涪陵页岩气井井筒积液判别标准
井筒积液识别
胜利油田浅层产水气藏井筒积液的预测与识别摘要胜利油田浅层气藏以河流相沉积的透镜状岩性气藏为主，开发中易出水，井筒积液现象在气藏开发中较为普遍。
由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。
由于井筒积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井筒积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。
本文在浅析浅层产水气藏井筒积液形成机理的基础上，对其动态预测与识别方法进行了探索。
主题词浅层气藏井筒积液形成机理预测与识别胜利油田浅层产水气藏的开采中，由于产液量较小（一般在2〜5m3/d），多数气井在正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。
但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。
随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。
由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，多数积液气井生产中井口并未见水，因此较难察觉。
为此，笔者根据胜利油田产水气藏开发特点，提出了井筒积液的预测模型和几种简便的动态识别方法。
1根据临界流量预测井底积液边底水进入井底后，井筒出现气液两相流。
当储层的压力较大、气体产量较高的情况下，井筒内以环雾状流型为主；随着气藏能量降低，气体产量下降，井筒内还会出现搅拌流和段塞流。
一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，气体携液能力明显下降。
因此，当井筒内出现非环雾流时的气体产量可称为气体携液临界产量，气井产量低于临界产量时就会出现“井筒积液”现象。
由于胜利浅层气藏气井出水量小，生产气液比一般高于1400m3（标）/m3，适合采用高气液比携液临界产量模型。
1.1模型建立通常现场采用的气井携液临界流速的公式为V = 6.6C 0.25 （p^ -p ）0.25 / p 0.5 （1）式中：%为携液临界流速，m/s；。
低产低压气井井筒积液分析
74 2018年•第5期〜 d r -图1 Q J 7井沿井筒临界洗液流量图2 Q J 7井沿井筒临界洗液流量(2013年測压数据） （2016年测压數据）由于在日常生产过程中获取气井井口压力、温度等精确M更容易，并且通过利用测压数据计算发现，在气井投产初期，在井口处临界携液流 量最大（图1)。
所以通常采用井口处的临界携液流量来判断气井的携液目前东北油气分公司有较多低压低产气井，这些气井携液能 力差，井筒易积液，不能连续生产，井筒积液是气丼生产中的重 要难题，在分析气井积液时，通常采用临界携液流董计算公式分 析，由于丼口压力数据更易获取，通常利用携液流量公式判断丼 口处的积液状况，而不能预测丼筒其他部分的积液情况。
因此， 本文通过预测井筒不间井段的压力，分析井筒不同深度处的临界 携液流置变化规律，同过比较髙产气井和低产气丼的临界携液能 力，发现高压气丼易在井口积液，低压低产气井更易在丼底积液，通过预测低压低产气丼的丼底压力，可以提前判断气丼的井 筒积液情况，可提前采取排液措施，保证气井的稳定生产。
1引言随着生产时间的增加，各个气田部分气井的压力和产量都逐渐降低， 这些低压低产气井携液能力差，井倚出现积液现象，甚至部分气井由于井 筒积液严重，压力和产童‘决速下降，甚至出现水淹停产现象。
目前，制约 着气田喷生产的重要餅筒积液’而《&层喷的件容易导致井倚积液，已经严重制约着气井的正常生产。
为了保证气井正常生 产，需要准确的判断井筒积液情况，并针对积液的严重程度制定相应的措 施。
目前一般采用临界携液流量方法来判断气井是否积液，由于可以准确 获取的参数为井口压力，一般用井口压力来计算气井的临界携液流量，但 是仅仅考虑了井口压力，并没有考虑气井的产气量、水气比和井深等条件 的影响，这样会导致在分析井筒积液时存在较大的误差。
因此，通过井筒 流动规律分析和现场测试数据验证，判断气井的积液情况，对现场状况具 有重要指导意义D】。
天然气井井筒积液判识技术研究
天然气井井筒积液判识技术研究摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型“三低”气藏，储层普遍含气，气层普遍有水，气井投产后，普遍产水，产量低，递减快。
统计分析发现，苏里格气田平均单井产量1.0X104m3／d，产量低导致产水气井携液能力减弱，易造成气井普遍出水，井筒普遍积液。
尤其是随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。
因此，及时对天然气井井筒积液进行判识并采取针对的应对措施非常关键，本文就天然气井井筒积液常用的相关判识技术进行了研究。
关键词：天然气井井筒积液判识技术1 前言苏里格气田采取低成本开发战略，气井井筒内压裂管柱与生产管柱一体化，且投产前投放井下节流器进行节流生产，地面采用井间串接、井口湿气计量的集输工艺。
特殊的井筒和地面工艺决定了排水采气工艺的难度，单井井口不能定量计量产水量，气井积液、产水情况不能快速准确识别。
随着气田开发的不断深入，产量逐步递减造成气井携液能力持续下降，产水气井逐年增多，气井产水、井筒积液已经严重影响到了气井的正常生产和产能发挥。
气井积液判识，已经成为能否针对有效实施排水采气的关键环节。
结合积液井生产特征及近几年开展的气井积液判识研究，形成了气井定性判断积液状况和定量确定井筒积液判识技术。
2气井积液判识研究2.1定性判断一直观法日产气量和套管压力波动是气井积液的重要标志，对于低产气井，积液的征兆是出现套压升高；高产井则呈现套压降低，日常生产中，常用以下几种方法直观判断气井积液情况。
（1）采气曲线法：套压上升，产气量下降，判断积液；套压不变，产气量下降，判断积液；套压、产气量呈锯齿形周期性波动，二者呈相反变化趋势，判断积液。
（2）油套压差法：根据关井后套压与油压之差，来判断气井井筒是否有积液存在。
（3）采气曲线法：生产期间，套压连续10天不变或上升，且产气量下降，总下降幅度超过20％，判断为产生积液。
气井井筒积液处理方法概述
气井井筒积液处理方法概述随着油气田勘探和生产的不断深入，气井井筒积液处理成为了油气田开发中的一项重要难题。
气井井筒积液是指在气井生产过程中，由于地层条件、流体性质及工艺操作等因素导致天然气和液体混合而在井筒内积聚的液体。
积液的产生不仅影响了气井的产量和稳定性，还会对井下设备和管道产生腐蚀、堵塞等问题，因此对气井井筒积液的处理显得尤为重要。
本文将在介绍气井井筒积液的形成原因的基础上，概述气井井筒积液的处理方法。
一、气井井筒积液形成原因气井井筒积液的形成是由于多种因素共同作用的结果，主要包括以下几个方面：1.地层产能差异。
在气井的开采过程中，不同地层的产能可能存在差异，某些地层的产能低，难以完全排空井筒中的液体。
2.流体性质不匹配。
在地层中产出的天然气中常常含有一定的液态组分，由于地层温度和压力的变化，天然气中的液态组分会凝结成液体并积聚在井筒中。
3.气井生产方式。
气井的产能正常情况下都是大于液井的，但是如果气井选择的生产方式不合理，比如过大的产气流速、泵冲起气流速不适当等，都会导致井筒液位上升，产生积液问题。
4.生产操作不当。
人为操作失误也可能导致气井井筒积液的产生，比如不当的井下操作、井口设备损坏等。
5.天然气水合物的生成。
因为天然气水合物比水更加稠密，所以当温度和压力条件适宜时，天然气水合物会产生，并逐渐堵塞井筒。
以上种种因素导致气井井筒积液的产生，给气井开发带来了一定的困难，因此需要采用合理的手段进行处理。
二、气井井筒积液处理方法气井井筒积液的处理方法多种多样，可以根据具体情况采取不同的技术手段，下面将就常见的气井井筒积液处理方法进行概述：1.注汽排液注汽排液是一种常用的气井井筒积液处理方法，其原理是通过向井筒中注入高温高压水蒸汽，利用高温高压水蒸汽的热能和气体的推动力，将井筒中的液体排出。
这种方法能够有效地排除井筒中的积液，提高气井的产能和稳定性。
2.人工排液人工排液是通过使用压裂车、压裂泵或其他工具，通过井口对井筒中的积液进行排放。
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。
一种凝析气藏井筒积液判别方法
项目资助：十三五国家重大专项塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采收率关键技术示范工程项目（2016ZX05053）资助 收稿日期：2017-10-28;修订日期：2017-12-08;作者 E-mail：452922914@ 第一作者简介：陈叔阳(1976-)男，甘肃临夏人，副研究员,2007 年毕业于中国石油大学（北京）管理科学与工程专业，主要从事碎屑岩油
气藏开发
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新疆地质
2018 年
Байду номын сангаас
力梯度的影响要远高于凝析水的影响），同样会导致 压力梯度曲线的波动，出现气井积液判别的失误。
1 地质开发概况
态时，由于油水不互溶特性和重力分异作用，水油气 自下而上分层分布。对于相同气液组合，运动状态 与静止状态下产生的压力梯度相同。
S3 白垩系巴什基奇克组气藏储层以中粒长石岩 屑 砂 岩 为 主 ，平 均 孔 隙 度 14.3% 、渗 透 率 108 × 10- 3 μ m2 ；原始地层压力 56.1 MPa，露点压力 44.2 MPa，凝析油含量 300~350 g/m3，为中孔、中渗、 无油环、中等凝析油含量的断背斜底水砂岩凝析气 藏。气藏压力系数 1.11，地层温度 143℃，地温梯度 2.83℃/100 m，属正常温压系统。
涪陵页岩气田复杂情形下的固井质量评价
涪陵页岩气田复杂情形下的固井质量评价在焦石坝地区的固井质量评价过程中，出现了海相碳酸盐岩快速地层、高密度油基钻井液、低密度水泥浆等复杂情形，需要深入分析测井资料信息和地层的地球物理特性，以便研究不同情况的形成机理，从而给出更为合理的固井解释评价结果。
标签：固井质量评价；声波变密度测井；高密度油基钻井液；低密度水泥浆焦石坝区块位于四川盆地川东高陡褶皱带。
由于开采的需要，高温高压的深部钻探增多，水平井大幅度增加，加之低压易漏地层的出现和水平井段长、斜度大等情况对固井水泥浆体系和测井仪器的影响，形成了一些复杂情形的固井质量评价问题。
目前，国内外用于固井质量评价方法主要有声幅-变密度测井技术、扇区水泥胶结测井技术、环井周超声波测井技术、水泥评价测井技术和套后成像测井技术。
焦石坝工区页岩气井水平段固井质量检测主要采用声幅-变密度测井和八扇区水泥胶结测井方法。
1 固井质量评价原理固井质量评价是基于声波变密度测井资料和八扇区水泥胶结测井资料对水泥胶结的声波反映。
1.1 声波变密度测井（CBL-VDL）声波变密度测井需测量经由套管、水泥环、地层传来的声波幅度，并根据时间刻度将声波信号转化为相应的灰度信息形成VDL变密度图，并根据灰度图确定一、二界面的胶结情况。
1.2 八扇区水泥胶结测井（RIB）RIB八扇区水泥胶结测井仪是声波测井仪，接收探头测出不同方位8条声波幅度曲线，每条曲线显示45度张开角内水泥胶结情况，由于探头距信号发生器只有18英寸，因此，仪器很容易检测出水泥胶结微环中存在的细小问题。
利用RIB可以形象、直观地分辨水泥环向、纵向的胶结不均匀性。
2 固井质量评价中的复杂情形2.1 海相碳酸盐岩快速地层焦石坝区块上部地层是以致密灰岩、云质灰岩为主，为碳酸盐岩地层，地层骨架声波时差为≤50μs/ft，而套管声波时差为50μs/ft，因此声波在快速地层中的传播速度大于套管的声波传播速度，在记录采样中地层波首波到达时间与套管波基本相同或超前，使得套管波与地层波相互叠合，表现为声波幅度值增大和变密度波形的重叠。
气井井筒积液与排液周期预报技术
[收稿日期]2008-08-20 [基金项目]中国石油华北油田分公司重点科研项目(05H0326)。
[作者简介]张公社(1960-),男,1983年大学毕业,硕士,教授,现主要从事采油(气)工程、油气井试井与产能评价教学与研究。
气井井筒积液与排液周期预报技术 张公社 (钻采工程湖北省重点实验室,长江大学石油工程学院,湖北荆州434023) 崔金榜,刘 东 (华北油田分公司采油工艺研究院,河北任丘062550) 赵 蓓 (长江大学石油工程学院,湖北荆州434023)[摘要]在气田开发过程中,由于地层水和天然气中的凝析水的影响,常会造成气井井筒积液,在井底产生回压,影响气井正常生产,积液严重时会压死气井。
根据气井积液规律和气藏开发压力递减规律,通过计算气井向井流和油管流出动态,确定气井日产气量、日产水、日产油,并进行井筒积液判断与排液周期预测;对于气井未来流入预测,引入了极限视采气指数的概念;在理论模型和方法研究的基础上,编制了气井井筒积液分析软件;计算表明,气藏在开发过程中,随着地层压力下降,排液周期会越来越短。
[关键词]气井;井筒积液;排液;周期;预报[中图分类号]TE375[文献标识码]A [文章编号]1000-9752(2008)06-0328-04气井产水后,气液两相管流的总能量消耗将显著增大,气井自喷能力减弱,并随着气藏采出程度和产水率增加,气体携液能力会愈来愈差,当气相不能提供足够的能量来使井筒中的液体连续带出时,气井中将存在积液,液体在井底的聚集将增加对气层的回压,即使是井底少量积液施加的回压,也能严重地限制气井产能。
在低压井中积液可使气井被完全压死,造成气井停产的后果。
这时必须采用排抽汲等办法使它复活。
因此,气井井筒积液与排液周期预报是气井管理的一项重要内容。
研究井筒气液两相流动,认识气井井筒积液规律,选择合理生产管柱和工作制度,才能使气井携带液体的能力得到较好的发挥。
1 井筒积液量预测气井井筒积液有两个来源:一是天然气中的凝析液体;二是地层中随天然气一同流入到井眼中的液体,也称地层产水。
基于气井油套压的井底积液确定方法研究
基于气井油套压的井底积液确定方法研究作者：王海深来源：《大东方》2018年第04期摘要：气井井筒存在积液会严重影响正常生产，降低气井产能，对于致密砂岩气井，渗透率低，井筒积液会严重污染气层，因此准确确定井筒内液面，合理采取排水措施，能够有效提高气井生产能力，延长生产井的寿命。
本文通过油套管压力差异分析、判断井筒是否存在积液，对气井井筒压力分布于井筒积液关系分析的基础上，由油套管压力差值计算井筒液面位置，实例计算表明，该方法简便易行，实用有效。
关键词：气井；油套压；井底积液；排水一、引言气井井筒内存在积液，会严重影响其正常生产，对于致密砂岩气井，其渗透率低，孔隙度小，积液会对地层造成空隙堵塞，严重污染地层，进一步降低气井产能。
因此，了解积液情况，对于气井生产来说十分重要，是气井动态监测的一项重要内容。
本文根据现场获得可靠的井口油、套压数据，分析井筒内压力分布与井筒积液关系分析的基础上，得到井筒积液高度的计算方法。
二、井底积液机理分析（1）气井积液机理井筒内积液来源主要有1）地层中的自由水或烃类凝析液；2）井筒热损失导致天然气凝析而形成凝析液体；3）钻井、压裂等过程中进入储层的外来液体。
因现场生产井都已进行井下节流，现场气井出液主要为压裂后进入地层的压裂液，当气井投产后，这部分液体随气体的流动进入井底，当气井产量小于携液最小流速时，会造成井底积液，增大井底回压和气体流动阻力，降低井口压力，从而影响气井的正常生产[1，2]。
（2）气井井筒积液判断方法气井生产过程中井底是否存在积液，判断方法如表所示：三、井底积液高度计算（1）油套环空连通下的气井积液高度计算目前主要有两种方法计算油套环空连通下的气井积液高度。
基于直观判断理论认为：（1）井筒不存在积液时，气井在相对短期内井底流压和井口油、套压变化不大，自然下降率为0；（2）井口油压ptf1、套压pc1的变化与井筒积液密切相关，根据井筒出现积液前后的井口压力差值，很容易计算井筒液面高度。
页岩气井排水采气措施效果评价规范
页岩气井排水采气措施效果评价规范1 范围本标准适用于采用排水采气工艺的页岩气生产井。
本标准规定了页岩气井增产量、经济评价及技术评价的方法。
2 排水采气工艺主要包括泡排、柱塞、连续气举、机抽、电潜泵、螺杆泵等工艺。
3 效果评价基础参数 3.1 措施前产气量 3.1.1 措施前1个月连续生产井，应按措施前7天稳定产量计算平均日产气量3.1.2 措施前1个月不连续生产井，但稳定生产天数在3-7天，应按措施前稳产天数计算平均产气量 3.1.3 措施前1个月不连续生产井且稳定生产天数小于3天，措施前产气量为“0” 3.1.4 积液停产气井排液复产后，措施前产气量为“0” 3.1.5 措施后无效的井，增产量为“0”，不应算为负值3.1.6若同时采用不同的增产措施时，增产气量只应统计一次，不应重复统计3.2 日增产气量措施后有效期内气井日产气量与措施前日产气量（含递减）之差()()()q =q -q 1-1-1-12x-1(n)ma(n)mb ααα∆⨯⨯⨯ (1)式中 q(n)∆——措施后第n 天日增产气量，m 3；q ma(n)——措施后第n 天日产气量，m 3；q mb ——措施前平均日产气量，m 3；x ——措施后第x 个月；x α——第x 个月气井递减率。
3.3 月递减率q (x-1)=1-x q (x-2)α∆∆⎛⎫⎪ ⎪⎝⎭………………………………（2） 式中 x ——措施后n 天所在月份；q (x-1)∆——措施后第x-1月平均产量，m 3；q (x-2)∆——措施后第x-2月平均产量，m 3。
3.4 增产有效期措施后日产气量大于措施前日产气量（含递减）的天数。
3.5 累计增产气量措施后有效生产天数所对应的日增产气量之和。
()1tN q p n n ∆=∆∑= (3)式中 N p ∆——累计增产气量，m 3； t ——措施有效期。
4 经济评价方法 4.1 投入产出比投入产出比为项目净产出与项目投入之比。
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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重要的页岩气开发区域，页岩气资源丰富，但是井筒积液问题一直是一个困扰产业发展的难题。
井筒积液严重影响了页岩气的产量和生产效率，因此制定一套科学的井筒积液判别标准对于保障页岩气的生产稳定和安全具有重要意义。
一、涪陵页岩气井井筒积液的特点
1. 易形成
涪陵页岩气层产层厚度大、孔隙度低、渗透率小，导致井底流体容易积聚。
根据相关资料统计，涪陵页岩气井井筒积液现象频发，平均每口井每年有40%以上的时间处于井筒积液状态。
2. 影响大
井筒积液会导致生产压耗增加，甚至出现井底压力异常，进而影响页岩气的产能和生产效率。
常规的井筒积液处理方式通常包括增加地面处理设备和调整注采工艺，但这些方法并不能彻底解决井筒积液问题。
针对涪陵页岩气井井筒积液的特点，有必要制定一套科学的判别标准，以便及时准确地判断井筒积液的存在并采取相应的治理措施，从而保障页岩气的生产安全和稳定。
1. 保障生产稳定
通过制定井筒积液判别标准，能够及时发现井筒积液情况，采取有效措施，保障页岩气的生产稳定和持续性。
2. 提高生产效率
科学的井筒积液判别标准能够准确判断井筒积液的程度和范围，有针对性地调整生产工艺，提高生产效率，降低生产成本。
3. 降低安全风险
井筒积液问题不仅影响生产，还会带来安全隐患，例如井下设备堵塞、井筒环境恶化等，通过制定判别标准，能够减少这些安全风险的发生。
1.科学性
制定井筒积液判别标准必须以科学数据和研究成果为依据，充分考虑井筒积液的形成机理，确保判别标准的合理性和准确性。
2.灵活性
考虑到不同页岩气井井筒积液情况可能存在差异，井筒积液判别标准应该具有一定的灵活性，能够根据实际情况做出相应的调整。
3.操作性
制定的井筒积液判别标准需要具有较高的操作性，能够方便地在井下和地面进行实际操作和判断，以便及时采取相应的措施进行处理。
1. 观测参数
制定井筒积液判别标准首先需要明确一些观测参数，包括井下液面高度、井底流体性质、井下泵功率等。
2. 判别标准
根据观测参数，确定井筒积液的判别标准，例如液面高度超过一定值、井下液体为淤泥状或渣状等。
3. 处理措施
针对不同程度的井筒积液，制定相应的处理措施，包括适当增加抽采量、调整工艺参数、进行井下作业等。
五、结语
涪陵页岩气井井筒积液判别标准的制定对于保障页岩气的生产安全和稳定具有重要的意义。
通过科学、灵活、操作性强的判别标准，能够及时发现井筒积液的情况，并采取相应的处理措施，提高页岩气的生产效率，降低生产成本，保障井下作业人员的安全。
希望通过相关方面的努力，能够尽快制定出一套完善的涪陵页岩气井井筒积液判别标准，为涪陵页岩气的生产健康发展提供有力的支持。