气井井筒积液诊断方法分析
气井井筒积液的判断
⽓井井筒积液的判断265⽓井井筒积液的形成是⽔逐渐在井筒累计的⼀个过程，要想清楚的了解积液的本质，⾸先得弄懂积液的过程和危害。
在现场⽣产中，可以通过⽓井的⽣产数据判断⼀⼝⽓井是否存在井筒积液问题，以便于提前采取排⽔措施，保证⽓井长期稳定的开采，提⾼其采收率。
1?⽓井积液的过程⽓井在⽣产的过程当中，当井筒内的⽓体流速降低到不能将液体连续携带⾄井⼝时，部分液体会出现回落，并逐渐累计在井底形成积液。
⽓井的⽣产是⼀个动态的过程，伴随着井底压⼒和温度以及产⽓量⼤⼩的变化，积液形成也有⼀定的过程，主要分为⽓井的⾃喷、正在积液和已经积液三个阶段。
2?⽓井积液的危害积液的形成会造成对⽓层的回压，回压的出现会阻碍⽓体的流动，造成以下⼏种结果：2.1?产⽓量和产⽔量不稳定，逐步下降⽓流在流动的过程中，由于积液产⽣的回压，⽓体流速会呈现不稳定。
这也导致其产⽓量出现波动，且带⽔速度出现波动，产⽔量也不稳定。
2.2?井⼝压⼒下降快，油套压差增⼤随着积液⾯的上升，液体对⽓流上升造成的回压也将进⼀步增⼤，⽓井井⼝压⼒的下降趋势会加快，且由于油套管坏空内的积液⾯低于油管内的积液⾯，这时就会呈现油套压差增⼤。
如油套压差若为4MPa，根据P=ρgh 则可以计算出油管积液⾯与环空积液⾯⾼度差将达到408m。
2.3?⽓井⽔淹，提前停喷积液若不及时处理，情况会越来越严重。
当积液到⼀定程度时会造成⽓井⽔淹，⽓流⽆法到达地⾯，会提前停喷。
3?⽓井积液的判断?以延1-2井区试01井为例：（1）通过⽣产数据判断图１为试01井１个⽉内井⼝油套压变化。
由图１可知：试01井⾃９⽉１⽇后，油压逐步下降，套压基本保持稳定，油套压差呈现上升的趋势，由1.0MPa上升⾄3.0MPa。
图1?试01井井⼝压⼒变化试01井开井后，瞬时流量不稳定，波动⼤，12⼩时内瞬时流量从300m 3/h⾄600m 3/h之间来回波动。
试01井开井后的前三个⼩时内产⽔速度⼤，达0.25m 3/h以上。
井筒积液综合判断方法
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（ ％）
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的， 不难 发现 ， 产液 量 较小 时 ， 井 筒 中的压
力损失较小 ， 而温度损失较大， 温度成为影
４ ． 折 算压 力 法 大庆 地 区试 气 试 采过 程 中 ，折 算压 力 是 判 断井 筒 积 液 的最 常用 方法 之 ～ 。 折算 压力 是 指井 筒 某一 深 度 处通 过井 １ ５ １ 压 力 按 多相 流模 型 计 算 的压 力 。 目前 常 用 的多相 流计算 方法 ：Ｏ ｒ ｋ ｉ ｓ ｚ ｅ ｗｓ ｋ ｉ 方 法 、Ｈａ ｇ ｅ ｄ ｏ ｒ ｎ— Ｂ ｒ ｏ ｗｎ方 法 、Ｂ ｅ ｇ ｇ ｓ — Ｂ ｒ ｉ ｌ ｌ 方 法 、Ｍｕ ｋ ｈ ｅ ｒ ｊ ｅ ｅ — Ｂ ｒ ｉ ｌ ｌ 方 法 、Ｄ ｕ ｎ ｓ — Ｒ ｏ ｓ 方法 。通过 对大 庆油 田试 气试 采过 程 中 ， 多 口井 的多 相 流计 算 方法 的误差 综合 分 析 ，发现 Ｈａ ｇ ｅ ｄ ｏ ｒ ｎ — Ｂ ｒ ｏ ｗｎ
。
（ ４ — ２ ）
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图 １ 扁平 椭 球 液 滴
（ ４ － ３ ）
式中 ： 、 、 一 气相 、 液相 、 气液混合 物密度 ， ｋ ｇ ／ ｍ ；
一
即：
３ ５ ５ ４ ７ ６ ６ ７ ｌ ｌ ８ ８
凝析气田气井积液分析
凝析气田气井积液分析摘要：气井积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象，气井积液逐渐积累会导致产量下降，甚至停产。
本文根据苏20区块气井的实际生产情况，对产液气井井底积液的可能性进行分析，提出了判断气井井底积液的几种常见方法，并加以论证。
关键词：气井井筒积液套压产量气井积液一直是影响气井生产的一个很严重问题，詹姆斯.利、Turner、李闽等人对气井积液做了大量的研究，分析了积液形成的原因，提出了携液运动模型，为积液研究提供了理论基础。
1、积液形成的原因在气井生产的初期，由于气井能量充足，流速较高，液滴分散在气体中被携带出地面，井底不会产生积液。
而随着气井产量的下降，气体携带液体的流速降低，液体逐渐凝结，形成段塞流，重力作用下落至井底，容易形成积液。
2.5、压力计测试液面怀疑井底积液最直接证实的方法就是利用压力计进行压力测试，直接确定液面位置。
由于气体的密度远远低于水的密度，当测试工具遇到油管中的液面时，压力梯度曲线斜率会有明显的变化，可以根据计算数据精确确定油管中液面的深度。
3、结论1）根据李闽提出的气井气井携液临界流量公式可以算出不同压力和不同油管直径下气井携液的最低流量，在对气井进行配产时就要充分考虑到这一因素，满足气井的携液条件，提前预防气井积液。
对静态资料分析产能较差井，可以考虑下入小油管生产。
2）由于苏20区块开发采用节流器生产，因此判断气井积液的方法具有局限性，只能定性的分析气井是否积液，而不能定量的判断积液情况。
3）通过分析压力和产量的变化关系的方法只能初步判断井底是否有积液，而不能准备判断出积液位置，具体积液位置只能靠流压测试来确定。
4）对部分低产井，要定量判断积液情况，须采取打捞节流器后通过流压测试后判断。
5）根据前期经验，积液严重井（节流器以上积液），打捞节流器较为困难，需要加强积液井打捞相关研究。
6）用∮73mm油管生产气井，当单井产量小于0.96万方/天（即小于气井临界携液量）时，气井有积液条件。
“井筒积液典型症状”法判断气井积液
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ｌ月７ ２ Ｈ，Ｈ产水量 １ ６ 是采取提产带液和套注泡沫剂的措施下采 ．ｍ １
的适 用性
关键词
井 筒 积 液典 型症 状
动 能 因子
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在气井生产过程Ｌ ，井简秋液 会增 Ｊ气井的 凹压 ，限制气井的产 ｐ Ｊ ｕ 能 ，尤其对 于低压气井 ．井筒积液过 多会导致气井完全停喷 ，从而影
由 ｌ 可看 出．随 着油嘴直径 的增大 ，前期的产量随之增 加 ．但 到 了后 期却 反而 下降 ，这 ｉ 兑明气井 后期 可 能积 液 了 ， ｌ ｌ 年 中２ ，
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气田是中国西南地区最大的页岩气田之一，位于重庆市涪陵区境内，是中国首个大型商业化开发的页岩气田。
随着页岩气开发的深入，井下井筒积液问题日益引起人们的关注。
井筒积液是指在油气井中由于地层水、泥浆及其他液体不断进入井筒而引起的井筒内液位的上升现象。
积液不仅影响了油气井的正常生产，还会带来一系列的安全隐患。
对涪陵页岩气井井筒积液进行判别，对于提升生产效率和保障安全具有重要意义。
一、涪陵页岩气井井筒积液问题的特点1. 地质构造复杂：涪陵页岩气田地处长江神农坡地区，地质构造复杂，气藏性质多样，因此导致不同井的井筒积液情况也存在较大差异。
2. 水文地质条件复杂：该地区水文地质条件多变，地下水来源众多，水化学性质复杂，地下水对井筒积液的影响较大。
3. 页岩气井井筒渗流性强：涪陵页岩气井多为水平井，井壁有较强的渗流性，地层压力差异较大，导致井筒容易受到地层水的侵入。
二、涪陵页岩气井井筒积液的判别标准1. 根据涪陵页岩气井的地质情况，通过对井筒积液的观察和分析，制定了以下判别标准：（1）根据井下液面的高度：一般来说，如果井下液面高度超过规定的井筒积液标准高度，即可判定井筒积液情况。
（2）根据井下液体的性质：通过取井下液体样品进行化验和分析，判断液体的主要成分和含量，从而判断井下液体的来源和性质。
2. 根据井下液体的特征：（1）地层水：地层水是涪陵页岩气井井筒积液的主要来源之一，地层水的特征主要表现为含水量高、氯离子含量高。
（2）泥浆液：在施工或作业过程中，泥浆液也是导致井筒积液的重要原因之一。
泥浆液主要表现为悬浮固体较多、液体温度较低以及PH值偏酸等特征。
（3）天然气液：由于页岩气的特殊性，井下液体中可能含有天然气，这在判断井筒积液时需要特别注意。
三、针对涪陵页岩气井井筒积液的处理1. 通过调整生产参数，尽可能减少地层水的进入，如调整注水量和生产方式。
2. 对于泥浆液或其他外来液体的处理，可采取设立分离装置、注入分离剂等方式加以处理和清除。
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气是一种新兴的天然气资源，其含气层位具有复杂的岩石学和地质构造特征。
在涪陵页岩气勘探开发中，井筒积液是一个重要的问题，其对于评价页岩气储层的有效性和评估井的产能具有重要的意义。
因此，关于井筒积液判别标准的研究具有非常重要的意义。
本文将从涪陵页岩气井筒积液特征、井筒积液的判别方法以及井筒积液判别标准三个方面进行介绍。
涪陵页岩气具有井筒积液的多种特征，包括：（1）生产钻进液残留钻进液残留可以在钻井过程中污染井筒，导致井筒积液。
钻进液残留主要表现为一定量的泥浆或清水在井筒内残留。
（2）岩屑涪陵页岩气地层中存在粘土矿物，因此在钻井过程中会形成颗粒大的岩屑，产生在井底或井筒底部，容易形成堵塞。
（3）页岩微裂缝和天然裂缝由于页岩储层主要由片状的粘土矿物和细粒的石英和长石组成，因此在钻井过程中可能会遇到页岩微裂缝和天然裂缝，这些裂缝容易导致井筒积液。
（4）自然压力涪陵页岩气地层深埋，靠近地心，因此会形成较高的自然压力。
在钻井过程中，井筒周围的岩层受到井筒的影响，容易形成压力异常，进而形成井筒积液。
二、井筒积液的判别方法在涪陵页岩气勘探开发中，判别井筒积液可以采用以下方法：（1）观测井筒变化观察井筒内液位是否存在变化，如果变化较大且较快，则可能是因为井筒积液造成的。
此外，在连续钻井时，发现重钻速度增大、钻头回头等现象，也提示可能存在积液。
（2）分析钻废液分析钻废液的情况，如果发现井底的废钻液中含有较多的砾石和岩粉，则可能是因为储层破裂或井壁塌陷导致的井筒积液。
（3）测量钻柱重量测量钻柱重量，如果发现钻柱的重量突然增大，说明存在井筒积液，这种情况也需要及时处理。
（1）井筒液位超过井口以上当井筒中的液位超过井口以上，则说明存在积液。
（2）井筒重量增加井筒重量增加超过5%时，可以认为存在积液。
（3）钻柱下降速度减慢当钻柱下降速度减慢300m/h以上时，说明存在积液。
总之，合理判别涪陵页岩气井筒积液可以更好地指导页岩气井的开发和调整，为涪陵页岩气的勘探开发提供更加有效的技术支持。
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准涪陵页岩气是一种非常重要的天然气资源，其开发利用对能源领域的发展具有非常重要的意义。
然而，涪陵页岩气的开发也面临着一些难题，其中之一就是井井筒积液的问题。
本文旨在介绍涪陵页岩气井井筒积液的判别标准。
井井筒积液是指在天然气开采过程中，井下井筒内聚集的一种液体，通常包括产水和凝析水。
对井井筒积液的准确判别非常重要，因为它可能影响天然气的生产和储存。
涪陵页岩气井的井井筒积液判别标准主要包括两个方面：液体类型的判别和井井筒液位的判别。
一、液体类型的判别在涪陵页岩气开采过程中，井井筒积液可能包括产水和凝析水。
产水是指由含水层中的水与页岩气混合而成的液体，主要成分为水和少量的碳酸氢盐和钙镁离子等。
凝析水则是指天然气在孔隙中冷凝形成的液体，主要成分为轻质烃和少量的甲烷、乙烷等。
在判别井井筒积液类型时，需要根据液体的化学成分和物理性质进行综合分析。
通常，产水和凝析水的密度和黏度具有较大差异，因此测量井井筒积液的密度和黏度可以初步判别液体的类型。
一般来说，产水的密度较大，通常为1.01-1.03g/cm³，黏度较高，大约为20-50mPa·s；而凝析水的密度较小，通常为0.7-0.9g/cm³，黏度相对较低，仅为1-10mPa·s。
二、井井筒液位的判别在涪陵页岩气的开采过程中，井井筒积液形成后会形成一定的液位。
液位高低不仅影响天然气的生产和储存，还可能影响钻井和作业。
因此，准确判别井井筒液位也是非常重要的。
通常，液位可以通过测量井井筒内的压力或利用声波测试仪来判别。
利用压力计进行液位测量时，需要根据液体密度和重力加速度计算出液位高度。
利用声波测试仪测量液位时，可将声波传输到井井筒中，根据声波反射时间计算液位高度。
无论是哪种方法，都需要进行校准并且具有一定的误差。
除了这两种方法，还有一些其他的方法可以用于液位的判别，例如利用液面探测器等。
总之，液位的准确测量将有助于我们更好地控制涪陵页岩气开采的过程，减少井井筒积液对天然气开采的影响。
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气井井筒积液判别标准
涪陵页岩气区是目前全球规模最大的页岩气区域之一，位于重庆市涪陵区和长寿区境内。
涪陵页岩气钻井涉及大量的钻井液和泥浆，这些液体可能会在钻井后在井筒中积聚，从而影响钻井的生产效率和经济效益。
因此，如何判断井筒中积液情况成为了涪陵页岩气开发中的重要问题之一。
下面我们将介绍一些涪陵页岩气井井筒积液判别标准。
一、压力表法
在涪陵页岩气井井筒中积液时，可以通过在井口附近安装压力表来判断井筒中是否存在积液。
一般情况下，当井筒中的液体比气体更重时，压力表会显示一个较高的压力，反之则会显示一个较低的压力。
有时压力表可能会有误差，但通过观察压力变化趋势可以初步判断井筒中是否积液。
二、钻井液密度法
钻井液的密度是一个重要的量值，它可以用于判断井筒中的液体是否凝聚或者流动。
在钻井过程中，如果钻井液的密度与地层水或者岩层石灰岩等物质的密度相近，则很难判断井筒中是否存在积液。
但如果液体的密度明显高于其他物质，则可以初步判断井筒中存在积液。
通过测量钻井液密度来判断井筒中积液量的大小。
三、测量钻井液流量法
在钻井过程中，可以通过测量钻井液的流量来判断井筒中积液的情况。
当泥浆循环被堵塞时，钻井液的流量会变得非常小，这可以表明井筒中积液严重。
如果钻井液的流量较快，则表明井筒中没有积液或液体较少。
四、测量钻机功率
除了以上方法，还可以通过测量钻机功率来判断井筒中积液的情况。
当液体积聚在井筒中时，钻机在破岩时需要消耗更多的电力，钻机的功率会变得更高。
通过监测钻机功率变化可初步判断井筒中的液体是否足够大。
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气井井筒积液诊断方法分析
摘要：本文总结了常用的井筒积液判断方法如直观定性判断法、临界气体速
度法、动能因子法、实测压力梯度曲线法、回声仪液面监测法、产能试井分析法、折算压力法等，并结合气田开发情况对这些方法进行了比较和评价，对于研究气
井井筒积液具有一定的指导作用。
关键词：天然气；气井；积液；诊断方法
1直观定性判断法
日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，通过观察这种波动可以判
断积液面是否上升。
总的来说，对于正常生产井，当井筒出现积液时将表现出以
下特征：
油套压差增大（大于几个兆帕），说明油管中流动损失很大，携液能量不足，举升不正常，积液较多，液体不能全部带出来；短时间内油压和套压急剧降低
（明显大于自然递减规律）；地面发生液体间喷，产液量或气液比曲线较之前的
平稳生产出现较大波动；生产曲线中的产气量较之前的平稳生产出现较大递减；
测试得出的流压梯度曲线较之前的平缓曲线出现波动、接近井底部分的压力梯度
增大；井口温度下降。
井口温度取决于产气量、产液量、流速，其中最主要的是
产液量，因为在相同体积下，液体所携带的热量最大。
当井筒积液后，携液不畅，产液量降低，导致井口温度有所下降。
2临界气体速度法
气井生产过程中，在井筒内的流动状态为环雾流。
在环雾流中，气体是连续
相而液体是非连续相，液体在井筒中随着气体被举升到地面排出。
当井筒中的气
体没有足够的能量将液体举升至地面时，就会出现积液。
基于Turner模型所得出的计算气体最小排液速度和排液流量的方法理论上
对于气-水井或气-凝析油井都适用。
在气液多相流动的情况下，如果产气量低于
临界值，液体就会积聚在井底影响产气，并且会随着生产时间逐渐增多，最终导
致停产。
3动能因子法
动能因子反映了气井的产气能力，充分考虑了天然气的流体物性、压力、温
度和生产油管内径等，能真实体现油管内气水两相的流动特征，进一步体现了气
井的携液生产能力。
当动能因子变化时，携液能力也会变化。
动能因子是携液能
力和井筒积液的一个重要判断指标。
当生产条件一定的情况下，气井自身携液能力主要与气井的日产气量和气体
的相对密度有关，而影响动能因子的因素主要为产气量、井底流压与气液两相的
相对密度。
在利用动能因子判断井筒是否积液时，如果井底流速无限接近于
Turner模型的临界流速，则动能因子为5；如果井底流速无限接近于扁平形模型，动能因子为12。
根据现场实际开发情况，一般当动能因子小于5时，井筒存在积液；动能因子介于5~12之间时，可能存在积液；当动能因子大于12时，则不存
在积液。
4实测压力梯度曲线法
当气井正常工作时，井筒中的液体都是以小液滴形式举升至地面的，气体是
连续相而液体为非连续相。
对于纯气井，油管中的压力梯度等于流动气柱所产生
的压力梯度；而对于气液两相流井，则为气液混合物所产生的压力梯度。
若井筒
中某点及其以上不存在积液，则所测得的压力梯度应等于油管中气相或气液混合
物在该处的压力梯度；若该点处存在积液，则所测得的压力梯度应接近于井筒中
纯液相的压力梯度。
所以，通过比较井筒中所测点的压力梯度与纯液相在该点的
压力梯度的相似程度就可以判断井筒中是否积液。
目前在用的压力测试工艺过程相对简单，一般是从井深10m处开始测试，每
隔100m停点测试一次，直至气层中部，测流压梯度的同时还可以测流温梯度。
通过对气井全井压力、温度梯度的测试，分析井筒内流体的密度差异来反映精通
内部各个井段的压力变化，从而确定井筒积液情况。
气井的大量测试表明，油管
鞋附近常常表现出压力梯度异常，及其重度超过纯气柱的重度。
实测压力梯度曲线法是判断井筒是否积液以及积液位置的最可靠、最直观的
方法。
但由于不同井无积液时的压力梯度略有差异，因此实际分析判断时往往看
重的是曲线是否有波动或拐点，而不是单纯看其梯度值的大小。
5回声仪测液面法
利用回声仪来检测液面也是目前常用的方法，其基本原理是：安装在井口上
的装置发出一束声波，沿套管环形空间向井底传播，遇到音标、油管接箍和液面
等会发生反射。
反射波传到井口被微音器所接收，并将反射脉冲转化成电信号，
电信号经方法、转换、运算、显示和存储等处理，测出声波传播速度和反射时间，再利用接箍反射波或音标反射波计算出声速，最后根据声速和反射时间即可得到
井口与液面之间的距离，对井筒是否积液，积液程度做出有效判断。
6产能试井分析法
湍流在气井生产中是一个普遍存在的现象，在这种流动条件下，气井产能方
程可用指数方程或二项式方程来表示。
即：
指数方程
(1)
对两边取对数，则有
(2)
式中：——单位时间内标准体积流量，；——地层压力，MPa；——稳定井底压力，MPa；C，n——经验参数，0.5（完全湍流）≤n≤1（理想层流）。
上式表明，正常情况下在双对数坐标中，与为线性关系。
二项式方程
(3)
两边同时除以得
(4)
由上式可见，正常情况下在直角坐标系中与也为直线关系。
在气井井底有积液的条件下，其产能关系曲线、并非为直线关系，而会出现异常现象，主要表现为：斜率逐渐变小、曲线呈反方向变化等等。
7折算压力法
折算压力是指井筒某一深度处通过井口压力按多相流模型计算的压力。
根据理论模型和现场经验，利用折算压力判断井筒是否积液的情况如下：由井口折算到井底的压力小于压力计实测压力1-2MPa，说明井筒无积液；由井口折算到井底压力大于压力计实测井底流压，说明有积液；由井口折算到井底的压力小于实测井底流压太多，说明折算压力不准确。
8结论
本文介绍了气田中常用的积液诊断方法，通过对比各种方法在实际生产中的应用情况，如下表所示，发现单一判断方法由于地质条件，开发方式等存在差异并不能满足所有情况，实际生产中应使用多种方法相互结合验证建立判断标准。
判断方法所需参数判断标准适用范围
应用效果
直观定性判断法
产气量、产液
量、油套压等
气井异常波动
井下无封隔
器
一
般
临界气体速度法
临界气体速度、
临界携液流量
比较实际生产值
与临界值之间的差异
全部
较
好
动能因子法动能因子
比较实际值与理
论计算值之间的差异
全部
较
好
实测压力梯度曲线法
实际测试所得的
压力梯度曲线
压力梯度的异常
波动
能进行压力
测试的井
很
好
回声仪液面监测法
回声仪测得的液
面高度
液面高度是否到
达积液高度
能够下入回
声仪的井
很
好
产能试井分析法
气井稳定试井曲
线
分析试井曲线是
否异常
能够进行试
井测试的井
较
好
折算压力法井筒压力梯度
井筒中某点出的
压力是否异常
能够测试井
下压力的井
一
般
参考文献：
1.
马镐. 气井井底积液特征分析[J]. 辽宁化工，2012, 41(10):1050-1051.
2.
李雪琴，李海科，邓晗，等. 井筒积液综合判断方法[J].中国石油和化工，2014,(3):51-53.。