广泛调研和总结,综合分析了目前解释气井积液的液滴反转模型、液膜反转模型和气井稳定性分析方法,阐述了积液气井瞬态数值模拟的研究进展。研究结果表明:①不同积液预测模型计算值之间及不同类型气藏气井携液临界气量之间存在着巨大的偏差,引起气井积液的机理不仅仅由单一液体反转现象造成,而是地层与井筒共同作用的结果;②液体反转理论在解释气井出现动液面上有悖于气液两相管流的基本规律,气井动液面的产生与气井受到瞬态扰动相关。在上述研究的基础上,指出了气井积液机理研究的发展方向:结合地层数值模拟,建立合理井筒压力波动模型并将其考虑为内边界条件,开展地层—井筒耦合实验及理论研究,揭示不同类型气藏积液的控制机理并建立相应积液预测模型,以期为气井排水采气工艺设计提供理论依据和技术支撑。

关键词: 气井积液; 液滴反转模型; 液膜反转模型; 气井稳定性分析; 地层—井筒耦合;; 数值模拟; 实验室试验
Research progress in liquid loading prediction of gas wells
Zhang Liehui1, Luo Chengcheng1, Liu Yonghui1, Zhao Yulong1, Xie Chunyu2, Zhang Qi3, Ai Xianting1
1. State Key Laboratory for Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation//Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China;
2. HSE and Technical Supervision Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610041, China;
3. Northeast Sichuan Division, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Dazhou, Sichuan 635000, China;
Abstract

In order to maintain the stable production of low-yield gas wells, it is crucial to accurately predict the onset of liquid loading and take the technical measures of drainage gas recovery in time. In this paper, domestic and foreign prediction and numerical simulation methods used for liquid loading in gas wells were extensively investigated and summarized. Then, the methods which are currently used to interpret the liquid loading in gas wells were analyzed comprehensively, including liquid-droplet reversal model, liquid-film reversal model and gas-well stability analysis method. Finally, the research progress in the transient numerical simulation of gas wells with liquid loading was illustrated. And the following research results were obtained. First, the calculation results of different liquid-loading prediction models and the critical liquid-carrying gas rates of gas wells in different gas reservoirs are greatly different. The mechanism of liquid loading in gas wells is not only caused by single liquid reversal phenomenon, but also the joint effect of formation and wellbore . Second, in interpreting the dynamic liquid level of gas well, the liquid reversal theory is contrary to the basic rule of gas-liquid two-phase pipe flow. The dynamic liquid level of gas well is related to the transient disturbance of gas well. Based on above studies, the development direction of the studies on the mechanism of liquid loading in gas wells was pointed out as follows. Establish a reasonable wellbore pressure fluctuation model on the basis of the numerical reservoir simulation, and take it as the inner boundary condition. Carry out experimental and theoretical studies on formation-wellbore coupling. Reveal the control mechanisms of liquid loading in different types of reservoirs, and establish liquid-loading prediction model correspondingly so as to provide theoretical basis and technical support for the design of drainage gas recovery of gas wells.

Keyword: Liquid loading of gas wells; Liquid-droplet reversal model; Liquid-film reversal model; Stability analysis on gas well; Formation-wellbore coupling; Numerical simulation; Laboratory experiment
0 引言

气井积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚积的现象[1]。气井在生产过程中, 气液两相由地层流出, 经由井筒采出地面。生产早期, 气井产气量高, 气液两相以环状流向上流动, 液体以两种方式携带:夹带于气芯中的液滴和贴附于管壁的液膜[2]。随着地层压力下降, 气井产气量降低, 导致井筒中液体(液滴/液膜)流动反转不能被带出地面从而发生积液。现场试井作业表明, 井筒积液导致井筒压力梯度大幅度增加, 从而使得产量递减幅度增大, 影响气井最终采收率[3]。因此, 准确预测气井积液时间并及时采取排水采气工艺措施对维持低产气井稳产生产具有重大意义[4, 5]

目前气井积液研究众多, 但对其机理认识莫衷一是, 不同预测模型计算值之间偏差很大, 导致现场进行排采工艺设计时缺乏有效的指导。究其根本原因, 各机理模型建模时考虑影响因素单一, 缺乏与实际气井生产动态的对比。例如, 生产实践表明, 对于低渗透气藏而言, 常用积液预测模型计算值远大于气井实际携液临界气量, 这与常规气藏携液临界气量大相径庭[6, 7]。在长庆长北气田和新疆石西油田的高产能气井中, 液膜反转模型和Tuner模型具有较高精度; 而苏里格气田、川西气田与大牛地气田等致密砂岩气藏和长宁— 威远国家级页岩气示范区的生产实践表明, 在远低于Tuner模型预测气量时, 气井仍能稳定携液生产, Tuner模型却无法给出合理解释。因此, 有必要继续深入揭示气井积液机理, 为有效的排水采气工艺设计提供理论支撑。为此, 笔者总结了目前国内外气井积液预测方法并对存在问题进行了对比分析, 同时指出了目前气井积液预测所存在的问题并明确了气井积液研究的发展趋势。

1 气井积液预测方法研究现状及分析
1.1 液滴反转预测方法

液滴反转模型是基于单个液滴受力平衡分析而推导得到携带液滴所需最小气流速的方法。液滴在气芯中的受力与液滴受力面积及气体对液滴的拖曳相关。因此, 液滴反转模型的关键是确定曳力系数和液滴形状及尺寸。最早的液滴反转模型由Turner等[8]提出, 该模型在假设液滴为球形的条件下, 将气芯对液滴的曳力系数和液滴最大韦伯数分别考虑为0.44和30。此外, 为了安全考虑, 该模型加了1.2的系数。

针对系数问题, Coleman等[9]对井口油压低于500 psi (注:1 psi=6.895 kPa)的气井进行积液研究后发现, Turner模型不加入安全系数更符合低压气井积液预测。然而, Guo等[10]认为液滴受力平衡仅仅使液滴悬浮气井中而不足以带出液滴, 更大的气流速才能使得井筒不积液, 因此在Turner模型的基础上, 还需加入1.2的流动系数。

针对液滴尺寸和形状问题, Nosseir等[11]认为不同流型(层流/过渡流/湍流)条件下气芯对液滴的曳力系数不同, 而液滴尺寸及形状仍采用Turner模型的假设。李闽等[12]认为液滴在气芯中前后压力不同导致其表面存在压差促使液滴变形为椭球形, 导致其受力面积更大。在实际推导中, 该模型将液滴简化为圆柱体进行微分求解, 其系数仅为Turner模型系数的38%。在李闽模型的基础上, 王志彬等[13]基于液滴变形过程中液滴内能变化及对外做功相等, 结合韦伯数定义, 通过积分较为严格地导出液滴变形特征参数与临界韦伯数的关系, 从而得到新的考虑了最大液滴尺寸及液滴变形的系数。此外, 王忠毅等[14]将建立了球帽状液滴的最小携液临界气量模型。谭晓华等[15]就气流中液滴总表面能与气体紊流动能的相等关系提出了考虑液量大小和最大液滴直径对携液临界流量影响的新模型。

上述模型均为针对垂直气井所建立, 在水平井中相关研究却很少。Belfroid等[16]在Turner模型基础上添加了角度修正项, 但他们认为液膜反转为积液的根本原因。Shi等[17]通过开展实验观察液滴形状在不同倾角下随尺寸变化情况, 提出了基于“ 半汉堡” 形状液滴分别在垂直段、倾斜段和水平段的携液临界气量模型。Fadili等[18]将液滴在倾斜段的运动考虑为弹性碰撞。他们认为液滴与油管壁碰撞后, 其运动方向发生改变, 根据其碰撞能量损失可计算其碰撞前所需速度, 即携液临界气流速。

1.2 液膜反转预测方法

近年来, 越来越多的实验和理论研究认为液膜反转是气井积液的主要机理。

Belfroid等[16]认为液膜反转与系统不稳定及流型转变相互影响且同时发生, 并将液膜反转作为气井积液的机理。Veeken等[19]采用OLGA瞬态数值模拟软件和稳态多相流模型对气井积液进行了研究。通过与现场实际积液气井对比, 发现气井积液起始与液膜反转相一致, 从而验证了气井积液由液膜反转控制。

以液膜反转作为气井积液起始点, 许多学者开展了携液临界气流速实验以提升对气井积液的认识。Guner等[20]、Alsaadi等[21]、Sarica等[22]、Kelkar等[23]和Wang等[24]系统地开展了倾角、管径和液量对携液临界气量的定性实验研究, 尽管这些实验仅从现象和测试数据分析携液临界气流速变化规律, 缺乏深入的理论分析, 但还是为气井积液的认识和基于液膜反转的建模提供了实验基础。

尽管基于液膜反转所开展实验众多, 但液膜反转理论模型相关研究很少。在垂直井中, 最早由Wallis[25]提出的无因次气流可作为液膜反转的判断准则, 但该方法为经验法则, 模型未考虑液量及流体性质等参数对携液临界气量的影响。目前运用最广泛的模型是Barnea[26]基于液泛研究所提出的液膜厚度模型, 其液膜反转点和临界气流速可根据不同液膜厚度计算的无因次剪切力曲线的拐点确定。在水平井中, 目前的理论研究均基于倾斜管中均匀分布液膜的假设所进行受力分析而推导出携液临界气量[27, 28]。但由于倾斜段中底部液膜更厚, 液膜流动及分布更加复杂, 该种模型存在一定缺陷。为此, 美国Tulsa大学的Luo等[29]基于Barnea在垂直井中液膜厚度的计算方法, 采用Paz和Shoham[30]不同倾角下的液膜厚度分布的实验数据, 提出了计算管段底部最大液膜厚度经验关系式, 从而确定了水平井不同倾角下的携液临界气量。此后, Li等[31]、Shekhar等[32]和Wang等[33]在其基础上分别考虑了角度、内剪切力和液量对液膜厚度的影响, 修正或重新拟合了经验关系式。

1.3 气井稳定性分析法

由于井筒气体流量由生产压差决定, 许多学者认为气井积液应该与生产稳定性相关, 因此将节点系统分析方法所确定气井稳定生产点作为携液临界气量。Greene[34]最早采用油管流出曲线与地层产能方程耦合进行气井稳定分析, 他们将井底流压与井筒压力降差值随产气量的变化曲线上拐点作为稳定流动时最小产量值, 即稳定流动点。1991年, Oudeman[35]采用实际气井对该方法进行了验证。2016年, Pagan等[36]将流入流出曲线相切时产气量作为携液临界气量, 其本质与Greene[34]方法相同。而Lea等[1]提出将油管动态曲线(TPC)上最小压力点作为气井积液识别方法。同时, 他们也指出对于致密气藏而言, 这种方法并不适用, 即使流入流出曲线两个交点均交于最小压力点右侧, 气井仍能稳定生产, 这是因为致密气藏地层压力响应迟缓。此外, 致密气藏流入曲线难以准确获取。

1.4 积液预测模型对比分析

液滴反转模型由于简单的解析式及较高的精度, 广泛运用于国内外各大气田。然而, 液滴反转模型却缺乏实验和机理上的证实。van't Westende等[37]的研究表明, 实验中观察到最大液滴尺寸为仅为350 μ m, 远小于Turner模型假设所计算的8.5 mm。此外, 即使在环状流/搅动流转变时, 也只有极少量液滴(0.4%)发生流动反转。Alamu[38]的实验结果证实在环状流/搅动流流型转变时液滴夹带率所占比例不到5%, 这表明液体大部分以液膜形式向上携带。因此, 液滴反转模型的合理性有待商榷。

液膜反转模型在解释气井连续携液机理上更加合理, 尤其针对水平井, 但该类模型在国内各大气田现场运用却仍十分少。这是因为:①液膜反转模型解析式复杂, 现场工程师难以快速准确地做出判断; ②模型在低渗透和非常规气藏运用中缺乏指导性。液膜反转模型计算值远大于Turner模型计算值, 而国内川西、苏里格、大牛地和广安等气田气井在气量远低于Turner模型计算值时仍能携液生产; ③管流实验表明倾角为55° 左右液膜最易反转[39], 该现象被用来解释水平井更易积液的现象, 而实际水平气井中倾角由90° 到0° 连续变化, 即使井筒中倾角55° 处液膜反转后, 气井更深处的低角度液膜也并未反转。

为此, 部分学者尝试用节点系统分析法来解释气井积液现象。然而, 节点系统分析法是基于稳定流动条件下所开展的地层与井筒条件耦合分析, 而气井积液是一个瞬态变化过程。此外, 节点系统分析法也无法解释气井积液后长时间稳定生产的现场。而对于“ 最小压力点” 这种方法而言, 尽管Zabaras等[40]和Sarica等[22]的两相管流实验指出, TPC曲线最小压力点与液膜反转点吻合。但van't Westende等[37]、Gunner等[20]和Kelkar等[23]在不同管径中的实验却发现液膜反转值与最小压力值并不一致。因此, 气井稳定性与液膜反转可能并不一致。此外, 由于地层参数难以准确获取以及适用性范围难以界定, 气井稳定性分析在现场运用推广缺乏普遍性。

2 积液气井瞬态数值模拟

虽然液滴反转和液膜反转模型用于预测液体在井筒的累积过程, 但是气井积液之后的瞬态变化过程和不带液生产过程仍有着不同的控制机理。Dousi等[41]基于部分气井在积液后仍能在低产量条件下“ 亚稳定” 生产, 将Turner模型作为积液起始的判断标准, 并假设产气层以下存在一个液体回注层使得气井产液与回注达到平衡。他们认为当井筒中液柱达到一定高度后, 产层出水量与回注层液量会相等从而达到“ 亚稳定” 生产状态。然而, Dousi等[41]将地层模型采用“ 二项式” 进行模拟, 模型没有考虑随时间变化的“ 瞬态” 过程。此后, Chupin等[42]将井筒流动采用OLGA软件里的瞬态模型进行数值计算, 在近井区域分别建立油、气、水三相的连续性方程和动量方程, 并将井底流压作为内边界条件并采用IMPES数值方法进行耦合求解。Hu等[43]随后对该模型进行了升级和优化。此外, Zhang等[44]将波动的井底流压作为地层瞬态数值模型的内边界条件, 从而在近井区域产生流体回注现象, 压力径向剖面则出现“ U型” 的变化曲线。这样的压力变化曲线在Liu等[45]的实验中得到了证明。随后, Limpasurat等[46]优化井筒内边界条件, 考虑井筒内气液两相毛细管力的作用, 提出“ 多相流零流量压力” 的概念来自动判断液体的产出和回注。

目前, 积液气井瞬态数值模拟积液起始预测是以传统液滴反转和液膜反转模型为判断的依据。当模型判定气井发生积液后, 模型假设井筒内液体完全累积在井底。此外, 井筒与地层耦合过程中, 井筒的流动情况仅仅以内边界条件的方式嵌入地层模型中, 并未考虑井筒中压力波动对地层响应及井筒流动的影响。

3 气井积液预测存在问题及发展趋势
3.1 存在问题

前述气井积液预测研究现状及分析表明:尽管目前气井积液预测机理与模型很多, 但没有能够广泛推广和运用的理论。各模型的合理性和适用性也有待进一步的验证。图1给出了目前常用积液预测模型在标准状态条件下不同液流速的携液临界气流速。从图中可以看出, 液膜反转模型(Barnea模型和Wallis模型)普遍大于液滴反转模型(李闽模型、Tuner模型和Coleman模型)计算值, 不同模型间计算值的偏差也很大。

图1 不同液流速下携液临界气流速图

从国内外已发表文献[8, 9, 12]中不同气田积液气井数据来看, 尽管各模型均存在一定适用性, 但同一模型根本无法同时满足这些气井的积液预测。尤其是对于低渗透和非常规气藏的气井而言, 预测携液临界气量值明显偏大, 难以有效地指导现场生产。这些实际情况均表明目前对气井积液的机理缺乏清晰的认识。因此, 气井积液的机理可能不是只由某单一因素控制, 而是井筒流动与地层流动相互作用的结果。此外, 目前的研究还存在以下缺陷。

3.1.1 微观研究与宏观气井特征不一致

无论液滴反转模型还是液膜反转模型, 均认为反转之后气井就会变得不稳定。然而, 在实验中当液体刚反转时, 部分液体回落, 这会使得液体以更厚液膜或更大液滴向上流动。部分回落的液体也并不是一直向下流动, 而是当向下流动液体累积到一定程度后, 减少了气体流动通道, 使得气体将液体以较大波纹的形式均匀向上携带。因此, 液体不会聚集在井底, 气液仍能相对稳定地向上流动, 压力波动及持液率均无明显上升, 这与实际气井积液时的宏观特征不符。

3.1.2 液体反转模型无法解释气井动液面的产生

气井积液, 最直接有效的判断依据为井筒中出现动液面。然而, 无论是液滴反转模型还是液膜反转模型在解释气井出现动液面上均有悖于气液两相管流的基本规律。在气液两相向上流动过程中, 当管径和流体性质等参数一定的情况下, 持液率是关于气相速度连续平稳变化的函数, 即对于稳定流动条件的每一个气流速只存在一个持液率[47]。对于稳定生产气井而言, 随着产气量稳定持续下降, 井筒中持液率会逐渐增加, 由于液体持续产出, 井筒中液体也应该为连续分布, 不应该出现明显液面。如果井筒中有动液面出现, 动液面以上井段几乎为纯气柱, 而动液面以下持液率与气流速相关, 当有液体持续产出时, 动液面应该持续上涨, 液体反转理论难以解释。因此, 气井积液(即动液面的出现)应为气井生产过程中在某一气量时受到瞬态扰动导致。瞬态变化影响地层产气量供给, 所以对于致密气藏和页岩气藏等, 瞬态扰动影响对地层影响更小, 因而积液出现时间更晚[48]

3.2 发展方向

鉴于气井积液预测方法目前存在的问题, 笔者指出了气井积液预测在实验及理论方面的发展方向。

3.2.1 实验研究

将气井积液时动态特征与实验管流压力波动及持液率特征结合起来。考虑气井积液过程为一瞬态过程, 实验装置的发展方向应为建立地层— 长井筒模拟装置, 同时实验过程应考虑气流速瞬时波动变化对井筒气液界面的影响, 探究动液面形成的控制因素。此外, 尽量建立长尺寸及高承压实验装置, 研究气液两相轴向发展变化及压力对流动的影响。

3.2.2 理论研究

由于液体反转理论并不能完全解释气井动液面形成的过程, 因此有必要研究稳定和瞬变条件下气液两相管流中液膜形成、变厚、反转和震荡回落的过程及现象, 深入掌握井底压力波动规律、持液率瞬态变化规律和井筒液面形成及变化规律, 同时建立起合理井筒压力波动模型, 结合地层数值模拟, 揭示不同类型气藏气井积液的控制机理并建立相应积液预测模型, 为气井排水采气工艺设计提供理论依据和技术支撑。

4 结论

1)不同积液预测模型计算值之间及不同类型气藏气井携液临界气量之间巨大的偏差表明, 引起气井积液的机理不仅仅由单一液体反转现象造成, 而是地层与井筒共同作用的结果。

2)液体反转理论在解释气井出现动液面上有悖于气液两相管流的基本规律, 气井动液面的产生与气井受到瞬态扰动相关。

3)气井积液预测的发展方向应该是建立地层— 井筒耦合实验装置, 开展瞬态变化实验, 建立合理井筒压力波动模型, 结合地层数值模拟, 揭示不同类型气藏积液的控制机理并建立相应积液预测模型。

The authors have declared that no competing interests exist.

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