威荣深层页岩气井油管最优参数设计研究

时间：2024-07-28

杜洋，倪杰，雷炜，周兴付，李莉，卜淘

（1.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳 618000；2.中国石化西南油气分公司采气四厂，重庆 402160）

威荣深层页岩气主力层系为四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组，埋深主要介于3 500～4 500 m，采用多段、多簇压裂水平井开发模式，平均单井入地液量大于4×104m3，水平段长1 500～2 000 m，气井投产初期地层能量充足，返排液量大，通常采用套管放喷生产，快速排出近井地带压裂液，释放气井产能[1-3]。但随着地层能量快速衰减，气井压力、产气量、产液量快速递减，且受长水平段复杂井身结构及较大尺寸套管携液能力等因素影响，井筒积液时间提前，影响气井稳定生产。针对上述问题，及时下入油管生产，并控制其最优参数是未来能源安全开发的关键[4-5]。

页岩气井投产初期地层能量充足，大多采用套管快速排液生产。随着地层压力快速递减，套管携液能力降低，井筒液体滑脱加剧导致井底积液增加，需要下入油管辅助排液生产。目前，国内页岩气井普遍借鉴国外经验，即在井口压力降至10 MPa 以内时再转入油管生产。然而，由于地层能量衰竭严重，气井采用油管生产仍无法依靠自身能量排出井筒积液，需要结合泡排、气举甚至泵类等助排方式维持生产[6]，所以油管最佳下入时机尚不明确[7]。此外，油管下入深度也多以室内气液两相流动实验为指导，室内测试往往下至携液最困难的井斜45°～50°，但页岩气水平井的现场情况表明，下入该深度不仅无法有效排出井底积液，还限制了动态监测及排采工具作用范围。另外，国内外也有部分页岩气井尝试将油管下入水平段中部或趾端，但在生产过程中易发生水平段井筒沉砂堵塞油管及井筒沿程压力损耗大，无法正常生产等现象。因此，如何准确分析、评估及预测页岩气水平井油管最优下入位置，一直是国内外工程界和学术界的关注焦点和研究重点[8]。

基于川南深层页岩气套管生产阶段53井次动态监测资料的统计分析，在准确计算井筒沿程压力分布规律的基础上，优选井筒压降计算模型，系统总结了气井套管生产过程中的井筒流态、携液能力及沿程压力损耗变化规律，确定了油管最佳下入时机、下入深度及管径参数等，为深层页岩气井油管最优参数设计提供了理论指导依据。

1 井筒压降模型评价

页岩气井投产初期，地层能量充足，井筒及近井裂缝内被压裂液体充填，返排液量大（大于500 m3/d），一般采用管径较大（不小于114.3 mm）的套管生产，以提高气井返排率，快速释放气井产能[9]。但页岩气井生产工况变化大，压力、产气量及产液量随生产快速降低，同时受管径大、井筒液体流动复杂等因素影响，单一压降计算模型无法满足全井筒沿程压力计算精度，而井筒压力分布情况对于确定油管下入时机及参数设计具有重要意义[10]，应用两相流经验相关模型必须针对实际流动条件，对模型进行适应性评价分析和筛选。

1.1 井筒压降模型评价方法

综合评价套管生产阶段气液两相流压降计算模型预测结果的正确性，优选出适宜的井筒压降计算模型。采用相对性能系数RPF（Relative Performance Factor）比较井筒压降模型计算精度，该方法主要考虑了各计算模型的误差指标权重[11]。压力平均相对误差E1表示井筒压降模型预测结果的整体偏差，公式为：

压力绝对平均相对误差E2表示压降模型预测结果平均误差的大小，公式为：

压力标准误差E3表示计算结果的离散程度：

RRPF反映了参与比较的压降模型综合相对性能差异，RRPF的最大值为3，RRPF值越小，表示计算模型精度越高，计算公式为：

式（1）—式（4）中：RRPF为相对性能系数；pci为压力计算值，MPa；pti为压力实测值，MPa；n为测试井次；|Ei|min为各种参与比较的模型中第i项误差绝对值最小值；|Ei|max为各种参与比较的模型中第i项误差绝对值最大值。

1.2 井筒压降模型优选

国内外研究者经过多年研究，已得出大量的气液两相压降计算模型。为了提高页岩气水平井井筒压力预测准确度，以水平井测压数据井斜45°为界限，划分为直井段和斜井段，分别评价并优选两相流压降模型[12]。对于直井段，选择ANSARI、Beggs-Brills（BB）、Duns and Ros（DR）、GRAY、Hagedorn-Brown（HB）、Mukherjee-Brills（MB）、NO SLIP模型；对于斜井段，选择Beggs-Brills（BB）、Baker Jardine（BJ）、DUKLER、Mukherjee-Brills（MB）、NO SLIP 和XIAO模型开展评价。

应用川南深层页岩气16 口井套管生产期间实测的53 井次压力、温度及产量数据（表1），以及对上述模型进行评价的计算结果（表2）可以看出：对于直井段，所选模型预测结果与实测结果均比较接近（图1a），其中，GRAY 模型RRPF值为0，HB 模型RRPF值为0.06，因此，GRAY 和HB 模型性能最优，数据点大多分布在对角线上及附近，数据吻合较好；对于斜井段，各模型之间的预测精度存在明显差异，其中BB 模型RRPF值最小，数值为0，且数据点大多分布在对角线上及附近，数据吻合较好，其次为NO SLIP 模型，数值为0.1（图1b）。由于常规动态监测作业时，压力计无法下至水平段，因此，对水平段的压降计算采用TAITEL 模型[13]。最终，通过对上述模型的研究可确定适用于套管生产阶段的井筒压降组合模型（表3）。

表1 页岩气套管生产动态监测数据范围Table 1 Dynamic monitoring data range of shale gas well casing production

表2 不同井段气液两相流压降计算方法误差Table 2 Errors of pressure drop calculation method for gas-liquid two-phase flow in different well sections

表3 深层页岩气井井筒压降优选组合模型Table 3 Suggested models for wellbore pressure drop of deep shale gas wells

图1 直井段和斜井段各模型预测流压与实测流压比较Fig.1 Comparison of BHFP（vertical wells and inclined wells）obtained by calculation and well testing

2 油管下入时机分析

2.1 井筒流态变化规律

根据生产测井及室内实验发现，斜井段流型以层状流为主，持液率达50%以上，远高于水平段，且产量越低，持液率越高，气液滑脱越严重[14]，而下入油管的主要任务是减少斜井段液体的回落，提高气井携液能力[15]。首先利用优选出的井筒压降组合模型及典型气井生产数据（图2），计算气井在不同生产时期井筒沿程的压力、温度、气液表观流速、持液率等参数；再采用KAYA等[16]提出的适用于倾斜管的气液两相流流型预测机理模型，绘制倾斜段井筒流态诊断图版，形成气井套管生产周期内斜井段井筒流型变化规律（图3）。由图3 可知，井筒流态变化呈“S”形，可分为3个阶段：

图2 典型页岩气井套管生产阶段曲线Fig.2 Typical casing production curve for shale gas wells

图3 套管生产阶段斜井段井筒流态规律Fig.3 Inclined wellbore flow regimes during casing production

1）初期液多气少阶段：井筒流态以泡状流或段塞流为主。该阶段气井产液量大、气流速低，井筒内以泡或段塞流为主，持液率高，压力梯度大，但由于地层压力高，套管基本能满足大液量举升需求。

2）中期气增液降阶段：井筒为稳定段塞流。气井排液量随生产时间增加而降低，气体流速增加，流态变化曲线出现拐点，井底压力梯度下降，井筒内出现气柱与液体交替上升的段塞流。

3）后期气降液少：井筒转变为不稳定段塞流动。随着地层能量的衰竭，产气量下降，井筒滑脱加剧，井底开始积液并影响气井稳定生产，因此，斜井段流态再次出现拐点，气体和液体流速出现双下降，井底压力梯度再次上升，由稳定的段塞流转变为不稳定段塞流。

在套管生产阶段，综合气井生产期间斜井段流态变化规律及实测井底压力梯度变化趋势可知，当井筒流态由稳定段塞流变为不稳定段塞流时，为油管下入时机，对应的井口套压介于15～25 MPa。

2.2 井筒流压梯度变化规律

YY1—4 井在套管生产阶段开展了定期、定点（垂深3 800 m，井斜45°～50°）的井底流动压力动态监测，并绘制了井筒压力梯度曲线。该曲线在直井段均表现为近乎平缓的直线，但进入斜井段后，流压梯度随生产时间的延长开始出现波动，选取最深测点流压梯度分析井筒流动变化规律，得到了套管生产阶段井底流压梯度变化规律（图4），井底压力梯度值呈先降后增的“U”形变化，井口压力呈线性下降变化，这也与井筒流态变化规律一致，因此，选取井底压力梯度值凹处作为油管介入最佳时机，对应的井口压力介于20～30 MPa。

图4 套管生产阶段井底流压梯度变化规律Fig.4 Bottle hole pressure gradient pattern during casing production

2.3 临界携液能力

结合WALLIS 的经验公式和BELFROID 等[17]提出的角度修正项，建立了携液临界气量预测模型。根据不同尺寸管径在不同井口压力条件下的临界携液流量，绘制了临界携液流量图（图5）。根据井口压力与产量的变化关系可知，生产初期气井产量介于（18～20）×104m3/d，与套管生产所需临界携液流量相当，但当井口压力降至18 MPa以内时，气井产量远低于套管生产所需的临界携液流量，此时应下入油管辅助排液，保障气井稳定生产[18]。

图5 不同井口压力与临界携液流量变化规律Fig.5 Change regulation different wellhead pressures and critical liquid carrying capacity

式中：vg为临界携液流速，m/s；ρg为气体密度，kg/m3；ρL为液体密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；D为油管内径，m；θ为井筒与水平方向的夹角，°。

2.4 油管最佳介入时机

综合分析深层页岩气井在套管生产阶段的井筒流态、井底压力梯度及临界携液流量变化规律，认为川南深层页岩气井在井口压力降至15～25 MPa时为油管最佳下入时机，此时，地层能量较为充足，地层与井筒之间因气液供给流动产生的生产压差，以及井筒与井口之间因摩阻及液体滑脱产生的回压处于近乎平衡的状态，下入油管可以有效地减少井筒液体滑脱，提高气井携液能力，进一步稳定气井生产[19]。

3 油管设计参数优化

3.1 最优下深

油管下深大多依据经验，下至井斜45°～50°，一般油管下得越深，越利于排除井筒积液，但管柱下入过深，不仅会降低管柱抗拉强度，而且当油管下至水平段内还面临井筒沉砂堵塞等风险[20]。另外，页岩气水平井段长、井筒容积大，在生产实践发现该位置不仅无法完全解决斜井段液体滑脱，还限制了泡排、柱塞等采气维护措施的举升范围[21]。因此，油管下入深度需要综合考虑井筒携液及管柱受力等因素。

在深层页岩气套管生产阶段，由于气井管径大、产液量多，所需临界携液流量大，井筒内液体滑脱将造成液体在斜井段及水平段堆积，影响气井稳定生产。虽然，下入油管后，管径变小，提高了气井携液能力，但同时也会造成沿程摩阻的增加[22]。因此，油管下入深度还应综合考虑井筒内气液两相从井底向井口流动过程中受压降、重力、加速及摩阻影响。根据不同油管下深处的重力、压降及摩阻压降寻找协调点，以井筒最小压降点为油管最佳下入深度的设计依据[23]。

对川南深层页岩气进行建模，计算不同尺寸套管、不同油管下深时的井筒沿程重力压降及摩阻压降，得到井筒压降分布规律曲线（图6）。其中，当套管生产时，由于管径大，井筒压降几乎都是重力压降，随着尺寸较小的油管下入深度增加，重力压降迅速降低，而井筒摩阻开始缓慢增加，越靠近趾端，摩阻压降越大，最终在油管下入跟端附近时趋于平稳。根据井筒总压降变化呈先降后增的趋势，计算得到井筒最小总压降发生在井斜70°～85°，为油管最优下入深度。

图6 不同油管下深的井筒压降分布规律Fig.6 Pattern of wellbore pressure drop with different tubing depth

3.2 最优管径

油管最优尺寸的设计主要包括不同尺寸管径的井筒携液能力及井筒压力损失敏感性分析[24]。根据川南页岩气井口压力降至20 MPa 左右时的平均液气比为5 m3/104m3，计算得到φ38.1（内径31.8 mm），φ50.8（内径44.5 mm），φ60.3（内径50.6 mm），φ73（内径62 mm）管径油管的参数。由不同管径临界携液能力和井筒压损（图7）可知：从携液能力来看，管径越小，携液能力越强，另外，井筒压力损失主要以井筒内液体滑脱造成的重力压降为主，管径越小，井筒压损越大，其中内径为31.8 mm 的油管压力损失值显著大于另外3 种管径。威荣气田气井在油管最佳介入时机的平均产气量为5×104m3/d，且气井产液量较大（25 m3/d），高于主要油管尺寸的临界携液气量，所以，优选井筒压损最小的62 mm 内径的油管，能同时兼顾后期动态监测、柱塞等常用井下工具通过能力。

图7 不同管径临界携液能力和井筒压损Fig.7 Critical liquid loading ability and wellbore pressure drop of different pipe diameters

4 现场试验

以油管最佳介入时机及设计参数优化研究结果为依据，在威荣页岩气田10 个平台实施了45 口气井带压下油管作业，油管内径均为62 mm，气井下油管时平均套压由10 MPa 增至18 MPa，下深井斜由54°增至79°。

从携液及稳产能力方面对油管下入时机及参数开展对比评价。①携液能力：通过井筒流压对比监测表明，下入油管后，井筒携液能力明显改善，井筒内平均流压梯度由套管生产期间的0.41 MPa/hm 降至0.22 MPa/hm，部分气井由下油管前的间歇放喷辅助排液转变为连续稳定排液生产（图8、图9）；②稳产能力：对6口配产相同的气井在下油管前后的稳产能力进行对比分析，结果显示，下入油管后，气井平均压降速度由0.21 MPa/d 降至0.12 MPa/d，弹性产率由28.5×104m3/MPa 升至54.3×104m3/MPa，气井生产更加平稳（图10）；③下深优化：在相同平台开展了套管生产和不同下深油管下的气井生产特征对比，结果表明，油管下深至跟端附近，较套管生产井或油管下深较浅井的稳产期末压力降低了1.3 MPa，稳产期累产气增加1.6倍，更有利于气井长期稳产（图11）。

图8 下油管前后井筒平均流压梯度对比Fig.8 Average bottle hole pressure gradient before and after tubing

图9 下油管前后流压梯度曲线Fig.9 Bottle hole pressure gradient distribution before and after tubing

图10 下油管前后压降速度对比和弹性产率对比Fig.10 Pressure drop speed and elastic productivity before and after tubing

图11 同一平台气井生产情况对比Fig.11 Production comparison of the same platform