CN106401570A - 页岩气井产水的确定方法、积液的确定方法及排液方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种页岩气井产水的确定方法、积液的确定方法及排液方法。所述页岩气井产水的确定方法包括以下步骤：在工程现场对井筒内不同深度处气流的压力进行采样，获得现场气流压力分布；设定井筒中不同深度处气流的携液量均为零，计算井筒内气流初始压力分布；比较计算得到的气流初始压力分布与现场气流压力分布是否相同；若相同，则确定页岩气井产水量为零；若不相同，则设定井筒中不同深度处气流的携液量，计算井筒内气流修正压力分布，将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合，得到页岩气井的产水量。本申请能够判断页岩气井井底是否存在积液，并计算页岩气井井底积液高度，分析积液对生产的影响。

Description

页岩气井产水的确定方法、积液的确定方法及排液方法

技术领域

本发明涉及石油工程技术领域，特别涉及一种页岩气井产水的确定方法、积液的确定方法及排液方法。

背景技术

天然气作为一种清洁能源，其全球消耗量逐年快速增长。2013年我国天然气消耗量达到1700亿立方米。随着我国常规天然气资源日益枯竭，非常规天然气资源大规模开发势在必行。页岩气是从页岩层中开采出来的一种典型的非常规天然气资源。国内目前正在四川盆地开展页岩气钻采工作，已经取得了较好的产量。

由于页岩储层孔隙度、渗透率极低，必须借助大规模水力压裂形成人工裂缝网络才能将气体采出。一口页岩气单井压裂作业需要使用数万方压裂液，后期必然有部分液体返排。在液体返排过程中，若气流携液能力不足将导致部分液体无法被带出井口并在井底蓄积。大量液体在井底蓄积将导致井底压力大幅上升，降低气井产量，并进一步削弱气流携液能力，加快积液速度，最终导致气井停产。页岩储层本身应力敏感性较强，因此在排采过程中应尽量保持连续生产，一旦井底压力条件发生大幅改变很有可能导致储层伤害，造成气井无法恢复生产而报废。由此可见，在页岩气井排采过程中必须随时监测井底积液情况并在必要时采取措施排液。

目前，页岩气井井底积液判别预测面临两大困难：一是由于储层敏感性强，气井需保持连续生产，因此必须在正常高压生产条件下下入仪器设备，不能关井；二是页岩气井产水量很小，在井口往往呈现雾状流，目前现场仪表无法测量产水量，导致无法判别气井是否产液及是否具备携液能力。

目前采用的井筒积液判别方法主要有以下三种：(1)井口压力判断法，通过观察短期内井口压力是否发生显著变化判别积液；(2)临界流速判别法，比较携液临界流速与实际流速差异判别积液；(3)试井曲线分析法，分析试井曲线是否出现异常判别积液。上述方法均为通过井口条件判断井底情况，因此误差较大，同时现有方法无法对积液高度进行分析计算，影响了后期排液时工具下入位置的决策。

因此，亟需一种准确确定页岩气井是否产水的方法，以及确定页岩气井井底是否存在积液的方法。

发明内容

本发明的目的之一在于改进现有技术并不能准确判断页岩气井井底是否存在积液的技术缺陷。

本发明首先提出了一种页岩气井产水的确定方法，包括以下步骤：

在工程现场对井筒内不同深度处气流的压力进行采样，获得现场气流压力分布；

设定井筒中不同深度处气流的携液量均为零，计算井筒内气流初始压力分布；

比较计算得到的气流初始压力分布与现场气流压力分布是否相同；

若相同，则确定页岩气井产水量为零；

若不相同，则设定井筒中不同深度处气流的携液量，计算井筒内气流修正压力分布，将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合，得到页岩气井的产水量。

在一个实施例中，在将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合的步骤中：

设定井筒中不同深度处气流的携液量，根据携液量计算井筒内气流修正压力分布，并使在接近井口的深度段内计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布相同。

在一个实施例中，所述页岩气井的产水量即为井口处的携液量。

本发明还提供一种页岩气井井底积液的确定方法，包括：

在工程现场对井筒内不同深度处气流的压力进行采样，获得现场气流压力分布；

设定井筒中不同深度处气流的携液量均为零，计算井筒内气流初始压力分布；

比较计算得到的气流初始压力分布与现场气流压力分布是否相同；

若不相同，则设定井筒中不同深度处气流的携液量，计算井筒内气流修正压力分布，将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合；

判断在井底附近的深度段中，计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布是否相同；

若相同，则井底不存在积液；

若不相同，则井底存在积液。

在一个实施例中，在将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合的步骤中：

设定井筒中不同深度处气流的携液量，根据携液量计算井筒内气流修正压力分布，并使在接近井口的深度段内计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布相同。

在一个实施例中，还包括：

若在井底附近的深度段中，计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布不相同，则识别计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布出现差异的深度段；

将该深度段中最接近井口的深度值确定为积液液面深度。

本发明还提供一种排液方法，包括以下步骤：

根据上述方法确定积液液面深度，并基于计算得到的气流修正压力分布确定井口处的压力和温度；

根据井口处的压力和温度计算气流临界携液流速；

基于工程现场的产气量和气流临界携液流速确定油管的最大直径；

将油管管口下入到积液液面深度以下，将积液通过油管排出。

在一个实施例中，所述气流临界携液流速为：

其中，p₂，T₂为井口压力和温度，Z₂为p₂，T₂条件下气体压缩系数，σ为液体表面张力，ρ_l为液相密度，ρ_g为气相密度。

在一个实施例中，油管的最大直径为：

其中，Q_s为产气量，u_sc为气流临界携液流速。

本发明的实施例能够判断页岩气井井底是否存在积液，并计算页岩气井井底积液高度，分析积液对生产的影响。从而指导工程现场通过采取适当措施将积液带出，降低井底压力，避免因积液过高而导致停产，提高页岩气井排采效率。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：

图1为页岩气井井筒流动示意图；

图2为根据本发明实施例一的页岩气井产水的确定方法的步骤流程图；

图3为根据本发明实施例二的页岩气井井底积液的确定方法的步骤流程图；

图4为在一个示例中，沿井筒压力分布的变化与实测压力分布的拟合结果；

图5为在现场应用中，沿井筒压力分布的变化与实测压力分布的拟合结果。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

首先结合图1对本发明的应用环境进行说明。页岩气井大都是水平井，由于压裂液返排，在井底可能存在积液段。如图1所示，在积液液面以下为气液两相流动，在积液液面以上至井口为纯气相流动或者气液两相流动。

目前，在不关井情况下测量沿井筒压力变化技术较为成熟，在工程现场可利用钢丝携带小型压力计下入井筒中进行测量。本发明实施例中的主要方法是将现场实测沿井筒压力变化数据与理论计算的多相流压力变化结果进行对比分析，最终确定产水情况和产水量，并判断井底积液的深度。

其中，在申请号为201410165610.7的发明名称为“一种煤层气井井筒流动动态预测方法”中国专利申请中，井内气液固三相流压力模型由下式表示：

其中，ρ_l为液相密度，ρ_g为气相密度，ρ_s为固相密度，p为气液固三相混合物的压力，z为沿井筒轴向流动的距离，g为重力加速度，G为气液固三相混合物的质量流量，A为管道横截面积，D为管道直径，v_m为气液固三相混合物的平均流速，V_sg为气相表观流速，H_s为真实固体含量，H_l(θ)为真实液体含量，H_g(θ)为真实气体含量，θ为井筒管道与水平方向的夹角，λ为沿程阻力系数。

温度沿井筒深度分布模型由下式表示：

其中，由所述气液固三相流压力模型确定，T为井筒温度，C_pm为气液固三相混合物的平均定压比热容，C_Jm为气液固三相混合物的焦耳-汤姆逊数，q为径向热流量，p为气液固三相混合物的压力，v_m为气液固三相混合物的平均流速，λ为沿程阻力系数，θ为井筒管道与水平方向的夹角，D为管道直径，g为重力加速度，z为沿井筒轴向流动的距离。

实施例一

本实施例提供页岩气井中产水的判别方法及产水量的预测方法，可在产水量极低的情况下进行精确计算。

由于井筒内流体物性参数变化通常是耦合的，如压力、温度等都会互相影响，在计算过程中无法单独计算，必须将这些参数进行耦合求解。本发明的实施例基于表达式(1)和(2)的理论结果，采用从井口开始向下计算的方式，首先将井筒进行分段，然后从井口开始逐段进行计算。每一段上出口参数已知，首先假设一个下入口处温度值，然后使用上述表达式(1)的压力计算模型计算下入口压力，接着使用表达式(2)的温度计算模型重新计算下入口温度并与假设温度进行比较，依此方法迭代最终求出每一段的压力、温度等物性参数，从而得到井筒中不同深度处的压力和温度分布。

图2为页岩气井产水的确定方法的步骤流程图。

首先，在工程现场对井筒内不同深度处气流的压力进行采样，获得现场气流压力分布(步骤S210)。例如，可在工程现场利用钢丝携带小型压力计下入井筒中进行测量。

设定井筒中不同深度处气流的携液量均为零，计算井筒内气流初始压力分布(步骤S220)。即，假设该页岩气井并不产水，由于本申请实施例中从井口至积液液面处为纯气相，需要对表达式(1)进行修正。具体来说，p为气相压力，v_m为气相流速，G为气相的质量流量，真实固体含量H_s＝0，真实液体含量H_l(θ)＝0，真实气体含量H_g(θ)＝1。类似地，需要对表达式(4)进行修正，具体来说，p为气相压力，v_m为气相流速。在此条件下，计算沿井筒压力的变化得到井筒内气流初始压力分布。其中，携液量即为真实液体含量H_l(θ)。

然后，比较计算得到的气流初始压力分布与现场气流压力分布是否相同(步骤S230)。若相同，则确定页岩气井产水量为零(步骤S240)，这表明井口确实不产水，说明储层本身没有液体排出或者气流携液能力不足，产出液体全部蓄积在井底。若不相同，则确定页岩气井产水量不为零，设定井筒中不同深度处气流的携液量，计算井筒内气流修正压力分布，将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合(步骤S240)，拟合之后根据井口的携液量得到页岩气井的产水量。

其中，在步骤S240中进行拟合的操作中，设定井筒中不同深度处气流的携液量，根据携液量计算井筒内气流修正压力分布，并使在接近井口的深度段内计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布相同。如果能够拟合，表明设定的携液量与井筒中的实际情况相一致，则可以根据井底部分气流修正压力分布与现场气流压力的差异，判断出现井底积液。

此外，需要说明的是，通常在页岩气井井筒中携液量很低的情况下，井筒中为雾状流，无法通过流量计测量产水量。而本实施例可以通过调整携液量得到拟合的压力分布曲线，这样，页岩气井的产水量即为使得曲线拟合的携液量数值。

实施例二

本实施例提供页岩气井井底积液判别及积液深度预测方法。如图3所示，本实施例的方法建立在实施例一的井筒压力拟合结果之上。在图3中相同的步骤采用同样的标号。

与实施例一不同的是，在图3中，还包括判断在井底附近的深度段中，计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布是否相同(步骤S250)，若相同，则井底不存在积液(步骤S260)，若不相同，则井底存在积液(步骤S270)。

进一步地，若在井底附近的深度段中，计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布不相同，则识别计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布出现差异的深度段，将该深度段中最接近井口的深度值确定为积液液面深度(步骤S280)。

在图4的示例中，计算压力分布结果和实测压力分布结果在井深2350米附近开始存在差别，证明在井深2350处井底存在积液。

实施例三

本实施例提供页岩气井井底积液后的排液方法，能够指导现场通过下入油管将积液带出，防止气井因积液过高导致停产，提高页岩气井排采效率。

当判别井底存在积液时，为了排出井底积液需下入油管，使用下入油管方法需要确定两个参数，即下入深度和油管尺寸。本实施例给出了油管下入深度及油管尺寸的确定方法。油管下入深度需处于积液动液面以下，通过实施例儿中的计算可得出积液液面深度度，即为下入油管最低深度。

此外，基于计算得到的气流修正压力分布确定井口处的压力和温度，根据井口处的压力和温度计算气流临界携液流速。

依据Turner公式可得标准状况下气流临界携液流速：

其中，σ为液体表面张力，ρ_l为液相密度，ρ_g为气相密度，p₂，T₂为井口压力和温度，Z₂为p₂，T₂条件下气体压缩系数，其计算方法为：

其中，

式中，p_pr＝p₂/p_c，t＝T_c/T₂，p_c，T_c分别为页岩气的临界压力和临界温度，可通过组分测试结果计算出。

在气井的产气量Q_s为恒定产量的条件下，下入油管后流速必须大于临界携液流速，才可将井底积液携出。因此，基于工程现场的产气量和气流临界携液流速确定油管的最大直径：

所选用的油管直径须小于等于该直径。将油管管口下入到积液液面深度以下，可将积液通过油管排出。

应用示例

本发明的实施例能够对页岩气井井底是否存在积液进行判别，并计算积液高度，便于现场确定是否需要下入油管进行排液。同时本发明的实施例也给出了积液后使用油管排液时的油管下入深度及管径选择方法。

已应用本发明进行了2井次的积液判别计算，计算结果能够为页岩气井井底积液防控提供理论依据及分析手段，提高页岩气井的生产效率。

本示例针对某一页岩气水平井进行了积液判别和积液高度计算。

该井垂深2450米，水平段长1000米，使用5.5寸套管生产。井筒中的气体组分如表1所示，生产数据如表2所示。

表1 气体组分测试结果

分子式	摩尔含量(％)
		CH4	96.3
N2	3.56
		CO2	0.14

表2 生产数据表

应用实施例中的方法，依据井深结构和生产数据首先模拟计算该井沿井筒压力、温度分布情况，然后将计算结果与现场实测结果进行对比，并通过调节水产量进行拟合，结果如图5中所示。结果表明，气流在井深约2000米处丧失携液能力，也正是由于此处的液体回落导致井底积液，井底积液页面深度约为2450米。经过计算，用于排液饿油管直径应不大于65mm。后现场下入62mm油管，排液效果良好。

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。

Claims (9)

1.一种页岩气井产水的确定方法，其特征在于，包括以下步骤：

在工程现场对井筒内不同深度处气流的压力进行采样，获得现场气流压力分布；

设定井筒中不同深度处气流的携液量均为零，计算井筒内气流初始压力分布；

比较计算得到的气流初始压力分布与现场气流压力分布是否相同；

若相同，则确定页岩气井产水量为零；

若不相同，则设定井筒中不同深度处气流的携液量，计算井筒内气流修正压力分布，将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合，得到页岩气井的产水量。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，在将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合的步骤中：

设定井筒中不同深度处气流的携液量，根据携液量计算井筒内气流修正压力分布，并使在接近井口的深度段内计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布相同。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述页岩气井的产水量即为井口处的携液量。

4.一种页岩气井井底积液的确定方法，其特征在于，包括：

在工程现场对井筒内不同深度处气流的压力进行采样，获得现场气流压力分布；

设定井筒中不同深度处气流的携液量均为零，计算井筒内气流初始压力分布；

比较计算得到的气流初始压力分布与现场气流压力分布是否相同；

若不相同，则设定井筒中不同深度处气流的携液量，计算井筒内气流修正压力分布，将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合；

判断在井底附近的深度段中，计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布是否相同；

若相同，则井底不存在积液；

若不相同，则井底存在积液。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，在将计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布进行拟合的步骤中：

设定井筒中不同深度处气流的携液量，根据携液量计算井筒内气流修正压力分布，并使在接近井口的深度段内计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布相同。

6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，还包括：

若在井底附近的深度段中，计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布不相同，则识别计算得到的气流修正压力分布与现场气流压力分布出现差异的深度段；

将该深度段中最接近井口的深度值确定为积液液面深度。

7.一种排液方法，其特征在于，包括以下步骤：

根据权利要求4-6中任一项所述的方法确定积液液面深度，并基于计算得到的气流修正压力分布确定井口处的压力和温度；

根据井口处的压力和温度计算气流临界携液流速；

基于工程现场的产气量和气流临界携液流速确定油管的最大直径；

将油管管口下入到积液液面深度以下，将积液通过油管排出。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述气流临界携液流速为：

$u_{sc}=1.7\×{10}^8{p}_2{\[\mathrm{\σ}({\mathrm{\ρ}}_l-{\mathrm{\ρ}}_g)/{\mathrm{\ρ}}_g^2\]}^{0.25}/Z_2{T}_2$

其中，p₂，T₂为井口压力和温度，Z₂为p₂，T₂条件下气体压缩系数，σ为液体表面张力，ρ_l为液相密度，ρ_g为气相密度。

9.如权利要求7所述的方法，其特征在于，油管的最大直径为：

$d_{max}=\sqrt{\frac{4Q_s}{{\mathrm{\πu}}_{sc}}}$

其中，Q_s为产气量，u_sc为气流临界携液流速。