一种页岩气井积液判断方法与流程

1.本发明提供一种页岩气井积液判断方法，涉及油气田采气技术领域，适用于页岩气井积液预测与排水采气工艺。


背景技术：

2.页岩气是一种具有广阔开发前景的非常规天然气资源，对于保障我国的能源供应具有重要意义。目前页岩气藏的主要开发方式为多段压裂长水平井，为了提高甜点钻遇率，使得井眼起伏波动，井身结构复杂，此外，大规模多段压裂后的压裂液持续返排到井筒，使得页岩气井长期带液生产，需要对井筒积液情况进行准确判断，并选择适合的排水采气工艺。
3.目前主流的井筒积液判断理论方法为临界携液流量法，根据模型研究对象的不同可分为液滴模型和液膜模型。其中液滴模型应用较为广泛，国外主要应用的为turner模型和coleman模型，而国内气田中积液判断效果较好的为李闽模型，然而上述模型只适用于垂直井筒的积液判断，并且均未考虑产液量对临界携液流量的影响。谭晓华等人、王志彬等人、潘杰等人分别建立了考虑产液量影响的垂直井筒临界携液流量模型，但是均未考虑井斜角变化对临界携液流量的影响。 belfroid等人基于turner模型，通过引入fielder形状函数，建立了考虑井斜角变化的临界携液流量模型，但是未考虑产液量对临界携液流量的影响。可以看出，目前的临界携液流量法均未综合考虑页岩气井的井斜变化和返排液量变化特征，无法准确判断页岩气井的积液情况。
4.此外，目前针对页岩气井排水采气工艺的优选方法还不完善，缺乏一种依据临界携液流量来确定排水采气工艺的定量化判断方法。针对以上问题，建立了一种综合考虑页岩气井返排液量和造斜率变化的临界携液流量计算方法，并建立了一种基于临界携液流量的页岩气井排水采气工艺确定方法。


技术实现要素：

5.本发明的目的是提供一种页岩气井积液判断与排水采气工艺确定方法，可以准确预测页岩气井全井筒积液情况，并根据临界携液流量优选页岩气井排水采气工艺，有效指导页岩气井排水采气作业，提高携液效率，实现页岩气井长期稳定生产。
6.为了实现本发明的目的，本发明在第一方面提供了一种页岩气井积液判断方法，包括：
7.根据不同井深处的生产管柱内径d(i)、不同井深处的压力p(i)、不同井深处的温度t(i)、不同井深处的临界携液流速uc(i)、不同井深处的气相偏差系数z(i)，利用式(1)确定折算标准状况下的不同井深处的临界携液流量qc(i)：
[0008][0009]
取折算到标准状况下的不同井深处的临界携液流量qc(i)中的最大值q
cmax
，与标准
状况下的气相流量qg比较，如果q
cmax
》qg，则判断井筒积液；如果 q
cmax
≤qg，则判断井筒不积液；
[0010]
其中，i为大于等于1的自然数，其表示井筒分段数。
[0011]
在本发明的一些优选实施方式中，根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)、不同井深处的椭球型液滴长轴直径de(i)、液相密度ρ
l
、不同井深处的气相密度ρg(i)、不同井深处的曳力系数cd(i)、不同井深处的造斜率r(i)，利用式 (2)确定所述不同井深处的临界携液流速uc(i)：
[0012][0013]
在本发明的一些进一步优选的实施方式中，根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)、不同井深处的表面张力σ(i)、液相流量q
l
、不同井深处的气相粘度μg(i)、不同井深处的气相密度ρg(i)、所述不同井深处的生产管柱内径d(i)、不同井深处的临界携液流速uc(i)，利用式(3)确定所述不同井深处的椭球型液滴长轴直径de(i)：
[0014][0015]
在本发明的一些优选实施方式中，根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)、不同井深处的椭球型液滴长轴直径初值d
e0
(i)、液相密度ρ
l
、不同井深处的气相密度ρg(i)、不同井深处的曳力系数cd(i)、不同井深处的造斜率r(i)，利用式(4)确定所述不同井深处的临界携液流速uc(i)：
[0016][0017]
在本发明的一些优选实施方式中，根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)，利用式(5)确定所述不同井深处的曳力系数cd(i)：
[0018]cd
(i)＝0.36(2.63α(i)-1/3-1.63)
ꢀꢀꢀ
(5)。
[0019]
在本发明的另一些优选实施方式中，根据不同井深处的椭球型液滴长轴直径初值d
e0
(i)，利用(6)式确定不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)：
[0020][0021]
在本发明的一些优选实施方式中，根据所述不同井深处的压力p(i)、所述不同井深处的温度t(i)、不同井深处的气相密度ρg(i)、气相中n2的摩尔分数气相中co2的摩尔分数和气相中h2s的摩尔分数利用dempsey方法确定所述不同井深处的气相粘度μ
g(i)[0022]
在本发明的一些优选实施方式中，根据所述不同井深处的温度t(i)、不同井深处的气相密度ρg(i)和液相矿化度cs，利用式(7)确定所述不同井深处的表面张力σ(i)：
[0023][0024]
在本发明的一些优选实施方式中，根据气相相对密度γg、所述不同井深处的压力p(i)、所述不同井深处的温度t(i)和所述不同井深处的气相偏差系数z(i)，利用式(8)确定不同井深处的气相密度ρg(i)：
[0025][0026]
在本发明的一些优选实施方式中，根据所述不同井深处的压力p(i)和所述不同井深处的温度t(i)，利用hall-yarbough方法确定所述不同井深处的气相偏差系数z(i)。
[0027]
作为一个完成的技术方案，所述方法可以具体描述为：
[0028]
(1)一种页岩气井积液判断方法，具体包括以下步骤：
[0029]
步骤一：采集页岩气井现场参数，包括：标准状况(0.101mpa、20℃)下的气相流量qg、液相流量q
l
、气相相对密度γg、气相中n2的摩尔分数气相中co2的摩尔分数气相中h2s的摩尔分数液相密度ρ
l
、液相矿化度 cs、不同井深处的生产管柱内径d(i)、不同井深处的压力p(i)、不同井深处的温度t(i)、不同井深处的造斜率r(i)，其中i＝1,2,3，
…
，n，n为井筒分段数；
[0030]
步骤二：根据不同井深处的压力p(i)和不同井深处的温度t(i)，利用 hall-yarbough方法确定不同井深处的气相偏差系数z(i)；
[0031]
步骤三：根据气相相对密度γg、不同井深处的压力p(i)、不同井深处的温度 t(i)和不同井深处的气相偏差系数z(i)，利用(1)式确定不同井深处的气相密度ρg(i)：
[0032][0033]
步骤四：根据不同井深处的压力p(i)、不同井深处的温度t(i)、不同井深处的气相密度ρg(i)、气相中n2的摩尔分数气相中co2的摩尔分数和气相中h2s的摩尔分数利用dempsey方法确定不同井深处的气相粘度μg(i)；
[0034]
步骤五：根据不同井深处的温度t(i)、不同井深处的气相密度ρg(i)和液相矿化度cs，利用(2)式确定不同井深处的表面张力σ(i)：
[0035][0036]
步骤六：给定不同井深处的椭球型液滴长轴直径初值d
e0
(i)，利用(3)式确定不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)：
[0037][0038]
步骤七：根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)，利用(4)式确定不同井深处的曳力系数cd(i)：
[0039]cd
(i)＝0.36(2.63α(i)-1/3-1.63)
ꢀꢀꢀ
(4)
[0040]
步骤八：根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)、不同井深处的椭球型液滴长轴直径初值d
e0
(i)、液相密度ρ
l
、不同井深处的气相密度ρg(i)、不同井深处的曳力系数cd(i)、不同井深处的造斜率r(i)，利用(5)式确定不同井深处的临界携液流速uc(i)：
[0041][0042]
步骤九：根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)、不同井深处的表面张力σ(i)、液相流量q
l
、不同井深处的气相粘度μg(i)、不同井深处的气相密度ρg(i)、不同井深处的生产管柱内径d(i)、不同井深处的临界携液流速uc(i)，利用(6)式确定不同井深处的椭球型液滴长轴直径de(i)：
[0043][0044]
步骤十：比较de(i)与d
e0
(i)的相对差值的绝对值|de(i)-d
e0
(i)|/d
e0
(i)，如果相对差值绝对值小于5％，则至步骤十一；如果相对差值绝对值大于5％，则用试错法赋新的不同井深处的椭球型液滴长轴直径初值，重复步骤六至步骤十。
[0045]
步骤十一：根据不同井深处的椭球型液滴长短轴比α(i)、不同井深处的椭球型液滴长轴直径de(i)、液相密度ρ
l
、不同井深处的气相密度ρg(i)、不同井深处的曳力系数cd(i)、不同井深处的造斜率r(i)，利用(7)式确定不同井深处的临界携液流速uc(i)：
[0046][0047]
步骤十二：根据不同井深处的生产管柱内径d(i)、不同井深处的压力p(i)、不同井深处的温度t(i)、不同井深处的临界携液流速uc(i)、不同井深处的气相偏差系数z(i)，利用(8)式确定折算到标准状况(0.101mpa、20℃)的不同井深处的临界携液流量qc(i)：
[0048][0049]
步骤十三：取折算到标准状况(0.101mpa、20℃)的不同井深处的临界携液流量qc(i)中的最大值q
cmax
，与标准状况(0.101mpa、20℃)下的气相流量qg比较，如果q
cmax
》qg，则判断井筒积液；如果q
cmax
≤qg，则判断井筒不积液。
[0050]
(2)一种页岩气井排水采气工艺确定方法，在上述一种页岩气井积液判断方法的基础上，进一步包括以下步骤：
[0051]
步骤一：判断是否qg》q
cmax
，如果否，则转至步骤二；如果是，则进一步判断是否井口
压力大于外输压力，如果是，则页岩气井正常生产，无需采用排水采气工艺；如果否，则采用井口压缩机增压工艺。
[0052]
步骤二：判断是否qg》0.7q
cmax
，如果否，则转至步骤三；如果是，则判断是否(9)式成立，如果是，则采用涡流排水采气工艺；如果否，则采用柱塞排水采气工艺。
[0053][0054]
式中，n
vl
为液相速度准数，无因次；n
vg
为气相速度准数，无因次。
[0055]
步骤三：判断是否页岩气井能够自喷，如果否，则转至步骤四；如果是，则采用连续油管排水采气工艺，利用(10)式优化连续油管内径d
ct
：
[0056][0057]
式中，d
ct
为连续油管内径，m；m为q
cmax
对应井度处的井筒分段数。
[0058]
步骤四：判断是否液相流量q
l
》30m3/d，如果否，则采用有杆泵排水采气工艺；如果是，则采用电潜泵排水采气工艺。
[0059]
发明的效果
[0060]
与现有技术相比，本发明的有益效果是：一种页岩气井积液判断方法，可以准确预测带液生产页岩气井的全井筒积液情况，克服了目前临界携液流量方法的不足，提高了积液预测精度；一种页岩气井排水采气工艺确定方法，可以定量化优选排水采气工艺，有效指导页岩气井排水采气作业，提高携液效率，实现页岩气井长期稳定生产，提高最终采收率。
附图说明
[0061]
图1是页岩气井积液判断流程示意图。
[0062]
图2是页岩气井排水采气工艺确定流程示意图。
[0063]
图3是本发明方法的临界携液流量计算结果。图中的对角线左上方区域表示气井不积液，右下方区域表示气井积液，处于接近积液状态的气井，其数据点位于对角线
±
15％偏差范围内两条虚线之间的区域。
具体实施方式
[0064]
下面将结合附图对本发明作进一步说明。
[0065]
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面通过实施例对本发明中的方案进行清楚完整的描述。
[0066]
下面结合附图及具体实施例对本发明做进一步的说明。
[0067]
本发明以标准椭球体液滴模型为基础，基于液滴动力学理论和能量平衡理论，推理出页岩气井全井筒临界携液流量方法。根据液滴动力学理论，在垂直井筒中，椭球型液滴在气流中保持滞止状态时，液滴所受重力、浮力和气体曳力之间为平衡关系：
[0068]fg
＝fb+fdꢀꢀꢀ
(11)
[0069]
式中，fg为液滴所受重力，n；fb为液滴所受浮力，n；fd为气体曳力，n。
[0070]
代入各个力的表达式后可得：
[0071][0072]
式中，cd为曳力系数，无因次；ρ
l
为液相密度，kg/m3；ρg为气相密度，kg/m3；
[0073]
g为重力加速度，m/s2；ug为气体流速，m/s；de为液滴长轴长度，m；h为液滴短轴长度，m。
[0074]
椭球型液滴的长短轴比为α＝h/de，相关式为：
[0075][0076]
根据液滴携液理论，如果井筒中的气流能将井筒中的最大液滴携带到井口，则气井能够连续携液，此时的气体流速称为临界携液流速。整理得到垂直井筒临界携液流速：
[0077][0078]
式中，u
cv
为垂直井筒临界携液流速，m/s；d
ec
为最大稳定液滴的长轴长度，m。
[0079]
根据最大稳定液滴表面自由能与气相湍流动能之间的平衡关系，并应用blasius公式计算气相摩阻系数，得到最大稳定液滴的长轴长度：
[0080][0081]
式中，σ为表面张力，n/m；q
l
为液相流量，m3/s；μg为气相粘度，mpa
·
s；d为生产管柱内径，m；
[0082]
在井筒条件下，考虑液滴内部流动，对刚性椭球体的曳力系数进行修正，得到椭球型液滴的曳力系数：
[0083]cd
＝0.36(2.63α-1/3-1.63)
ꢀꢀꢀ
(16)
[0084]
页岩气井中的液相为返排压裂液，可以用sutton公式计算气-液表面张力：
[0085][0086]
式中，t为温度，k；cs为液相矿化度，ppm。
[0087]
在倾斜和水平井筒中，由于造斜率和井筒结构的变化，会影响井筒流体的流动。在造斜率发生变化的地方，液滴与井筒碰撞并反弹，气体和夹带液滴的流动方向发生改变，以匹配新的造斜率和井筒结构。考虑液滴与管壁碰撞和反弹造成的能量损失，得到页岩气井全井筒临界携液流速：
[0088][0089]
式中，uc为页岩气井全井筒临界携液流速，m/s；r为最大造斜率，
°
/30m。
[0090]
临界携液流量(标况)为：
[0091][0092]
式中，qc为临界携液流量(标况)，m3/d；p为压力，mpa；z为气相偏差系数，无因次。
[0093]
针对某一页岩气藏的29口页岩气井，用本发明的临界携液流量方法进行积液判断，得到本发明的临界携液流量方法的积液预测精度，并与目前的belfroid 方法、液膜方法和用fielder形状函数修正的李闽方法的积液预测精度进行比较。
[0094]
29口页岩气井的生产数据包括：井口油压范围1.5mpa～21.7mpa，气相流量 (标况)范围1.9
×
104m3/d～11.5
×
104m3/d，液相流量范围1m3/d～26m3/d，天然气相对密度范围0.56～0.57，返排液密度范围1.01g/cm3～1.05g/cm3，油管规格为2-3/8”或2-7/8”。29口页岩气井中，包括9口积液井，2口接近积液井和18口不积液井。
[0095]
分别用belfroid方法、液膜方法、修正李闽方法和本发明方法计算29口井的临界携液流量，并进行积液判断，将各方法的积液判断结果与井筒实际积液状态比较，得到各模型的积液预测精度如表1所示。
[0096]
表1积液预测精度比较
[0097][0098]
由表1可知，对于页岩气水平井的积液判断，belfroid方法的判断结果偏差最大，临界流量计算结果普遍偏大；修正李闽方法对不积液井的判断较准确，但是对于积液井和接近积液井的判断结果偏差较大；液膜方法对于各种积液状态井的判断结果均有偏差；而本发明方法的积液判断结果与实际积液情况的符合率最高，总体积液预测精度达93.1％。
[0099]
本发明方法的临界携液流量计算结果如图3。图中的对角线左上方区域表示气井不积液，右下方区域表示气井积液，处于接近积液状态的气井，其数据点位于对角线
±
15％偏差范围内两条虚线之间的区域。
[0100]
根据本发明的页岩气井排水采气工艺确定方法，对一口积液井的排水采气工艺进行选择。该井的生产管柱内径为62mm，实际气相流量(标况)qg为2.02
×ꢀ
104m3/d，临界携液流最大值(标况)q
cmax
为3.73
×
104m3/d，qg/q
cmax
＝0.54《0.7，且该井能够自喷生产，所以选择连续油管排水采气工艺，根据(10)式确定的满足携液条件的连续油管内径为45.56mm，则根据实际条件选择连续油管的规格为 2”，连续油管内径为41.9mm。优选连续油管直径后，该井可以有效排除井筒积液，恢复正常生产。
[0101]
虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲
突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。