气藏产气井合理井口压力确定方法——以刘庄储气库为例

《Energy Geoscience》：Method for determining the reasonable wellhead pressure of gas storage production wells: A case study of the Liuzhuang gas storage reservoir, China

　　

针对具有边底水的刘庄储气库，生产井过高的井底压力可能导致边底水突破，降低有效库容；而过低的井底压力则难以实现产气目标。因此，确定产气井的合理井口压力对储气库高效运行具有重要意义。研究人员对比了液滴反转模型（Droplet Inversion Model）和液膜反转模型（Liquid Film Inversion Model）等七种临界携液流量（Critical Liquid-Carrying Flow Rate）计算模型，确定Belfroid临界携液模型为评价刘庄储气库积液问题最准确的方法。在此基础上，结合节点分析（Nodal Analysis），获取了不同储层渗透率（Permeability，K）和表皮系数（Skin Factor，S）条件下的产气量与临界携液流量关系曲线，进而绘制了刘庄储气库气井积液风险井口压力图版。该研究为现场诊断产气井积液问题提供了技术支持。

地下储气库作为天然气储存的有效设施，广泛应用于调峰保供，在解决长距离管道输送与城市燃气需求波动之间的错配、保障系统稳定安全方面发挥着关键作用。目前中国已建的储气库多为枯竭油气藏或盐穴型储气库。刘庄储气库是西气东输冀宁联络线沿线的重要配套工程，属于具有活跃边底水的枯竭油气藏型储气库，目前已完成十轮注采周期。然而自投运以来，该储气库长期未能达到设计库容，确定产气井合理井口压力对于实现库容与产能双重目标至关重要。

以往研究主要关注油气藏开发压力管理、井口压力优化及环空压力控制，如Cheng等（2019）采用油藏工程方法建立了合理注采压差图版；Zhu等（2004）利用数值模拟构建气油比与压力关系图以实现气井动态监测；He等（2022）分析白云深水区38口井的测井数据，建立不同水深条件下的破裂压力图版；Ding等（2017）设计高压气井环空压力管理标准图版。但这些研究与储气库合理井口压力研究存在本质区别：前者主要关注储层动用和高压环空管理，而后者核心在于防止井筒积液，确保足量液体被排出井筒，进而确定合理井口压力。

**临界携液流量计算方法优选**

临界携液流量计算方法主要分为液滴反转模型和液膜反转模型两大类。液滴反转模型最初由Turner等（1969）提出，其基本原理为垂直井筒内液滴悬浮于气流中，受气体浮力（F_g）、液滴自身重力（G_w）、气体施加的曳力（F_D）及侧向力作用，平衡条件下曳力与浮力之和等于液滴重力，由此推导出临界携液气速公式。后续研究者在Turner模型基础上进行了诸多改进：Zhou（2019）结合实测流压和温度数据获取气井实际流速与临界流量多因素变化规律；Wang等（2022）考虑含油率、井斜角等因素影响，建立了中浅层水平井液滴反转三相（油-气-水）流诊断模型；Liu等（2022）引入补充诊断准则，将Turner模型应用于致密气藏非积液井识别，准确率提高88.5%。为进一步提高计算精度，研究者通过精细表征液滴形状和曳力系数发展了多种改进模型：Li等（2001）假设液滴为椭球形建立携液模型；Peng（2010）考虑液滴内部流动对曳力系数的影响；Wang和Liu（2007）构建了高雷诺数和高Ostwald数条件下的计算模型；Wei（2007）通过可视化实验建立了零液流量条件下的携液模型。综合各类液滴反转模型，临界携液流速和流量可表示为通用公式：v_g=c[σ(ρ_L?ρ_g)/ρ_g²]^0.25和q_sc=2.5×10⁴Apv_g/(ZTp)，其中模型系数c因液滴形状、曳力系数等假设不同而存在显著差异。

然而液滴反转模型本质上是为直井条件设计的，当气井存在井斜角时，所需携液流量会增大，在井斜约30°时达到最大。刘庄储气库以定向井为主，典型井斜角约30°，因此液滴反转模型不直接适用于该储气库注采井。液膜反转理论主要包括Wallis（1969）提出的经验公式、Belfroid基于液膜反转模型发展的修正模型，以及Barnea（1986）假设液膜均匀分布提出的环状流向转变边界机理模型。液膜反转模型认为液膜反向流动是积液的主因，其主导作用力为气液界面剪切应力（τ_i）、液体重力及管壁剪切应力（τ_w），与液滴模型中涉及的液体重力和气体曳力不同，且可应用于倾斜井。Barnea模型公式复杂、输入参数多、现场应用困难，本研究排除该模型，重点对比Wallis和Belfroid模型。

基于2023年生产期各注采井平均产气量和平均井口压力数据，研究人员采用Wallis和Belfroid公式评价井筒积液状况。Wallis模型结果显示9口井中5口处于积液区、3口处于近积液区、仅1口处于非积液区，与实际情况差异显著；而Belfroid模型显示6口井处于非积液区、3口处于近积液区，与现场观测更为吻合，因此确定Belfroid模型为评价该储气库注采井积液状况的最适用方法。进一步分析2023年生产期日产量与临界携液流量关系，确定JH1、JH9、JH10和JH12四口井当前存在积液风险，实际生产中这四口井确实检测到井筒积液现象。

**产气井合理井口压力确定**

利用优选出的携液流量计算方法，结合节点分析，建立刘庄储气库注采井井口压力图版。研究人员采用PIPESIM井筒流动模拟软件构建单井筒模型，以JH2井为例，设置初始地层压力11.60 MPa、储层压力13.2 MPa、储层温度55.60°C、油管直径76.00 mm、Forchheimer公式描述产能方程、Hagedorn-Brown公式描述气水两相流模型。节点分析法将产气系统分为从地层到井底的流入动态和从井底到井口的流出动态两部分，通过求解交点确定合理产气量。选取渗透率、储层厚度、表皮系数和地层压力四个因素进行分析，其范围依据储气库实际物性确定：渗透率3.75–120 mD，表皮系数?5至5，储层厚度10–35 m。

基于JH2井实际参数构建井筒模型，获得不同因素条件下产气量与临界携液流量的参数边界曲线。渗透率方面，假设渗透率条件下产气能力可满足临界携液要求，当前井条件下JH2井产气性能较好；表皮系数方面，气井产气量与井口压力呈反比，表皮系数越高合理产气量越低，当表皮系数在?3至5之间、井口压力7–10 MPa时产气量低于临界携液流量，存在积液风险；储层厚度方面，产气量随井口压力降低而增加，随厚度增加而增大，当有效厚度10–15 m、井口压力9–10 MPa时产气量低于临界携液流量，存在积液风险。其他井参数界限与JH2井一致，仅个别井产能和临界携液流量计算所用井斜角不同。

基于不同参数组合下临界携液流量与产气量交点对应的井口压力，建立识别不同地质条件下积液风险的井口压力图版。渗透率-井口压力图版显示，随渗透率增加，积液风险对应的井口压力升高但增速逐渐减缓，当渗透率达到一定程度后趋于稳定；同一渗透率下，地层压力越高积液风险对应的井口压力越高。当前刘庄储气库地层压力12.00 MPa、射孔段平均渗透率16.1 mD，积液风险井口压力约为10.33 MPa。表皮系数-井口压力图版显示，表皮系数增加表示地层伤害加重、井筒完整性降低、气井产能下降，积液对应的井口压力降低即积液可能性增大；同一表皮系数下，地层压力升高则积液风险对应的井口压力升高。当前表皮系数?3，积液风险对应的井口压力约为10.30 MPa。储层厚度-井口压力图版显示，随厚度增加积液风险对应的井口压力升高，趋势与渗透率相似，影响持续增大但增速减缓；当前平均厚度20 m，积液风险井口压力约为10.34 MPa。

**结论**

本研究对比多种临界携液流速计算方法后，确定Belfroid模型为计算刘庄储气库临界携液流量的最适用方法，基于2023年生产期实际产气数据识别出JH1、JH9、JH10和JH12四口井当前存在积液风险。通过建立单井筒模型并应用节点分析，揭示了九口井在不同渗透率、表皮系数和储层厚度假设下的携液能力规律，进一步评价了各井当前产气量是否满足临界携液要求。编制了刘庄储气库通用井口压力模板，通过拟合不同参数组合下交点井压数据得到趋势方程，确定了不同地质条件下的积液风险对应井口压力，为未来现场开发和新井作业提供了有价值的参考。当前刘庄储气库地层压力12.0 MPa、井平均储层厚度20 m、表皮系数?3、射孔段平均渗透率16.1 mD，基于建立的井口压力通用参数图版，积液风险对应的井口压力约为10.3 MPa。