一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法技术

本发明专利技术提供一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法，属于气井排采工艺技术领域。所述方法包括：收集页岩气井生产动态参数，拟合页岩气井产能指数和递减系数；构建页岩气井井筒压降模型，计算不同油管内径压降随产气量的变化规律，确定不同油管内径最小压降点的稳产气量；以页岩气井低产稳产阶段为基准，优选油管内径在最小压降点处保证页岩气稳定生产；页岩气井生产方式优化设计，不断调节油套环空阀门开度，使油管处于最小压降的状态稳定生产以排液为主，油套环空通道流动面积大辅助产气，确保页岩气井以最小压降损失的方式生产；因此，该设计方法简单适用，为页岩气井排采工艺优化设计提供理论依据。工艺优化设计提供理论依据。工艺优化设计提供理论依据。

【技术实现步骤摘要】
一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法


[0001]本专利技术属于气藏排水采气领域，尤其涉及一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法。
技术背景
[0002]页岩气储层的渗透率远小于常规气藏，导致页岩气井产量递减规律不同于常规气井，表现出初期产液量高、产气量递减快的特点。随着生产的进行，页岩气井的井底流压大幅度降低，携液能力下降，进而地层水聚集在井底，增大井筒压降损失，使得气井长期处于低产阶段。低产阶段地层能量不足，井筒持液率高，常规油管通道生产时积液无法依靠气井自身能量携带出井口。因此，提高页岩气井最终采收率的关键在于及时排出低产阶段的气井积液。
[0003]现有速度管柱、泡排、柱塞举升、电潜泵、气举等常规气井排水采气工艺措施。不同工艺具有不同的特点，例如泡排利用气液搅动生成密度更小的含水泡沫，地层水以泡沫的形式不断被排出；电潜泵则直接将积液通过泵的增压排出井口。但不同工艺措施的介入时机和适用界限模糊，大多依靠常规气井现场工作经验。且同一工艺措施使用范围有限，难以结合页岩气井低产阶段生产动态参数，制定合理的排采工艺设计方案，实现页岩气井低产阶段连续携液。
[0004]工艺设计的本质是通过增压或降低携液气流速达到排水采气的目的。对于页岩气井而言，投产初期产液量大，但地层能量充足，采用套管生产即可。当产量下降到某一范围时，页岩气井进入低产阶段，通常采用下入油管的方法。该工艺措施可减小气体流动面积，提高气流速，增强气井携液能力，具有稳产的作用。其中油管下入时机及油管内径是该工艺实施的关键参数。/>[0005]现有经验方法认为投产早期下入油管利于气井生产。研究结果表明，油管内径小则流动稳定性好，但产气量越高井筒摩阻项压降越大。说明早期下入油管可能会由于摩阻项压降过高限制气井的生产。理论方法可针对某一范围的产气量，预测油管下入时机并优选最佳油管内径。但地层能量逐渐降低，产气量不断下降，同一油管内径同样不能维持气井长期稳定的生产。为此，考虑携液和压降损失两方面主要因素，结合两者之间的变化规律，设计合理的生产制度，即能不断利用油管通道的排水采气作用，实现气井积液被连续排出；又能利用地层能量，保证页岩气井以最小压降损失的方式稳定生产。
[0006]因此，本专利技术针对页岩气井低产阶段长的问题，利用节点系统分析确定油管下入时机，结合页岩气井生产动态参数确定油管内径，提出油管通道与油套环空通道同采的生产方式，使油管通道处于最小压降损失的状态稳定生产以排液为主，油套环空流动面积大则辅助产气，确保页岩气井以最小压降损失的方式生产。

技术实现思路

[0007]本专利技术的目的在于解决页岩气井低产阶段长，积液不能及时排出井筒影响气井正
常生产的问题，提出了一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法。为排采工艺优化设计提供理论依据。
[0008]为达到上述目的，本专利技术所述的一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法。包括以下步骤：步骤S1：确定页岩气井产能指数和递减系数，收集页岩气井目标区块试井实测数据和前期生产数据，选用页岩气井产能经验公式和Duong模型产量递减关系式，利用最小二乘法计算页岩气井产能指数和Levenberg
‑
Marquardt方法拟合递减系数，并绘制气井流入动态曲线和产量递减规律曲线；步骤S2：确定油管下入时机，收集页岩气井生产动态数据和井身结构数据，利用井筒压降模型计算套管流出曲线，结合节点系统分析方法，当页岩气井地层流入动态曲线与套管流出动态曲线相交于唯一的交点时对应的产气量为停喷产气量，对应的生产时间为油管下入时机；步骤S3：优选油管内径，以不同油管内径流出动态曲线的压降最低点为基准点，绘制产气量随油管内径变化的规律曲线，分析页岩气井产量递减规律趋势，确定低产稳产阶段产气量，在最小压降点下的不同油管内径随产气量变化曲线中读取对应的油管内径，即为目标油管内径；步骤S4：生产方式优化设计，确保页岩气井以最小压降损失的方式生产，初期采用套管生产，随着生产的进行套管稳定生产阶段结束，采用油管通道生产，并逐渐调节页岩气井油套环空阀门开度，使得油管通道在最小压降点处的产量以实现稳定生产和连续携液，并利用油套环空通道流动面积大辅助产气；进一步地，步骤S1收集目标区块的地层平均压力、气井产能试井实测数据和前期生产数据，选用工程中常用的气井产能经验公式：式中，Q
g
为气井产量，m3/d；J为产气指数，m3/(d
.
MPa)；p
r
为地层平均压力，MPa；p
wf
为井底流压，MPa。
[0009]根据气井产能试井实测数据，利用最小二乘法拟合得到产能指数J，并绘制地层流入动态曲线。
[0010]页岩气井产量递减经验关系式采用Duong模型，表达式为：式中，Q
gi
为气井前期产量，m3/d；t为生产时间，d；m为幂函数指数，无量纲；a为递减系数，1/d。
[0011]根据前期页岩气井生产数据，利用Levenberg
‑
Marquardt方法拟合幂函数指数m和递减系数a。
[0012]进一步地，步骤S2收集页岩气井生产动态数据和井身结构数据，计算套管流出动态曲线，选用的井筒压降模型表达式为：
式中，p为压力，Pa；z为深度，m；ρ
m
为混合密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θ为井斜角，
°
；f为摩阻系数，无量纲；v
m
为气液混合物表观速度，m/s；D为管径，m。
[0013]气液混合物表观速度表达式为：式中，v
SG
为表观气流速，m/s；v
SL
为表观液流速，m/s。
[0014]混合密度是关于持液率的函数，其表达式为：式中，H
L
为持液率，%；ρ
L
为液体密度，kg/m3；ρ
G
为气体密度，kg/m3。
[0015]基于实验测试和理论分析所建的适用于页岩气水平井的新持液率模型H
L
表达式为：式中，f0为含水率，小数。
[0016]摩阻系数f采用Mukherjee
‑
Brill模型中的计算方法：式中，e为绝对粗糙度，m；N
Re
为无滑脱雷诺数，无量纲，其表达式为：式中，ρ
ns
为无滑脱混合物密度，kg/m3；μ
ns
为无滑脱混合物粘度，Pa
·
s。
[0017]结合地层流入动态曲线，根据节点系统分析确定油管下入时机，对未来不同地层压力下流入动态曲线进行预测分析，当页岩气井地层流入动态曲线与套管流出动态曲线相交于唯一的交点时，其对应的产量即为停喷产气量，对应的生产时间为油管下入时机，套管稳定生产阶段结束。
[0018]进一步地，步骤S3优选油管内径，井口压力设定为页岩气井管道输压，利用井筒压降模型，计算不同内径的油管压降随产气量变化的曲线；由计算结果可知本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法，其特征在于，主要包括如下步骤：步骤S1：确定页岩气井产能指数和递减系数，收集页岩气井目标区块试井实测数据和前期生产数据，选用页岩气井产能经验公式和Duong模型产量递减关系式，利用最小二乘法计算页岩气井产能指数和Levenberg
‑
Marquardt方法拟合递减系数，并绘制气井流入动态曲线和产量递减规律曲线；步骤S2：确定油管下入时机，收集页岩气井生产动态数据和井身结构数据，利用井筒压降模型计算套管流出曲线，结合节点系统分析方法，当页岩气井地层流入动态曲线与套管流出动态曲线相交于唯一的交点时对应的产气量为停喷产气量，对应的生产时间为油管下入时机；步骤S3：优选油管内径，以不同油管内径流出动态曲线的压降最低点为基准点，绘制产气量随油管内径变化的规律曲线，分析页岩气井产量递减规律趋势，确定低产稳产阶段产气量，在最小压降点下的不同油管内径随产气量变化曲线中读取对应的油管内径，即为目标油管内径；步骤S4：生产方式优化设计，确保页岩气井以最小压降损失的方式生产，初期采用套管生产，随着生产的进行套管稳定生产阶段结束，采用油管通道生产，并逐渐调节页岩气井油套环空阀门开度，使得油管通道在最小压降点处的产量以实现稳定生产和连续携液，并利用油套环空通道流动面积大辅助产气。2.如权利要求1所述的一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法，其特征在于，步骤S3优选油管内径，具体过程为：井口压力设定为页岩气井管道输压，利用井筒压降模型，计算不同内径的油管压降随产气量变化的曲线；由计算结果可知，不同内径油管压降变化规律一致，随着产气...

【专利技术属性】
技术研发人员：罗程程，吴宁，刘永辉，王强，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：