0 引言

临兴致密气藏属于典型的致密砂岩气藏，气井具有产量低、递减快、稳产期短等特征^[1-2]。目前，该气藏大部分气井存在井筒积液问题，导致了单井产量迅速下降、生产时间缩短以及水淹停产等现象，严重影响了整个区块致密气勘探开发的进程。现阶段主要靠排液采气、间歇开关井等助排措施生产，但是排液措施应用效果好坏不一，主要原因在于生产过程中对井筒的积液量和积液深度不能确定，无法选择适当的排液采气时机，也无法制定相配套的排采措施。

国内外对于致密气井井筒积液预测和判别的研究主要体现在以下2个方面：①在理论研究方面，建立了考虑液滴模型^[3-5]、液滴变形^[6-8]、变界面张力^[9-11]、临界滑脱密度^[10]和井筒变流量^[12-13]等情况下的临界携液流量计算模型，主要是针对液滴模型进行改进和修正，定性分析气井井筒是否存在积液；②在气井积液判别方面，结合气井实际生产动态特征，提出了井口油套压差法^[14]、井筒压力梯度测试法^[15-16]及经验公式法^[17-18]等几种判断气井井筒积液的方法，其中，井口油套压差法和经验公式法主要针对气井油套环空连通的情况，压力梯度测试法则需要针对气井井筒进行压力梯度测试，不能实时监测井筒积液情况，且测试费用昂贵。另外，还针对油套环空连通的情况建立了一些判断井筒积液高度和积液量的数学计算模型^[19-20]，而对于油套环空不连通的情况，套压不能反映真实的井下情况，目前尚无针对性的计算模型。

总之，井筒积液的判别和积液量预测是致密气藏开采后期排液采气作业时难以避免的问题，必须加以解决。许多学者都进行了相关的研究，并提出了相应的方法^[21-22]。在前期研究过程中通常采用的临界携液流量判断法，只能定性地分析井筒的积液情况，不能动态地模拟井筒中的积液过程并定量计算积液深度和积液量。因此，有必要结合临兴致密气藏气井生产管柱特点和生产动态数据，建立一套适用于该区井筒积液的动态预测方法，模拟致密气井井筒积液的动态物理过程，定量计算气井井筒的积液量，从而准确计算出气井井筒的积液高度，为气井的排液采气及生产管理措施优化等提供数据支持。

1 气田开发现状

临兴先导试验区致密气田主力气层为盒8段、山1段和太2段，气藏无明显气水界面，生产水气比约为1 m³/10⁴ m³，水型为氯化钙型。

针对临兴低渗透致密砂岩气藏储层多、含气井段长、物性差等特点，为使薄而多气层段的井得到有效开发并提高产量，采用分压合采一体化生产管柱。初期作为压裂管柱，采用73 mm的油管，安装井下封隔器，不安装井下压力计，压裂返排结束后直接作为生产管柱。

图 1为临兴气田M井的生产动态曲线，气井产量波动幅度较大。2015年12月11日，单井平均日产气量达到7 000 m³，油压为8 MPa，之后由于油压递减较快，导致单井日产气量为0 m³，因而间歇性关井；2015年12月18日，重新开井，单井平均日产气量达到7 540 m³，油压为2.6 MPa，后期产量递减较快，油压维持在2 MPa左右；2016年1月31日，油压低于系统压力，日产气量为0 m³。

临兴气田采用压裂生产一体化管柱，安装井下封隔器，油套之间不连通，套压不能反映真实的井下情况，目前尚无针对性的井筒积液量计算公式；另外，临兴气田采用简化的地面流程进行生产，缺少单井产液量记录数据和井底压力计量数据，导致常规的井筒积液判断方法无效。

2 井筒积液判断方法

关于气井井筒积液的判断方法，很多学者做过相关的研究，但是每种方法都有不同的适用范围和参数需求。常规的井筒积液判断方法如表 1所列。

2.1 临界携液流量判断法

根据生产管柱结构及实际生产数据，以M井的生产动态曲线为例，分析在井口压力分别为2 MPa，4 MPa，6 MPa，8 MPa情况下沿井筒剖面的临界携液流量(图 2)。在初期(产气量为7 000 m³/d，井口压力为8 MPa)，沿井筒剖面的临界携液流量为(2.17~2.36)万m³/d，实际产气量小于临界携液流量，井筒会发生积液；在后期(产气量为7 000 m³/d，井口压力为2 MPa)，沿井筒剖面的临界携液流量为(1.03~1.36)万m³/d，井筒仍会发生积液。

临界携液流量判断法比一般的经验判断法可靠，并被广泛应用，但是该方法不能定量计算井筒的积液量，无法为气井排液采气时机选择及措施优化提供数据支持。

2.2 井筒压力梯度曲线法

图 3为2016年3月10日对临兴气田M井进行的11个点的井筒压力测试结果，图中2条趋势线的交点即气液两相交界面的位置，从井口往下800 m处，压力梯度为0.88 MPa/100 m，可判断该井已经积液，积液高度为1 119 m。

井筒积液量计算公式^[15]为

$Q = \frac{{{\rm{ \mathsf{ π} }}\left( {D_{套内}^2 - d_{油外}^2} \right)}}{4}{h_{环界}} + \frac{{{\rm{ \mathsf{ π} }}d_{油内}^2}}{4}{h_{油界}} + \frac{{{\rm{ \mathsf{ π} }}D_{套内}^2}}{4}\left( {H - {h_{油}}} \right)$

(1)

式中：Q为井筒积液量，m³；D_套内为套管内径，m；d_油外为油管外径，m；d_油内为油管内径，m；h_环界为油套环空内气液界面高度，m；h_油界为油管内气液界面高度，m；h_油为油管下深，m；H为人工井底深度，m。根据生产管柱结构，利用式(1)计算得出M井井筒内的积液量约为6.5 m³。

井筒压力梯度曲线法是目前用于确定气井井筒积液的最有效的方法，能够定量计算井筒积液高度和积液量，但该方法需要对井筒压力进行实时测试，且作业成本高，无法实现连续监测。

3 OLGA动态模拟 3.1 OLGA软件适用范围

目前，国内致密气田在测试、完井和生产期间的井筒流动分析主要基于稳态方法，而稳态生产分析采用经验关系式，对计算、分析结果影响较大，具有很强的主观性。针对致密气田井筒中严重积液的情况，稳态计算结果无法满足设计和生产管理的需求，而需要采用非稳态的分析方法和手段。OLGA软件是基于机理模型的动态模拟软件，是国外多相流领域应用最多、效果最好的动态模拟分析软件，能够真实地模拟致密气田在生产过程中的井筒流动工况。与其他稳态分析软件相比，OLGA软件具有以下几方面的优势：①适用于中高压工况下的动态模拟计算。采用高压条件下的实测数据，可保证工艺计算的准确性。②适用于大口径井筒的模拟计算。在理论研究的基础上，经过大管径试验环道的测试和大量现场生产数据的校验，对数学模型进行了有效的检验和修正。③能够满足不同井段条件下的模拟计算需要，主要采用内建模型进行管道内物性参数、流动参数的计算。④可模拟井筒流动参数随时间和空间的变化。

3.2 考虑地层压力衰竭

根据M井的生产曲线及测压数据，采用OLGA软件建立井筒模型，模拟从2015年12月26日到2016年1月30日期间临兴致密气田M井的井筒积液过程。其中，地层压力为14.8 MPa，根据测试压力梯度分布(参见图 3)外推得到射孔段压力为10.8 MPa，井口油压为2 MPa，水气比为1 m³/10⁴ m³。依据M井的压裂返排数据，氯根离子质量浓度从4 225 mg/L上升到28 722 mg/L，而压裂液氯根离子质量浓度为4 000 mg/L左右，推测M井太2段地层出水。应用OLGA软件，模拟地层压力衰竭时，M井在生产过程中井筒积液的物理过程、产气量和井筒积液量随时间变化的动态过程(图 4、图 5)。

从图 4可以看出，压裂返排结束后由于返排不彻底，井筒中存在部分液体[图 4(a)]；生产初期，地层能量充足，部分液体能够被携带出井筒[图 4(b)]；随着地层能量衰减，不满足井筒的临界携液要求，无法将井筒内液体携带出井筒，最终导致井筒内大量积液，产生回压，限制了气井产能，甚至造成气井停喷[图 4(c)~(d)]。

从图 5可以看出，气井日产气量在35天内由平均1万m³逐渐降低为0 m³，与实际产气量递减规律相符合，并且与OLGA软件模拟的井筒积液物理过程中井筒积液时间以及积液造成气井停喷时机一致。根据井筒积液量动态曲线，初始状态下井筒存在约0.85 m³未返排净的液体，整个井筒中的积液量为6.4 m³，折算成井筒总液柱高度约为1 115 m，距离井口约804 m，与采用井筒压力梯度曲线法实测的井筒积液高度基本吻合，计算结果可靠。

3.3 考虑地层压力保持不变

应用OLGA软件，模拟地层压力保持不变时，M井在生产过程中井筒积液的物理过程、产气量和井筒积液量随时间变化的动态过程(图 6、图 7)。

从图 6可以看出，压裂返排结束后井筒中存在部分未排净的液体[图 6(a)]；生产初期，气井产气量低于井筒的临界携液流量，无法将井筒内液体全部携带出井筒，导致部分液体留在井筒中[图 6(b)~(c)]；由于地层压力保持不变，有充足能量将井筒内大部分液体携带出井筒，随着井筒内积液排净，在投产第17天后达到稳定生产[图 6(d)]。

从图 7可以看出，生产初期由于井筒存在未排净的积液，日产气量波动较大，在投产第17天后达到稳定生产，产气量为9 000 m³/d，井口压力维持在2 MPa，井筒积液量约为3.4 m³，与图 6所示的井筒积液物理过程一致，但是与M井实际产气量递减规律不相符合。

综上所述，在地层压力衰竭情况下，M井井筒动态积液过程与实际生产过程中的井筒积液规律一致；在地层压力保持不变情况下，M井井筒动态积液过程与实际生产过程中的井筒积液规律不一致。M井产气量递减较快是地层产水和地层压力衰竭共同作用的结果。

3.4 油管尺寸敏感性分析

由于M井采用73 mm的油管生产，后期产能不足且油管尺寸较大无法正常携液，导致井筒大量积液直至压死气井，需要及时采取排采措施^[23-24]。因此，在地层压力衰竭情况下，采用生产数据中相同的油压、产气量等数据，应用OLGA软件模拟分析M井采用不同尺寸油管(73.0 mm，60.3 mm，50.8 mm)时气井产气量和井筒积液量随时间的变化(图 8、图 9)。

从图 8和图 9可以看出，当M井采用73 mm的油管生产时，后期井筒无法正常携液，井筒积液量不断增加直至压死气井，产气量逐渐降低直至0 m³/d。当采用60.3 mm，50.8 mm的小尺寸油管生产时，其井筒携液能力较强，可逐步携带出井筒积液，自第4天起维持气井平均日产气量7 000 m³左右稳定生产，井筒积液量为3.3~3.7 m³，避免了大量积液在井底堆积造成回压压死气井，延长了气井的生产时间。因此，可考虑在生产过程中选择适当时机下入小尺寸油管进行排液，以保证气井的正常、稳定生产。

OLGA动态模拟方法可定量计算气井井筒积液量和积液高度，对选择排液采气措施具有重要指导意义。对于已经出现井筒积液的气井，计算井筒积液深度和积液量的动态变化，选择合适的排液采气措施，确定合理的排液参数(油管尺寸、药剂注入深度、药剂注入量等)；对于未采用排液采气措施的气井，模拟并预测其井筒的产气量和产液量变化情况，及时调整生产制度，选择适当的排液采气时机，匹配合理的产气量，保持稳定生产。

4 结论

(1) OLGA动态模拟方法能够模拟气井在生产过程中井筒积液的动态物理过程，应用于临兴低渗透致密砂岩气藏证实了气井井筒积液是地层产水和地层压力衰竭共同作用的结果。

(2) 应用OLGA软件动态模拟致密气井产气量和井筒内积液量随时间的变化，定量计算井筒的积液量和积液高度，与实测井筒压力梯度计算结果基本吻合，计算结果可靠，可降低临兴致密气田后期测试作业成本。

(3) OLGA动态模拟方法能够模拟计算气井在不同尺寸油管下产气量和井筒积液量随时间的变化，为气井排液采气时机选择及生产管理措施优化等提供数据支持。