[发明专利]一种页岩气水平井积液位置判断方法

权利要求书

1.一种页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1.计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，判断沿所述井筒方向的流型分布，计算所述井筒不同位置处的气体流速；

S2.计算天然气偏差系数随压力温度的变化，已知天然气组分组成，计算出天然气拟临界压力、拟临界温度；

S3.计算页岩气水平井的水平段、倾斜段以及垂直段三处的临界携液流量；

S4.通过计算的临界携液流量并对比页岩气水平井的不同位置处的气体真实流量，根据井眼轨迹分布绘制不同参数下产量与临界携液流量沿井眼轨迹对比变化图，根据所述对比变化图判断出积液的位置；若是对比变化图中的临界携液流量大于实际产气量，则所述页岩气水平井段中有积液；若是对比变化图中的临界携液流量小于实际产气量，则所述页岩气水平井段中没有积液。

2.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在所述步骤S1中，采用Beggs-Brill方法计算页岩气水平井沿井筒分布的压力温度剖面，所述Beggs-Brill方法包括以下公式：

式中：p-压力；z-沿井筒方向的长度；-压力梯度；ρ_l-液体密度；H_l-持液率；ρ_g-气体密度；g-重力加速度；θ-管柱与水平方向的夹角；λ-流动阻力系数；G-混合物的质量流量；v-混合物平均速度；D-油管内径；A-管的流通截面积；V_sg-气相表观流速。

3.根据权利要求2所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在所述步骤S1中，包括以下步骤：

S11.采用Beggs-Brill方法的公式，根据基础数据，确定计算的起始点压力p、计算段数n、段深度△h；

S12.假设计算段内的压力差为△p，则计算段内的末端压力ph1，计算所述计算段内的平均压力平均温度流体性质参数以及流动参数，根据计算出的数据来确定所述计算段内的流动型态、持液率以及阻力系数；

S13.计算所述计算段内的压力差Δp′与末端压力p′_h1，若满足|p′_h1-p_h1|0.0001，则将计算的末端压力作为下一段的起点压力；若不满足|p′_h1-p_h1|0.0001，则重新将p′_h1替代ph1，继续计算，直到满足误差要求为止；

S14.重复步骤S11至S13来继续计算下一段压力分布，直到所有计算分割段计算完成为止。

4.根据权利要求3所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，步骤S11中的所述基础数据包括液体密度、气体密度、液相体积流量、气相体积流量、液体表面张力、重力加速度、液体黏度、气体黏度、井筒倾斜角、油管内径、井口温度以及温度梯度。

5.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S2中，采用Dranchuk-Abu-Kassem方法计算天然气偏差系数随压力温度的变化，所述Dranchuk-Abu-Kassem方法包括以下公式：

采用牛顿迭代法对Z进行迭代计算，式中：Z-天然气偏差系数，A1＝0.3265，A2＝-1.0700，T_pr-拟临界温度，A3＝-0.5339，A4＝0.01569，A5＝-0.05165，ρ_pr-无因次对比密度，A6＝0.5457，A7＝-0.7361，A8＝0.1844，A9＝0.1056，A10＝0.6134，A11＝0.7210，P_pr-拟临界压力。

6.根据权利要求1所述的页岩气水平井积液位置判断方法，其特征在于，在步骤S3中，所述页岩气水平井的临界产气量为：

式中：Q_cr-临界产气量，m³/d；A-油管横截面积，m²，d_i-油管内径，m；V_g-临界速度，m/s；Z-天然气偏差系数；T-温度。