基于液膜运动新准则的垂直气井携液临界点预测模型研究

《Results in Engineering》：A new criterion for predicting liquid loading in vertical gas wells

为解决垂直气井携液临界点预测不准的难题，研究人员开展了基于流型转变机理的携液临界新模型研究。通过实验观测将搅动流细分为伪环状流和伪段塞流，提出以液膜上下行流量各占一半为临界条件的新准则，结合节点分析系统建立了高精度预测模型。该模型在304口井数据验证中准确率达80.6%，为非常规气藏排液采气提供了新方法。

　　

随着全球致密气和页岩气井数量的激增，非常规气藏已成为清洁能源供应的重要组成。然而这类气藏普遍存在低渗透率、储层物性差、初期产量递减快等特性，导致垂直气井极易发生井筒积液。积液现象不仅严重制约气井产能、缩短生产寿命，还会造成年产损失和作业成本激增，成为气田高效开发的核心瓶颈。准确预测携液临界点对及时采取排液措施至关重要，但传统预测模型存在明显局限性。

传统上，携液临界预测主要基于液滴反转模型（如Turner模型）、液膜反转模型（如Barnea模型）和节点分析系统三类方法。液滴模型假设积液始于气体无法携带最大液滴时，但因依赖液滴形态等经验参数而普适性不足；液膜模型强调环-搅流过渡区液膜的主导作用，但预测结果常偏保守；节点分析通过耦合储层流入和井筒流出曲线确定最小稳定产量，但对低产气井适应性有限。尤其对于储层供气能力差异大的气井，传统模型常出现预测值与现场症状不符的情况。

为突破这一困境，西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室团队在《Results in Engineering》发表研究，通过创新流型观测和力学分析，建立了更精准的携液临界预测新模型。研究首先搭建了包含供气模块、供液模块、测试段模块和数据采集控制模块的可视化实验装置，采用内径50mm的透明聚碳酸酯管，结合高速摄像系统（Ultima APX）和压力传感器，对不同气相流速下的流型进行动态捕捉。通过亚甲蓝染色液膜和快速关阀持液率测量技术，量化了环流、搅动流和段塞流的转换边界。

研究的关键突破在于对搅动流的创新细分。团队发现传统意义上的搅动流实际包含两种不同机理的亚流型：在高气相流速下（12m/s）的伪环状流具有连续气芯，液膜以淹没波形式稳定向上输送，持液率低于10%、压力波动方差仅0.24；而当流速降至4m/s时转为伪段塞流，液桥间歇性堵塞井筒，持液率跃升至30%、压力波动方差增至1.35。基于这一发现，研究将伪环状流向伪段塞流的转变点定义为携液临界点，并推导出新的临界气相流速模型。

新模型的核心假设是：在临界点处，层流层内下行和上行液体流量均等于入口液体流量的一半。通过求解液膜动量方程，得到临界液膜厚度δ₀= [6Q_Lμ_L/(ρ_Lg)]^1/3，进而结合界面摩擦因子f_i=0.005(1+300δ/2r₀)计算出临界气体流速。该模型与节点分析系统耦合后，可根据气井的产能指数（PI）差异选择预测路径：高PI气井（PI>0.1×10⁴m3/(d·MPa2）采用节点分析确定携液临界点，低PI气井则直接应用新临界点准则。

在模型验证环节，研究选取了来自南部北海海上气田的52口高PI气井数据集和包含特纳、科尔曼等多位学者收集的237口低PI气井数据集进行测试。结果显示，对于高PI气井，新模型预测准确率达80.6%（54/67），显著高于液膜模型（22.4%）和特纳模型（0%）；对于低PI气井，新模型在积液井预测准确率为81.1%，在非积液井预测中准确率更达86.2%，均优于对比模型。以蜀西气田X井为例，新模型预测的临界流量5.8×10⁴m3/d与现场实测值6×10⁴m3/d高度吻合，而液膜反转模型预测值明显偏低。

通过参数敏感性分析发现，高PI气井的生产稳定性对井口压力和储层压力变化极为敏感：井口压力从5.6MPa升至5.8MPa或储层压力从10MPa降至9.6MPa，都会导致气井停产。这解释了为什么传统液膜反转模型在高PI气井中表现保守——其预测的临界点往往远离节点分析中的切点。

研究的创新性主要体现在三个方面：一是通过流型精细划分揭示了携液临界点的本质是流态失稳而非液膜反转；二是建立了基于液膜动力学的新临界准则，突破了传统模型的经验局限性；三是提出了按PI分类的预测思路，增强了模型的实际适应性。不过研究也存在一定局限，如实验仅针对垂直井，未涵盖斜井和水平井；PI分类基于有限数据集，普适性有待验证；模型未考虑凝析气井的混合流特性等。

该研究为非常规气藏积液预测提供了新理论支撑，尤其对低渗透气田的排液采气方案设计具有指导意义。未来工作将扩展至水平井流型分析，建立PI与储层参数的定量关联模型，并完善凝析气井的预测模块，进一步提升模型的工程适用性。