李 琳，刘 军，伍 勇，谢 姗

（1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司宜黄天然气项目部，陕西西安 710018）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地，是典型的“低孔、低渗、低丰度”致密砂岩气藏，储层有强水敏性，且由于气井产量普遍偏低，很难将储层产出水完全排出井口，井筒内积液形成的回压致使气井产量降低甚至停产，严重影响气井产能发挥和气田正常生产，因此准确判识气井积液井对预防、治理气井积液意义重大。

通常可利用流压测试或临界携液流量计算法来判断积液，但流压测试成本较高，且不能直观反映井筒中气液两相的分布状态，而临界携液流量计算法误差较大，应用时需对参数进行修正。本文通过对气井井筒内持气率、持水率的测试，直观确切地反映产水气井井筒内气液两相分布状态，分析了井筒内密度、流压与持气率的相关性，并通过统计分析现场气井压力测试资料，得出气井井筒流态与产气量、井底压力的关系，提出排水采气措施优化建议，对积液井管理有一定的指导意义。

1 气液两相垂直管流流态分布研究

垂直管中气液两相混合流一般认为的典型流态可分为四种，按照混合物中气相含量由低到高分别为：泡状流、段塞流、过渡流、环雾流[1]（见图1）。

图1 垂直管气液两相流典型流型

判识气井井筒内是否存在积液最准确的方法是现场测试，常规方法是在油管内下入压力计测试从井口至井底的压力值，通过压力梯度的变化来判断液相含量。选用SONDEX 多参数组合测井仪可测得自然伽马、磁定位、流体压力、温度、密度、持水率计数、持气率计数和持水率等多个参数，较常规压力测试可直接连续测得井筒内持水率和持气率数据，更为直观的展示了垂直管中气液两相的分布情况。应用持气率能够准确直观的判断流型：

环雾流：Hg＞0.85

段塞流：Hg=0.25～0.85

泡状流：Hg＜0.25

Hg-持气率，%。

运用SONDEX 多参数组合测井仪测试X1 井数据（见表1），根据测试数据绘制的X1 井的流压、密度、持水率计数、持水率及持气率曲线（见图2）。

表1 X1 井SONDEX 多参数组合测井仪测试数据表

图2 X1 井SONDEX 多参数组合测井仪产气剖面测井成果图

通过分析测试结果，得出以下几条结论：

（1）气液两相垂直管流中两相分布是不停变化的，总体上越靠近井口，气相含量越高；

（2）段塞流的分布呈现不连续状态，在有些气井中是段塞流夹杂着环雾流出现的；

（3）持水率与持气率曲线呈对称分布，二者之和为1；

（4）密度曲线与持水率曲线具有很好的相关性，流压梯度随着持水率的升高而增大，但在局部相态剧烈变化的位置，密度曲线和持水、气率曲线对相态变化的灵敏度较流压数据更高。

对比常规流压测试判识积液的方法，这里以X2井为例，SONDEX 多参数组合测井仪测试结果（见表2）显示井筒内流态变化出现在1 817 m 处，而流压点测数据绘制压力梯度曲线表明流压在井深2 000 m 后出现拐点（见图3），即为流态变化点，计算得到两条压力梯度曲线的交点为2 150 m。对比两种测试方法的结果，误差333 m，考虑到井筒内流态处于不断变化的状态，且相比3 000 m 左右的井深，300 m 的误差对于排水采气措施的安排影响很小，因此流压测试判识气井是否积液并通过压力梯度判断气液两相流态是一种可靠的方法。

表2 X2 井气液分布流型判断

图3 X2 井流压点测数据绘制压力梯度曲线图

根据井筒中流态的情况，将产水气井分为四类：

（1）不积液井：整个井筒中全为环雾流；

（2）轻微积液井：井筒下半段为段塞流，随井深减小出现环雾流，井底不存在泡状流或泡状流范围很小；

（3）积液井：井底几百米范围内为泡状流，向上逐渐出现段塞流、环雾流；

（4）严重积液井：井筒中一半甚至更大范围为泡状流，且直接过渡到环雾流，几乎没有段塞流存在。

2 井筒流态判识

图4 日产气量小于0.1×104m3 气井流压测试曲线

流压曲线虽然在局部位置上对相态变化反映不够灵敏，但却可以准确反映整个井筒中气液两相的分布和范围，且流压测试已长期应用于现场，积累下大量可靠数据，通过对单井压力测试数据统计分析可进行井筒流态判识。

2.1 日产气量小于0.1×104m3

该类气井产量非常低甚至不产气，一般可分为两种情况：当井底压力＞10 MPa 时，井底几百米至上千米范围内为泡状流，气井处于严重积液甚至“淹死”状态；当井底压力＜10 MPa 时，全井筒为环雾流，气井不积液，也意味着该类气井生产能力濒临衰竭。

段塞流在日产气量小于0.1×104m3的气井中几乎不出现。

2.2 日产气量0.1×104m3～0.3×104m3

当井底压力＞18 MPa 时，井筒内大部分为泡状流，积液严重；8 MPa＜井底压力＜12 MPa 时，井筒内2 000 m至井底部分出现段塞流，井筒中部至井口为环雾流，没有泡状流；当井底压力＜8 MPa 时，全井筒为环雾流（见图5）。

图5 日产气量0.1×104m3～0.3×104m3 气井流压测试曲线

2.3 日产气量0.3×104m3～0.4×104m3

当井底压力＞10 MPa 时，井底为段塞流或泡状流；当井底压力＜10 MPa 时，全井段为环雾流（见图6）。

图6 日产气量0.3×104m3～0.4×104m3 气井流压测试曲线

2.4 日产气量0.5×104m3～0.6×104m3

当井底压力＞12 MPa 时，井底为段塞流；当井底压力＜12 MPa 时，全井段为环雾流（见图7）。

综上，气井日产气量越小、井底压力越大，气井积液越严重；随着气井日产气量的增大，井筒内出现段塞流、环雾流对应的井底压力值也相应增大（见表3）。

表3 井筒流态与日产气量及井底压力关系表

图7 日产气量0.5×104m3～0.6×104m3 气井流压测试曲线

表3 井筒流态与日产气量及井底压力关系表（续表）

对于气田生产单位而言，井口油压、套压是更容易获得的数据，而井底压力与井口压力有很好的相关性，可以利用垂直管流公式进行折算，从而得到井口压力和气量、流态之间的关系。

3 积液气井管理

苏里格气田目前常用的排水采气措施主要有泡沫排水采气、氮气气举、柱塞气举、同步回转压缩机气举、速度管柱、间歇开关井等，根据每项措施的特点及适用性，针对不同日产气量、不同井筒流态的气井，对现场排水采气措施提出优化建议[2]（见表4）。

表4 不同流态气井积液程度判断及排水采气措施优化建议

4 结论与认识

（1）通过SONDEX 多参数组合测井仪对井筒内气液两相持气率、持水率的测试，发现密度曲线与持水率曲线具有很好的相关性，流压随着持水率的升高而增大，持水率对气液相态变化的灵敏度较流压数据更高，但流压仍可以准确反映气井积液程度。

（2）统计分析气井压力测试资料，得出致密砂岩气藏气井井筒流态与产气量、井底压力的关系，气井日产气量越小、井底压力越大，积液越严重；随着气井日产气量的增大，井筒内出现段塞流、环雾流对应的井底压力值也相应增大。

（3）针对不同积液程度的气井提出排水采气措施优化建议，对致密砂岩气藏现场积液气井管理具有一定的指导意义。