CN111648759A - 一种页岩气水平井积液位置判断方法 - Google Patents

一种页岩气水平井积液位置判断方法 Download PDF

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Abstract

本申请提供一种页岩气水平井积液位置判断方法，涉及页岩气领域；其包括以下步骤：S1.计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，判断沿所述井筒方向的流型分布，计算所述井筒不同位置处的气体流速；S2.计算天然气偏差系数随压力温度的变化，已知天然气组分组成，计算出天然气拟临界压力、拟临界温度；S3.计算页岩气水平井的水平段、倾斜段以及垂直段三处的临界携液流量；S4.计算临界携液流量并对比不同位置处的气体真实流量，根据井眼轨迹分布绘制不同参数下产量与临界携液流量沿井眼轨迹对比变化图，根据所述对比变化图判断出积液的位置。该方法建立了一套系统的判断水平井中的积液位置的方法，提高了判断积液位置的准确度。

Description

一种页岩气水平井积液位置判断方法
技术领域
本申请涉及页岩气领域，尤其涉及一种页岩气水平井积液位置判断方法。
背景技术
页岩气是一种储量大、开采难的非常规油气资源，近年来，国内长水平井分段压裂理论、技术和装备的快速发展、成熟和完善，页岩气实现了工业化、商业化的开发。而页岩气一般具有初期产量高、中后期产量递减快、返排率低的特点。压裂液长期同气体从地层到井底再到井口，需要消耗更多的地层能量，后期地层压力不足时，将会有液体停滞在井底或水平段，对页岩气的排采稳产工作造成技术难题，尤其是积液位置的不确定性，对排采工艺的选择无指导性。
国内外页岩气开发时间较短，后期排采理论与技术一般均是借鉴常规天然气手段，无法同页岩气长水平段的特殊性建立联系，目前尚未见到页岩气水平井积液位置判断方法的公开报道。
发明内容
本申请提供一种页岩气水平井积液位置判断方法，解决现有技术中页岩气水平井中无法准确且系统的判断出积液的位置问题。
本申请的技术方案是：
一种页岩气水平井积液位置判断方法，包括以下步骤：
S1.计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，判断沿所述井筒方向的流型分布，计算所述井筒不同位置处的气体流速；
S2.计算天然气偏差系数随压力温度的变化，已知天然气组分组成，计算出天然气拟临界压力、拟临界温度；
S3.计算页岩气水平井的水平段、倾斜段以及垂直段三处的临界携液流量；
S4.计算临界携液流量并对比不同位置处的气体真实流量，根据井眼轨迹分布绘制不同参数下产量与临界携液流量沿井眼轨迹对比变化图，根据所述对比变化图判断出积液的位置；若是对比变化图中的临界携液气量大于实际产气量，则所述页岩气水平井段中有积液；若是对比变化图中的临界携液气量小于实际产气量，则所述页岩气水平井段中没有积液。
作为本申请的一种技术方案，在所述步骤S1中，采用Beggs-Brill方法计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，所述Beggs-Brill方法包括以下公式：
Figure BDA0002507019510000021
式中：p-压力；z-沿井筒方向的长度；
Figure BDA0002507019510000022
-压力梯度；ρl-液体密度；Hl-持液率；ρg-气体密度；g-重力加速度；θ-管柱与水平方向的夹角；λ-流动阻力系数；G-混合物的质量流量；v-混合物平均流速；D-油管内径；A-管的流通截面积；Vsg-气相表观流速。
3.根据权利要求2所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在所述步骤S1中，包括以下步骤：
S11.采用Beggs-Brill方法的公式，根据基础数据，确定计算的起始点压力p、计算段数n、段深度△h；
S12.假设计算段内的压力差为△p，则计算段内的末端压力ph1，计算所述计算段内的平均压力
Figure BDA0002507019510000031
平均温度
Figure BDA0002507019510000032
流体性质参数以及流动参数，根据计算出的数据来确定所述计算段内的流动型态、持液率以及阻力系数；
S13.计算所述计算段内的压力差Δp′与末端压力p′h1，若满足|p′h1-ph1|＜0.0001，则将计算的末端压力作为下一段的起点压力；若不满足|p′h1-ph1|＜0.0001，则重新将p′h1替代ph1，继续计算，直到满足误差要求为止；
S14.重复步骤S11至S13来继续计算下一段压力分布，直到所有计算分割段计算完成为止。
作为本申请的一种技术方案，步骤S11中的所述基础数据包括液体密度、气体密度、液相体积流量、气相体积流量、液体表面张力、重力加速度、液体黏度、气体黏度、井筒倾斜角、油管内径、井口温度以及温度梯度。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S2中，采用Dranchuk-Abu-Kassem方法计算天然气偏差系数随压力温度的变化，所述Dranchuk-Abu-Kassem方法包括以下公式：
Figure BDA0002507019510000033
Figure BDA0002507019510000034
采用牛顿迭代法对Z进行迭代计算，式中：Z-，A1＝0.3265，A2＝-1.0700，Tpr-拟临界温度，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，ρpr-无因次对比密度，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210，Ppr-拟临界压力。
6.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气水平井的临界产气量为：
Figure BDA0002507019510000041
式中：Qcr-临界产气量，m3/d；A-油管横截面积，m2，
Figure BDA0002507019510000042
di-油管内径，m；Vg-临界速度，m/s；Z-天然气偏差系数；T-温度。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，所述页岩气水平井的垂直段临界速度为：
Figure BDA0002507019510000043
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，所述页岩气水平井的倾斜段临界速度为：
Figure BDA0002507019510000044
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3；α-井斜角。
作为本申请的一种技术方案，在步骤S3中，所述页岩气水平井的水平井段临界速度为：
Figure BDA0002507019510000045
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3。
本申请的有益效果：
本申请通过利用Dranchuk-Abu-Kassem方法计算天然气偏差系数随压力温度的变化，采用Beggs-Brill方法计算沿井筒分布的压力温度剖面，判断沿井筒方向的流型分布，计算不同位置处的气体流速，通过计算临界携液流量并对比不同位置出的气体真实流量，根据井眼轨迹分布绘制不同参数下产量与临界携液流量沿井眼轨迹对比变化图，根据该对比变化图来系统有效的判断出页岩气水平井段中的积液的位置；该方法科学系统，能够有效地判断出页岩气水平井段的积液的位置，方法科学，且使用效率高。
具体实施方式
实施例：
本申请实施例提供了一种页岩气水平井积液位置判断方法，其主要包括以下步骤：
S1.采用Beggs-Brill方法计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，判断沿井筒方向的流型分布，计算井筒不同位置处的气体流速；
S2.采用Dranchuk-Abu-Kassem方法计算天然气偏差系数随压力温度的变化，已知天然气组分组成，计算出天然气拟临界压力、拟临界温度；
S3.计算页岩气水平井的水平段、倾斜段以及垂直段三处的临界携液流量；
S4.计算临界携液流量并对比不同位置处的气体真实流量，根据井眼轨迹分布绘制不同参数下产量与临界携液流量沿井眼轨迹对比变化图，根据对比变化图判断出积液的位置；若是对比变化图中的临界携液气量大于实际产气量，则页岩气水平井段中有积液；若是对比变化图中的临界携液气量小于实际产气量，则页岩气水平井段中没有积液。
需要说明的是，在本实施例中，Beggs-Brill方法包括以下公式：
Figure BDA0002507019510000061
式中：p-压力；z-沿井筒方向的长度；
Figure BDA0002507019510000062
-压力梯度；ρl-液体密度；Hl-持液率；ρg-气体密度；g-重力加速度；θ-管柱与水平方向的夹角；λ-流动阻力系数；G-混合物的质量流量；v-混合物平均流速；D-油管内径；A-管的流通截面积；Vsg-气相表观流速。
需要说明的是，在本实施例中，Dranchuk-Abu-Kassem方法包括以下公式：
Figure BDA0002507019510000063
Figure BDA0002507019510000064
采用牛顿迭代法对Z进行迭代计算，式中：Z-，A1＝0.3265，A2＝-1.0700，Tpr-拟临界温度，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，ρpr-无因次对比密度，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210，Ppr-拟临界压力。需要说明的是，该方法适用于1.0≤Tpr≤3.0，或0.7≤Tpr≤1.0，ppr＜1.0的情况。
进一步地，在步骤S1中，其主要包括以下步骤：
S11.采用Beggs-Brill方法的公式，根据基础数据，确定计算的起始点压力p、计算段数n、段深度△h；
S12.假设计算段内的压力差为△p，则计算段内的末端压力ph1，计算计算段内的平均压力
Figure BDA0002507019510000071
平均温度
Figure BDA0002507019510000072
流体性质参数以及流动参数，根据计算出的数据来确定计算段内的流动型态、持液率以及阻力系数；
S13.计算计算段内的压力差Δp′与末端压力p′h1，若满足|p′h1-ph1|＜0.0001，则将计算的末端压力作为下一段的起点压力，若不满足|p′h1-ph1|＜0.0001，则重新将p′h1替代ph1，继续计算直到满足误差要求为止；
S14.重复步骤S11至S13来继续计算下一段压力分布，直到所有计算分割段计算完成。
需要说明的是，在本实施例中，步骤S11中的基础数据包括液体密度、气体密度、液相体积流量、气相体积流量、液体表面张力、重力加速度、液体黏度、气体黏度、井筒倾斜角、油管内径、井口温度以及温度梯度。
需要说明的是，在本实施例中，在步骤S3中，页岩气水平井的临界产气量为：
Figure BDA0002507019510000073
式中：Qcr-临界产气量，m3/d；A-油管横截面积，m2，
Figure BDA0002507019510000074
di-油管内径，m；Vg-临界速度，m/s；Z-天然气偏差系数；T-温度。
需要说明的是，在本实施例中，在步骤S3中，页岩气水平井的垂直段临界速度为：
Figure BDA0002507019510000081
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3。
需要说明的是，在本实施例中，在步骤S3中，页岩气水平井的倾斜段临界速度为：
Figure BDA0002507019510000082
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3；α-井斜角。
需要说明的是，在本实施例中，在步骤S3中，页岩气水平井的水平井段临界速度为：
Figure BDA0002507019510000083
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3。
需要说明的是，在本实施例中，本申请通过利用Dranchuk-Abu-Kassem方法计算天然气偏差系数随压力温度的变化，采用Beggs-Brill方法计算沿井筒分布的压力温度剖面，判断沿井筒方向的流型分布，计算不同位置处的气体流速，通过计算临界携液流量并对比不同位置出的气体真实流量，根据井眼轨迹分布绘制不同参数下产量与临界携液流量沿井眼轨迹对比变化图，根据该对比变化图来系统有效的判断出页岩气水平井段中的积液的位置；该方法科学系统，能够有效地判断出页岩气水平井段的积液的位置，方法科学，且使用效率高。
以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，应包含在本申请的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1.计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，判断沿所述井筒方向的流型分布，计算所述井筒不同位置处的气体流速；
S2.计算天然气偏差系数随压力温度的变化，已知天然气组分组成，计算出天然气拟临界压力、拟临界温度；
S3.计算页岩气水平井的水平段、倾斜段以及垂直段三处的临界携液流量；
S4.计算临界携液流量并对比不同位置处的气体真实流量，根据井眼轨迹分布绘制不同参数下产量与临界携液流量沿井眼轨迹对比变化图，根据所述对比变化图判断出积液的位置；若是对比变化图中的临界携液气量大于实际产气量，则所述页岩气水平井段中有积液；若是对比变化图中的临界携液气量小于实际产气量，则所述页岩气水平井段中没有积液。
2.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在所述步骤S1中，采用Beggs-Brill方法计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，所述Beggs-Brill方法包括以下公式：
Figure FDA0002507019500000011
式中：p-压力；z-沿井筒方向的长度；
Figure FDA0002507019500000012
-压力梯度；ρl-液体密度；Hl-持液率；ρg-气体密度；g-重力加速度；θ-管柱与水平方向的夹角；λ-流动阻力系数；G-混合物的质量流量；v-混合物平均速度；D-油管内径；A-管的流通截面积；Vsg-气相表观流速。
3.根据权利要求2所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在所述步骤S1中，包括以下步骤：
S11.采用Beggs-Brill方法的公式，根据基础数据，确定计算的起始点压力p、计算段数n、段深度△h；
S12.假设计算段内的压力差为△p，则计算段内的末端压力ph1，计算所述计算段内的平均压力
Figure FDA0002507019500000021
平均温度
Figure FDA0002507019500000022
流体性质参数以及流动参数，根据计算出的数据来确定所述计算段内的流动型态、持液率以及阻力系数；
S13.计算所述计算段内的压力差Δp′与末端压力p′h1，若满足|p′h1-ph1|＜0.0001，则将计算的末端压力作为下一段的起点压力；若不满足|p′h1-ph1|＜0.0001，则重新将p′h1替代ph1，继续计算，直到满足误差要求为止；
S14.重复步骤S11至S13来继续计算下一段压力分布，直到所有计算分割段计算完成为止。
4.根据权利要求3所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，步骤S11中的所述基础数据包括液体密度、气体密度、液相体积流量、气相体积流量、液体表面张力、重力加速度、液体黏度、气体黏度、井筒倾斜角、油管内径、井口温度以及温度梯度。
5.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S2中，采用Dranchuk-Abu-Kassem方法计算天然气偏差系数随压力温度的变化，所述Dranchuk-Abu-Kassem方法包括以下公式：
Figure FDA0002507019500000031
Figure FDA0002507019500000032
采用牛顿迭代法对Z进行迭代计算，式中：Z-天然气偏差系数，A1＝0.3265，A2＝-1.0700，Tpr-拟临界温度，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，ρpr-无因次对比密度，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210，Ppr-拟临界压力。
6.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气水平井的临界产气量为：
Figure FDA0002507019500000033
式中：Qcr-临界产气量，m3/d；A-油管横截面积，m2，
Figure FDA0002507019500000034
di-油管内径，m；Vg-临界速度，m/s；Z-天然气偏差系数；T-温度。
7.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气水平井的垂直段临界速度为：
Figure FDA0002507019500000035
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3。
8.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气水平井的倾斜段临界速度为：
Figure FDA0002507019500000041
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3；α-井斜角。
9.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气水平井的水平井段临界速度为：
Figure FDA0002507019500000042
式中：g-重力加速度；σ-气水界面张力，N/cm；ρl-液体密度，kg/m3；ρg-气体密度，kg/m3。
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