CN113516326A - 一种页岩气水平井临界排液能力评价方法 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种页岩气水平井临界排液能力评价方法，包括以下步骤：采集页岩气水平井的现场参数；根据现场参数获取井筒和流体的特性参数；根据现场参数和特性参数，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流速；根据现场参数、特性参数和沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流量；根据沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，判断页岩气水平井的临界排液能力；其中，现场参数包括井斜角和日产液量。本发明的临界携液流量方法可以更加准确地计算页岩气水平井临界携液流量，积液预测精度更高，为合理确定排液采气时机和选择适当的排液采气工艺提供指导。

Description

一种页岩气水平井临界排液能力评价方法

技术领域

本发明涉及油气田采气技术领域，更具体地，涉及一种页岩气水平井临界排液能力评价方法。

背景技术

页岩气是指赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气，与常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点。美国是最早进行页岩气开采的国家，至今已有80多年的历史，页岩气开发使美国的天然气生产进入“黄金时代”。近年来，中国和其它欧美国家也开始加大页岩气开发力度。

页岩气主要采用水力压裂法开采，有别于常规天然气井，页岩气多级压裂长水平井的井身结构复杂，一口水平井中同时存在垂直段、倾斜段和水平段。同时，页岩气储层中存在大量压裂液的侵入与返排，压裂液返排到井筒，造成井筒产液量的变化。在生产的中后期，由于地层压力下降，页岩气产量降低，不能将井筒中的液体携带出来，造成井筒积液。井筒积液对于页岩气井的正常生产极为不利，导致气井产量下降，甚至停产，所以有必要对气井积液进行诊断和预测，准确确定临界携液流量，为后续排水采气工艺的优选奠定基础。

准确确定气井临界携液流量对于预测气井积液和选择合理排液采气时机具有重要意义，国内外诸多学者都开展了临界携液流量研究工作。1969年，Turner等人利用液相动力学分析，得到直井井筒临界携液流量计算方法，并指出液滴模型的积液预测精度高于液膜模型，随后的许多学者均在Turner方法的基础上进行修正和完善。目前现场常用的临界携液流量方法主要包括以Turner方法、Coleman方法、Nosseir方法、李闽方法、杨川东方法、王志彬方法等为代表的液滴模型和以Richter方法、Taitel方法等为代表的液膜模型。然而，这些方法并未考虑井斜角和产液量对临界携液流量的影响。为了计算水平井中的临界携液流量，Belfroid、陈德春、Fadili等学者均提出了考虑井斜角的临界携液流量计算方法，但是这些方法均未考虑产液量对临界携液流量的影响，无法准确确定页岩气水平井临界携液流量，不能满足现场需求。

发明内容

针对上述现有技术中的问题，本申请提出了一种页岩气水平井临界排液能力评价方法，用于解决上述技术问题。

本申请提出一种页岩气水平井临界排液能力评价方法，包括以下步骤：

S1：采集页岩气水平井的现场参数；

S2：根据所述现场参数获取井筒和流体的特性参数；

S3：根据所述现场参数和所述特性参数，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流速；

S4：根据所述现场参数、所述特性参数和沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流量；

S5：根据沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，判断所述页岩气水平井的临界排液能力；

其中，所述现场参数包括井斜角和日产液量。

本申请综合考量了复杂井筒结构和返排液量变化特征，能够准确确定页岩气水平井井筒深度的临界携液流量，实现有效预测气井积液，为合理确定排液采气时机和选择适当的排液采气工艺提供指导。

在其中一个实施方式中，步骤S1中，所述现场参数还包括：

日产气量、井口油压、井口温度、管柱内径、液相密度、气相相对密度和气相组份组成，或者

日产气量、井底流压、井底温度、管柱内径、液相密度、气相相对密度和气相组份组成。

在其中一个实施方式中，步骤S2中，所述特性参数包括：

沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气-液界面张力、气相偏差系数、气相密度、气相粘度、液滴变形系数和曳力系数。

在其中一个实施方式中，步骤S2具体包括以下步骤：

S21：根据所述日产气量、所述日产液量、所述井口油压和所述井口温度，或者根据所述日产气量、所述日产液量、所述井底流压和所述井底温度，获取沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布；

S22：根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，获取所述气-液界面张力和所述气相偏差系数；

S23：根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气相相对密度、气相偏差系数，获取气相密度；

S24：根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气相相对密度和气相组份组成，获取气相粘度；

S25：根据现场接近积液状态的水平井的日产气量、气-液界面张力、气相密度和液相密度，获取临界韦伯数，并根据临界韦伯数获取液滴变形系数；

S26：根据液滴变形系数，获取曳力系数。

本申请的方法处理综合考量了复杂井筒结构和返排液量变化特征之外，还考虑了液滴变形和液滴尺寸差异，从而弥补了现有临界携液流量方法无法准确计算页岩气水平井临界携液流量的不足。与现有临界携液流量方法相比，本发明的临界携液流量方法可以更加准确地计算页岩气水平井临界携液流量，积液预测精度更高。

在其中一个实施方式中，步骤S25中，采用以下公式获取液滴变形系数：

其中，We_c表示临界韦伯数，无因次；k表示液滴变形系数，无因次。

在其中一个实施方式中，步骤S26中，采用以下公式获取曳力系数C_d：

C_d＝0.424[1+2.632·min(1,k-1)]

其中，C_d表示曳力系数，无因次。

在其中一个实施方式中，步骤S21中：

根据日产气量、日产液量、井口油压和井口温度或者根据日产气量、日产液量、井底流压和井底温度，采用修正的Gray-B多相流方法获取沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布。

在其中一个实施方式中，步骤S22中：

根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，利用迭代法获取气相偏差系数。

在其中一个实施方式中，步骤S3具体包括以下步骤：

根据所述日产气量、所述气-液界面张力、所述液相密度、所述气相密度、所述管柱内径、所述气相粘度、所述液滴变形系数、所述曳力系数和所述井斜角，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流速：

其中，u_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，m/s；Q_l表示日产液量，m³/s；σ表示气-液界面张力，N/m；μ_g表示气相粘度，mPa·s；D表示管柱内径，m；ρ_l表示液相密度，kg/m³；ρ_g表示气相密度，kg/m³；θ_d表示井斜角，°。

在其中一个实施方式中，步骤S4具体包括：

根据所述管柱内径、所述井筒压力、所述井筒温度、所述气相偏差系数和所述临界携液流速，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量：

其中，q_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，m³/d；Z表示气相偏差系数，无因次；T为沿整个井筒各个深度处的温度分布，K；P为沿整个井筒各个深度处的压力分布，MPa。

在其中一个实施方式中，步骤S5具体包括：

获取页岩气水平井整个井筒的最大临界携液流量A1；

判断所述页岩气水平井实际日气产量A2是否大于所述最大临界携液流量A1，

若是，则判断所述页岩气水平井不积液或接近积液，若否，则判断所述页岩气水平井积液。

与现有技术相比，本申请具有以下优点：

本申请的方法综合考量了复杂井筒结构和返排液量变化特征之外，还考虑了液滴变形和液滴尺寸差异，从而弥补了现有临界携液流量方法无法准确计算页岩气水平井临界携液流量的不足。与现有临界携液流量方法相比，本发明的临界携液流量方法可以更加准确地计算页岩气水平井临界携液流量，积液预测精度更高，为合理确定排液采气时机和选择适当的排液采气工艺提供指导。

上述技术特征可以各种适合的方式组合或由等效的技术特征来替代，只要能够达到本发明的目的。

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显示了根据本申请的一种页岩气水平井临界排液能力评价方法。

图2显示了采用Belfroid方法获取的临界携液流量。

图3显示了采用修正Coleman方法获取的临界携液流量。

图4显示了采用液膜方法获取的临界携液流量。

图5显示了采用实施例1的方法获取的临界携液流量。

在附图中，相同的部件使用相同的附图标记。附图并未按照实际的比例。

具体实施方式

下面对本发明的具体实施方式进行详细说明，但是需要指出的是，本发明的保护范围并不受这些具体实施方式的限制，而是由附录的权利要求书来确定。

本说明书提到的所有出版物、专利申请、专利和其它参考文献全都引于此供参考。除非另有定义，本说明书所用的所有技术和科学术语都具有本领域技术人员常规理解的含义。在有冲突的情况下，以本说明书的定义为准。

当本说明书以词头“本领域技术人员公知”、“现有技术”或其类似用语来导出材料、物质、方法、步骤、装置或部件等时，该词头导出的对象涵盖本申请提出时本领域常规使用的那些，但也包括目前还不常用，却将变成本领域公认为适用于类似目的的那些。

在本说明书的上下文中，本发明的任何两个或多个实施方式都可以任意组合，由此而形成的技术方案属于本说明书原始公开内容的一部分，同时也落入本发明的保护范围。

图1显示了根据本申请的一种页岩气水平井临界排液能力评价方法，包括以下步骤：

第一步：采集页岩气水平井的现场参数，现场参数包括井斜角和日产液量。

其中，现场参数还包括：日产气量、井口油压、井口温度、管柱内径、液相密度、气相相对密度和气相组份组成，或者日产气量、井底流压、井底温度、管柱内径、液相密度、气相相对密度和气相组份组成。

其中，本申请中，日产气量均指标准状况(0.101MPa，20℃)下的日产气量。

第二步：根据现场参数获取井筒和流体的特性参数。

其中，特性参数包括沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气-液界面张力、气相偏差系数、气相密度、气相粘度、液滴变形系数和曳力系数。

具体地，在一个实施方式中，1)根据日产气量、日产液量、井口油压和井口温度，或者根据日产气量、日产液量、井底流压和井底温度，采用修正的Gray-B多相流方法计算沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布。

2)得到沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布后，根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，计算气-液界面张力和气相偏差系数。其中，计算气相偏差系数时，采用迭代法获取。

然后根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气相相对密度、气相偏差系数，获取气相密度。

3)根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气相相对密度和气相组份组成，获取气相粘度。其中，该步骤3)与步骤2)之间没有先后顺序关系，顺序可以颠倒。

4)根据现场接近积液状态的水平井的日产气量、气-液界面张力、气相密度和液相密度，获取临界韦伯数，并根据临界韦伯数获取液滴变形系数。其中，该步骤4)与步骤1)之间没有先后顺序关系，顺序可以颠倒。

5)根据液滴变形系数，获取曳力系数。

优选地，步骤4)中，采用以下公式获取液滴变形系数：

其中，We_c表示临界韦伯数，无因次；k表示液滴变形系数，无因次。

优选地，步骤5)中，采用以下公式获取曳力系数C_d：

C_d＝0.424[1+2.632·min(1,k-1)]

其中，C_d表示曳力系数，无因次。

第三步：根据现场参数和特性参数，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流速。

优选地，根据日产气量、气-液界面张力、液相密度、气相密度、管柱内径、气相粘度、液滴变形系数、曳力系数和井斜角，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流速：

其中，u_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，m/s；Q_l表示日产液量，m³/s；σ表示气-液界面张力，N/m；μ_g表示气相粘度，mPa·s；D表示管柱内径，m；ρ_l表示液相密度，kg/m³；ρ_g表示气相密度，kg/m³；θ_d表示井斜角，°。

第四步：根据现场参数、所述特性参数和沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流量。

优选地，根据管柱内径、沿整个井筒各个深度处的井筒压力、沿整个井筒各个深度处的井筒温度、气相偏差系数和临界携液流速，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量：

其中，q_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，m³/d；Z表示气相偏差系数，无因次；T为沿整个井筒各个深度处的温度分布，K；P为沿整个井筒各个深度处的压力分布，MPa。

其中，本申请中，q_c是指井筒各个深度处的临界携液流量换算到标准状况(0.101MPa，20℃)下的临界携液流量。

第五步：根据沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，判断所述页岩气水平井的临界排液能力。

具体地，获取页岩气水平井整个井筒的最大临界携液流量A1，

判断所述页岩气水平井实际日气产量A2是否大于所述最大临界携液流量A1，

若是，则判断所述页岩气水平井不积液或者接近积液，若否，则判断所述页岩气水平井积液。

本申请的方法处理综合考量了复杂井筒结构(井斜角)和产液量变化特征之外，还考虑了液滴变形和液滴尺寸差异，从而弥补了现有临界携液流量方法无法准确计算页岩气水平井临界携液流量的不足。与现有临界携液流量方法相比，本发明的临界携液流量方法可以更加准确地计算页岩气水平井临界携液流量，积液预测精度更高。为合理确定排液采气时机和选择适当的排液采气工艺提供指导。

实施例

以下将通过实施例和比较例对本发明进行进一步的详细描述，但本发明不限于以下实施例。

实施例1：

表1为某一地区页岩气水平井现场参数表。表1中共有25口页岩气井，其中不积液井14口，积液井8口，接近积液井3口。

采集该25口页岩气水平井的现场参数，包括：日产气量Q_g、日产液量Q_l、井口油压P_t、井口温度T_t、井斜角θ_d、管柱内径D(管柱为组合管柱，不同深度的管柱的内径可能不同)、液相密度ρ_l、气相相对密度γ_g和气相组份组成。

其中，地层水密度ρ_l范围为1004kg/m³～1045kg/m³，气相相对密度γ_g范围为0.562～0.571，气相组份组成中：H₂S的摩尔分数为0％，CO₂的摩尔分数范围为0.3％～0.9％，N₂的摩尔分数范围为0.6％～2.6％。除了上述参数外，现场的25口井的日产气量Q_g、日产液量Q_l、井口油压P_t、井口温度T_t、井斜角θ_d(现场的25口井采集的为最大井斜角)、管柱内径D数据如下表1所示。

表1某一地区页岩气水平井的现场参数

根据上述测得的25口井的现场参数，分别计算沿整个井筒各个深度处的临界携液流速。

首先，根据每口井的日产气量、日产液量、井口油压和井口温度，获取沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布。

第二，根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，计算气-液界面张力和气相偏差系数。

第三，根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，以及气相偏差系数和气相相对密度，计算气相密度。

第四，根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，气相相对密度和气相组分组成，计算气相粘度。

第五，根据现场接近积液状态的水平井的日产气量、气-液界面张力、气相密度和液相密度，获取临界韦伯数，并根据临界韦伯数获取液滴变形系数。

第六，根据液滴变形系数，获取曳力系数。

获取上述特性参数后，根据日产气量、气-液界面张力、液相密度、气相密度、管柱内径、气相粘度、液滴变形系数、曳力系数和井斜角，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流速：

其中，u_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，m/s；Q_l表示日产液量，m³/s；σ表示气-液界面张力，N/m；μ_g表示气相粘度，mPa·s；D表示管柱内径，m；ρ_l表示液相密度，kg/m³；ρ_g表示气相密度，kg/m³；θ_d表示井斜角，°。

之后，根据管柱内径、沿整个井筒各个深度处的井筒压力、沿整个井筒各个深度处的井筒温度、气相偏差系数和临界携液流速，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量：

其中，q_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，m³/d；Z表示气相偏差系数，无因次；T为沿整个井筒各个深度处的温度分布，K；P为沿整个井筒各个深度处的压力分布，MPa。

最后，根据沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，判断页岩气水平井的临界排液能力。具体地，获取页岩气水平井整个井筒的最大临界携液流量A1，判断页岩气水平井实际日气产量A2是否大于最大临界携液流量A1，若是，则判断页岩气水平井不积液或者接近积液，若否，则判断页岩气水平井积液。

采用实施例1的方法的判断结果如图5所示，其中，菱形表示积液的水平井，方形表示不积液的水平井，三角形表示接近积液的水平井。结合现场采集的25口井的实际积液情况，采用实施例1的方法的积液预测结果中，有24口井预测准确。

下面给出几个对比例，其分别采用现有的Belfroid方法、修正Coleman方法和液膜方法计算沿整个井筒各个深度处的临界携液流速：

对比例1

采用Belfroid方法计算沿整个井筒各个深度处的临界携液流速。

采用以下公式计算临界携液流速：

其中，u_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，m/s；σ表示气-液界面张力，N/m；ρ_l表示液相密度，kg/m³；ρ_g表示气相密度，kg/m³；θ_d表示井斜角，°。

获取上述临界携液流速后，结合管柱内径、沿整个井筒各个深度处的井筒压力、沿整个井筒各个深度处的井筒温度、气相偏差系数和临界携液流速，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量：

其中，u_c为临界携液流速，m/s；D为管道内径，m；q_c为临界携液流量，m3/d；T为沿整个井筒各个深度处的井筒温度，K；P为沿整个井筒各个深度处的井筒压力，MPa。

获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量后，取所有临界携液流量的最大值，作为页岩气积液预测的判断标准。具体地，获取页岩气水平井整个井筒的最大临界携液流量A1，判断页岩气水平井实际日气产量A2是否大于最大临界携液流量A1，若是，则判断页岩气水平井不积液或者接近积液，若否，则判断页岩气水平井积液。

采用Belfroid方法的判断结果如图2所示，其中，菱形表示积液的水平井，方形表示不积液的水平井，三角形表示接近积液的水平井。结合现场采集的25口井的实际积液情况，采用Belfroid方法的积液预测结果中，只有12口井预测准确。

对比例2

采用修正Coleman方法计算沿整个井筒各个深度处的临界携液流速：

采用以下公式计算临界携液流速：

其中，u_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，m/s；σ表示气-液界面张力，N/m；ρ_l表示液相密度，kg/m³；ρ_g表示气相密度，kg/m³；θ_d表示井斜角，°。

获取上述临界携液流速后，结合管柱内径、沿整个井筒各个深度处的井筒压力、沿整个井筒各个深度处的井筒温度、气相偏差系数和临界携液流速，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量：

其中，u_c为临界携液流速，m/s；D为管道内径，m；q_c为临界携液流量，m3/d；T为沿整个井筒各个深度处的井筒温度，K；P为沿整个井筒各个深度处的井筒压力，MPa。

获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量后，取所有临界携液流量的最大值，作为页岩气积液预测的判断标准。具体地，获取页岩气水平井整个井筒的最大临界携液流量A1，判断页岩气水平井实际日气产量A2是否大于最大临界携液流量A1，若是，则判断页岩气水平井不积液或者接近积液，若否，则判断页岩气水平井积液。

采用修正Coleman方法的判断结果如图3所示，其中，菱形表示积液的水平井，方形表示不积液的水平井，三角形表示接近积液的水平井。结合现场采集的25口井的实际积液情况，采用修正Coleman方法的积液预测结果中，也只有12口井预测准确。

对比例3

采用液膜方法计算沿整个井筒各个深度处的临界携液流速：

采用以下公式计算临界携液流速：

其中，u_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，m/s；σ表示气-液界面张力，N/m；ρ_l表示液相密度，kg/m3；ρ_g表示气相密度，kg/m3；θ_d表示井斜角，°；N_B为bond数，无因次；f_w为壁面摩擦系数，无因次；D表示管柱内径，m；。

获取上述临界携液流速后，结合管柱内径、沿整个井筒各个深度处的井筒压力、沿整个井筒各个深度处的井筒温度、气相偏差系数和临界携液流速，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量：

其中，u_c为临界携液流速，m/s；D为管道内径，m；q_c为临界携液流量，m3/d；T为沿整个井筒各个深度处的井筒温度，K；P为沿整个井筒各个深度处的井筒压力，MPa。

获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量后，取所有临界携液流量的最大值，作为页岩气积液预测的判断标准。具体地，获取页岩气水平井整个井筒的最大临界携液流量A1，判断页岩气水平井实际日气产量A2是否大于最大临界携液流量A1，若是，则判断页岩气水平井不积液或者接近积液，若否，则判断页岩气水平井积液。

采用液膜方法的判断结果如图4所示，其中，菱形表示积液的水平井，方形表示不积液的水平井，三角形表示接近积液的水平井。结合现场采集的25口井的实际积液情况，采用液膜方法的积液预测结果中，只有13口井预测准确。

将给出了采用实施例1的方法和采用对比例1-对比例3的方法所判断的页岩气水平井的的积液预测情况进行统计分析，得到下表2：

表2临界携液流量方法积液预测精度比较

	对比例1	对比例2	对比例3	实施例1
					井数/口	25	25	25	25
预测准确井数/口	12	12	13	24
					预测精度(％)	48	48	52	96

由表2可知，对于现场25口页岩气水平井，采用实施例1的方法的积液预测精度最高，达到96％。而采用现有的Belfroid方法(对比例1)、修正Coleman方法(对比例2)、液膜方法(对比例3)的预测精度均较低，在50％左右。

虽然在本文中参照了特定的实施方式来描述本发明，但是应该理解的是，这些实施例仅仅是本发明的原理和应用的示例。因此应该理解的是，可以对示例性的实施例进行许多修改，并且可以设计出其他的布置，只要不偏离所附权利要求所限定的本发明的精神和范围。应该理解的是，可以通过不同于原始权利要求所描述的方式来结合不同的从属权利要求和本文中所述的特征。还可以理解的是，结合单独实施例所描述的特征可以使用在其他所述实施例中。

Claims (11)

1.一种页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：采集页岩气水平井的现场参数；

S2：根据所述现场参数获取井筒和流体的特性参数；

S3：根据所述现场参数和所述特性参数，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流速；

S4：根据所述现场参数、所述特性参数和沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，获取沿整个井筒各个深度处的临界携液流量；

S5：根据沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，判断所述页岩气水平井的临界排液能力；

其中，所述现场参数包括井斜角和日产液量。

2.根据权利要求1所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S1中，所述现场参数还包括：

日产气量、井口油压、井口温度、管柱内径、液相密度、气相相对密度和气相组份组成，或者

日产气量、井底流压、井底温度、管柱内径、液相密度、气相相对密度和气相组份组成。

3.根据权利要求2所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S2中，所述特性参数包括：

沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气-液界面张力、气相偏差系数、气相密度、气相粘度、液滴变形系数和曳力系数。

4.根据权利要求3所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S2具体包括以下步骤：

S21：根据所述日产气量、所述日产液量、所述井口油压和所述井口温度，或者根据所述日产气量、所述日产液量、所述井底流压和所述井底温度，获取沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布；

S22：根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，获取所述气-液界面张力和所述气相偏差系数；

S23：根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气相相对密度、气相偏差系数，获取气相密度；

S24：根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布、气相相对密度和气相组份组成，获取气相粘度；

S25：根据现场接近积液状态的水平井的日产气量、气-液界面张力、气相密度和液相密度，获取临界韦伯数，并根据临界韦伯数获取液滴变形系数；

S26：根据液滴变形系数，获取曳力系数。

5.根据权利要求4所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S25中，采用以下公式获取液滴变形系数：

其中，We_c表示临界韦伯数，无因次；k表示液滴变形系数，无因次。

6.根据权利要求5所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S26中，采用以下公式获取曳力系数C_d：

C_d＝0.424[1+2.632·min(1,k-1)]

其中，C_d表示曳力系数，无因次。

7.根据权利要求4-6任一项所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S21中：

根据日产气量、日产液量、井口油压和井口温度或者根据日产气量、日产液量、井底流压和井底温度，采用修正的Gray-B多相流方法获取沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布。

8.根据权利要求4-6任一项所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S22中：

根据沿整个井筒各个深度处的压力分布和温度分布，利用迭代法获取气相偏差系数。

9.根据权利要求6所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S3具体包括以下步骤：

根据所述日产气量、所述气-液界面张力、所述液相密度、所述气相密度、所述管柱内径、所述气相粘度、所述液滴变形系数、所述曳力系数和所述井斜角，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流速：

其中，u_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流速，m/s；Q_l表示日产液量，m³/s；σ表示气-液界面张力，N/m；μ_g表示气相粘度，mPa·s；D表示管柱内径，m；ρ_l表示液相密度，kg/m³；ρ_g表示气相密度，kg/m³；θ_d表示井斜角，°。

10.根据权利要求9所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S4具体包括：

根据所述管柱内径、所述井筒压力、所述井筒温度、所述气相偏差系数和所述临界携液流速，采用以下公式获取沿整个页岩气井筒各个深度处的临界携液流量：

其中，q_c表示沿整个井筒各个深度处的临界携液流量，m³/d；Z表示气相偏差系数，无因次；T为沿整个井筒各个深度处的温度分布，K；P为沿整个井筒各个深度处的压力分布，MPa。

11.根据权利要求10所述的页岩气水平井临界排液能力评价方法，其特征在于，步骤S5具体包括：

获取页岩气水平井整个井筒的最大临界携液流量A1；

判断所述页岩气水平井实际日气产量A2是否大于所述最大临界携液流量A1，

若是，则判断所述页岩气水平井不积液或接近积液，若否，则判断所述页岩气水平井积液。

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