[发明专利]一种页岩气水平井积液位置判断方法

说明书

本申请提供一种页岩气水平井积液位置判断方法，涉及页岩气领域；其包括以下步骤：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.计算临界携液流量并对比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。该方法建立了一套系统的判断水平井中的积液位置的方法，提高了判断积液位置的准确度。

技术领域

本申请涉及页岩气领域，尤其涉及一种页岩气水平井积液位置判断方法。

背景技术

页岩气是一种储量大、开采难的非常规油气资源，近年来，国内长水平井分段压裂理论、技术和装备的快速发展、成熟和完善，页岩气实现了工业化、商业化的开发。而页岩气一般具有初期产量高、中后期产量递减快、返排率低的特点。压裂液长期同气体从地层到井底再到井口，需要消耗更多的地层能量，后期地层压力不足时，将会有液体停滞在井底或水平段，对页岩气的排采稳产工作造成技术难题，尤其是积液位置的不确定性，对排采工艺的选择无指导性。

国内外页岩气开发时间较短，后期排采理论与技术一般均是借鉴常规天然气手段，无法同页岩气长水平段的特殊性建立联系，目前尚未见到页岩气水平井积液位置判断方法的公开报道。

发明内容

本申请提供一种页岩气水平井积液位置判断方法，解决现有技术中页岩气水平井中无法准确且系统的判断出积液的位置问题。

本申请的技术方案是：

一种页岩气水平井积液位置判断方法，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.计算临界携液流量并对比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气量大于实际产气量，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气量小于实际产气量，则所述页岩气水平井段中没有积液。

作为本申请的一种技术方案，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-混合物平均流速；D-油管内径；A-管的流通截面积；V_sg-气相表观流速。

作为本申请的一种技术方案，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；