深层页岩气水平井积液诊断及模型对比研究
气井井筒积液诊断方法分析
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。
威荣深层页岩气田开发水平井测试选段技术研究
油气藏评价与开发RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT2021年第11卷第1期威荣深层页岩气田开发水平井测试选段技术研究王浩宇，熊亮，史洪亮，董晓霞，魏力民，简万洪（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都610041）摘要：国内外成功开发的经验表明，压裂改造是实现页岩气开发的重要步骤，而测试选段是压裂改造前期工作中最为关键的一步，选段好坏决定着压裂改造的效果。
以威荣页岩气田平台井为研究对象，根据前期评价井和后期开发井基础资料的特征，结合测试选段原则，对后期开发井的选段思路进行深化，并从轨迹、地质、工程、裂缝预测四大方面对开发井资料进行合理利用，形成以轨迹穿行评价、地质参数评价、工程参数评价、裂缝预测、综合分段“五步法”的页岩气水平井地质—工程一体化测试选段技术。
使用该项技术开发井的测试无阻流量较前期评价井提高1～2倍，节约40%方案时间。
现场试验表明，该技术对提高深层页岩气的效益开发具有一定的借鉴。
关键词：威荣页岩气田；测试选段；水平井；效益开发；非常规中图分类号：TE37文献标识码：ATesting and selection techniques of horizontal wells in Weirong Shale Gas FieldWang Haoyu,Xiong Liang,Shi Hongliang,Dong Xiaoxia,Wei Limin,Jian Wanhong（Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Sinopec Southwest China Oil and Gas Company,Chengdu,Sichuan 610041,China ）Abstract:The successful development experience at home and abroad shows that fracturing is an important step to realize shale gas development,and testing selection is the most critical step in the preliminary work of fracturing.The quality of the selection determines the effect of fracturing.Taking Weirong Shale Gas Field platform wells as the research object,according to the characteristics of the basic data of the early evaluation wells and the later development wells,and combined with the principle of testing selection,the later development well selection ideas are deepened.And the development well data is rationally utilized from four aspects,which are the trajectory,geology,engineering and fracture prediction,forming a geological-engineering integrationtechnology of shale gas horizontal well testing selection in “five steps ”of trajectory evaluation,geological parameter evaluation,engineering parameter evaluation,fracture prediction,and comprehensive segmentation.The test open flow rate of development wells obtained by this technology is increased by about 1～2times compared with the previous evaluation wells,saving 40%of theproject time.Field tests show that this technology has certain guiding significance for improving the beneficial development of deep shale gas.Key words:Weirong Shale Gas Field,test section selection,horizontal well,benefit development,unconventional由于页岩储层的特殊性，页岩气只能通过压裂改造才可能获得产能，而测试选段是页岩储层压裂改造前期工作中最为关键的一步，一般是在水平井完钻、测录井等资料出来后，讨论具体的测试选段方案，即确定水平段重点压裂施工的层段。
页岩气水平井固井技术研究进展
页岩气水平井固井技术研究进展页岩气水平井固井技术研究进展随着能源需求的日益增长，页岩气逐渐成为了替代传统石油天然气的重要资源。
水平井作为主要的生产工具，其固井技术成为了页岩气开发中的重要问题。
近年来，国内外学者针对页岩气水平井固井技术进行了研究，本文就其研究进展进行了综述。
一、水泥固井技术水泥固井是目前水平井固井技术的主流方案，其通过注入水泥浆将套管与井壁固定，防止井壁侵蚀和漏失油气。
然而，页岩气水平井中存在的大量细小裂缝会导致水泥浆的染浸，影响其固结力，并产生裂缝，从而使油气渗漏。
因此，国内外学者在水泥固井领域的研究主要围绕水泥改性与水泥浆稳定性。
其中，P. L. Dürig等(2015)提出了一种纳米级碳酸钙在水泥胶凝体中的应用，该技术能够形成更致密、更均匀的水泥固结体，并使固井力度提高60%以上。
另外，A. C. Boivie等(2018)研究了不同温度下水泥胶凝体的强度和耐久性，发现在较高温度下固井效果更佳。
同时，X. Chen等(2019)通过添加聚丙烯酰胺( PAA)改善了水泥浆体的流动性，并提高了固井效果。
二、环氧树脂固井技术除了传统的水泥的固井技术，针对页岩气开发中水泥固井存在的问题，环氧树脂固井技术被提出。
与水泥固井相比，环氧树脂具有更高的渗透性和粘附性，可以更好地填补井壁的裂缝和孔隙。
因此，为了提高环氧树脂固井的效果，国内外学者进行了一系列相关研究。
其中，B. Li等(2016)研究了环氧树脂固井的最佳浓度、固化时间和接触时间，提高了固井效果并减少了漏失。
同时，Q. Zeng等(2018)通过与水泥固井技术的组合应用，有效地提高了固井的完整性和耐久性。
三、石墨烯增强固井技术石墨烯具有极高的强度和导电性，其与水泥等材料的复合可以有效地加强其力学性能。
因此，石墨烯增强固井技术被提出，并取得了一定的研究进展。
例如，L. Huang等(2019)研究了石墨烯在水泥浆体中的添加量，发现当石墨烯/水泥比例为0.25%时，固井力度可提高71.6%，漏失率降低至0.8%以下。
“井筒积液典型症状”法判断气井积液
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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。
国内页岩气水基钻井液研究与进展
1 . 1 井壁稳定技术 页岩地层中的黏土矿物含量（蒙 脱 石 ）相对含
量 、绝对含量均很高，再加上页岩地层微裂缝较为 发 育 ，水基钻井液滤液易沿着微裂缝、孔隙渗人地 层 ，与页岩地层中的黏土矿物发生水化作用' 破 坏 缝 间 胶 结 物 ，并 产 生 膨 胀 压 力 ，破坏了井壁应力 平 衡 |61。 由 于 水 基 钻 井 液 滤 失 量 对 比 油 基 钻 井 液 而 言 较 大 ，裂缝渗流作用使滤液进人孔隙中，造成井 壁 孔 隙 压 力 增 大 ，弱 化 了 水 基 钻 井 液 对 井 壁 的 有 效 支 撑 ，易造成井壁失稳；若提高水基钻井液密度， 虽 有 利 于 水 基 钻 井 液 对 井 壁 的 支 撑 作 用 ，但易造成
1221通 过 加 人 有 机 钾 盐 改 变 渗 透 压 ，该技术成功应用 于三开马溪组井段，钻进 时 ，起下钻通畅，无明显 掉 块 ，钻井液性能稳定，无增稠现场。 2 . 2 强封堵型水基钻井液
长宁-昭通区块页岩气水平井由于页岩地层微 裂 缝 发 育 ，在 钻 进 过 程 中 ，易 出 现 掉 块 卡 钻 、起下 钻遇阻的现象。龙大清|W |等根据该井的地质特点， 引进W 外封堵防塌处理剂配制成强封堵水基钻井 液 ，并 在 长 宁 H 9 中 3 n 井成功应用，钻进过程中， 无 掉 块 现 象 ，转 换 时 返 砂 情 况 为 极 少 量 掉 块 ，井眼 较为稳定。宣 页 1 井是中石化华东分公司部署在安 徽 宣 城 -桐 庐 区 块 的 第 一 「〗页 岩 气 井 ，该井地层主要 为 泥 页 岩 地 层 ，由 于 地 层 倾 角 大 且 变 化 也 大 ，造成 钻 井 过 程 中 出 现 井 斜 现 象 ，这 些 因 素 易造成井壁失 稳 ，要求钻井液具有良好护壁性能。袁明进1241研究 一套正电胶聚合物防塌钻井液体系，在 宣 页 1 井现 场使用过程中，井壁稳定，全井段施工过程均无出 现 掉 块 、卡钻现象。且该体系性能稳定，维护下作 量小。庄庆佐1251等 采 用 2-甲基咪唑、氮 丙 啶 、六水 合 硝 酸 锌 、乙二胺为原料合成封堵剂M O F , 该封堵 剂具备良好的封堵性以及与不同体系均有良好的配 伍性。
论文：气井积液情况分析
论文：气井积液情况分析论文：气井积液情况分析摘要：气藏在开采过程中，随着采出程度的增加和地层压力的下降，生产中往往伴随着边底水、凝析油的侵入，这对天然气的开采危害很大，轻则使产气量降低，重则导致井筒积液、水淹停喷。
该文通过对X-16井的实际带液能力及储量的分析计算，知道怎样判别气井积液，在气井初期积液可依靠自身能量能够满足正常带液生产，但随着气藏能量的下降，带液效果不佳，需要外在措施来满足排液采气需要，通过计算该井剩余储量来评估采取措施的必要性。
关键词：积液带液排液采气储量1 气井生产情况X-16井为定产量生产气井，该井月平均工作套压3.77 MPa，油压3.02 MPa，油套压差0.75 MPa，日产气0.6×104 m3/d，日产凝析油0.1 t，日产水0.01 m3/d。
该井正常生产过程中，无法将所产液体完全带出，致使该井的油压呈逐渐下降趋势。
为保证该井的正常生产，该井采取的定期降压提产带液的措施。
每隔1 d放喷带液已经不能完全带出井底积液，所以采取每天带液的临时措施，采取该措施后生产比较稳定。
下一步就是要对该井的实际带液能力、储量进行计算，看是否有采取排液采气工艺的必要性。
2 气井带液能力分析2.1 气井压力梯度许多气井常规试井测试表明，油管鞋附近常常表现出压力梯度异常现象，即其梯度超过纯气柱的梯度。
纯气柱压力梯度一般不超过0.2 MPa/100 m，超过就可初步判定井筒为气液柱或井底有积液现象，梯度越大说明积液越严重。
X-16测试流压真重，气层中部绝对压力为5.8270 MPa，梯度为0.2630 MPa/100 m，井底是有积液的。
2.2 气井临界携液流量为保证气井不积液，气井产量必须大于临界携液流量[1]。
1969年，Turner等人[2]建立了液滴模型，国内外许多研究者在Turner液滴模型的基础上，提出了多种新的计算模型。
推导出的临界流速公式只不过是系数不一样，是对Turner液滴模型进行的修正或改进 [3]。
深层页岩气田开发现状研究
深层页岩气田开发现状研究发布时间：2022-06-07T08:25:46.061Z 来源：《科学与技术》2022年4期作者：李昱垚[导读] 国外主要勘探开发区域集中在美国的Haynesville?EagleFord和CanaWoodford，埋深3500m-4100m，采用井工厂和压裂改造技术实现规模开发李昱垚中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川省德阳市，618000摘要：国外主要勘探开发区域集中在美国的Haynesville?EagleFord和CanaWoodford，埋深3500m-4100m，采用井工厂和压裂改造技术实现规模开发，水平井分段压裂后单井产气量在5×104m3/d以上，平均单井最终采气量超过1×108m3。
国内通过焦页1HF井的突破，拉开了页岩气的序幕，先后建成涪陵、长宁—威远、昭通多个国家级页岩气示范区，形成了3500m以浅的中深层页岩气勘探开发技术。
目前深层页岩气主要在威荣、永川、泸州及盆地边缘，构造复杂，高温高压，现实现了相关深层关键技术突破，仍在探索更深层页岩气技术系列。
关键字：深层、页岩气、分布、沉积环境、地质构造0引言国内深层页岩气的主要勘探开发区域集中在四川盆地及周边的涪陵、丁山、永川和威远区块；国外主要勘探开发区域集中在美国的Haynesville?EagleFord和CanaWoodford。
前陆盆地主要位于被动大陆边缘且后期演化为褶皱带的区域，克拉通盆地位于地台之上，沉积了寒武系、奥陶系、志留系、密西西比系（下石炭统）、宾夕法尼亚系（上石炭统）和白垩系等底层的大量富含有机质的黑色页岩，发育了大量的页岩气资源。
美国页岩气可采资源量24.4万亿m3，可采储量17.6万亿m3，有利区42万km2。
1国外深层页岩气开发现状美国目前勘探发现了Haynesville?EagleFord?CanaWoodford、Hilliard-Baxter-Mancos和Mancos等5个深层页岩气区块，其中Haynesville? EagleFord和CanaWoodford等3个埋深3500～4100m的深层页岩气区块，水平井分段压裂后单井产气量在5×104m3/d以上，平均单井最终采气量超过1×108m3，单井综合成本1200万美元以下，获得了经济开发?而Hilliard-Baxter-Mancos和Mancos等2个埋深超过4400m的页岩气区块，因水平井分段压裂后单井产气量低（小于3×104m3/d），平均单井最终采气量低（低于2800×104m3/d），单井综合成本2000万美元以上，未获得经济开发。
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深层页岩气水平井积液诊断及模型对比研究
张谦;石书强;王益民
【期刊名称】《当代化工研究》
【年(卷),期】2022()11
【摘要】积液是气井开采过程中的一个重要难题,准确预测临界携液流量对排水采气工艺技术的实施至关重要。
本文利用现场井筒测压数据,优选出了适用于深层页
岩气井的井筒压力模型,并基于优选出的压力模型,利用液滴模型、液膜模型和考虑
角度变化的携液模型对某页岩气水平井进行了积液诊断。
7种井筒压力模型结果表明:No Slip Assumption压力模型计算误差最小:2.47%,其次为Gray模型。
8种积液模型判断结果显示:不同的积液模型在判断同一口气井时,结果相差较大,因此不能利用单一的液滴模型或液膜模型进行积液判断,Belfroid和Wang模型计算表明:随着倾斜角度的增大,气体临界表观流速呈现出先增大后减小的趋势,倾斜角度20~40°时临界携液流速最大,最易产生积液;相对于水平井中的垂直段,水平段更易产生积液。
【总页数】3页(P64-66)
【作者】张谦;石书强;王益民
【作者单位】中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院;重庆科技学院
【正文语种】中文
【中图分类】TE
【相关文献】
1.页岩气水平井快速地质导向技术研究——以涪陵页岩气田平桥、江东区块中深层为例
2.盐池区块深层页岩气水平井钻井关键技术研究
3.深层超深层页岩气水平井缝口暂堵压裂的裂缝调控模拟
4.页岩气水平井井筒积液流动规律研究——以C01井区为例
5.深层页岩气水平井钻进中井筒-地层瞬态传热模型
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