合川气田多相流气井联合计量产量劈分方法研究

张晔

大庆油田有限责任公司勘探开发研究院

合川气田位于四川盆地中部，横跨重庆合川区、潼南区与四川武胜县，是大庆油田重要的流转区块，也是大庆油田“稳油增气”战略的新支撑。截至目前，区块内已钻井456 口，投产井228 口，但区块现有的计量方式是对单个井组或多个井组进行统一计量，基本无单井计量气井，因此单井的实际生产动态情况难以得知。生产数据的不准确给动态分析工作带来了困难和不确定性，因此如何精确、快速劈分出单井油气水三相产量成为动态分析中的首要问题。

1 多相管流压差计算

产量劈分中的关键环节是计算油气水三相在管流中的压力差，不同的气液组分、流体性质影响流体在管内的压力降情况，因此需将整个管线离散化。基于伯努利方程，忽略动力损失后，管段压降由摩阻损失和重力损失组成；选用Beggs 方法[1]在每个离散管段内进行管流计算，得出最终压差。计算流程如图1、图2所示。

图1 管内压力折算流程Fig.1 Process of pressure conversion in pipe

图2 管内压力折算示意图Fig.2 Schematic diagram of pressure conversion in pipe

在众多多相管流计算方法中，Beggs 方法考虑了管路起伏影响，具有通用性，并且考虑了管流过程中多相流动的相态变化以及不同流动模式的变化，在计算过程中通过调整GOR（OGR）、WOR等参数以适应两相流或三相流的管流计算，因此本文选择Beggs 方法计算管流压差。此过程可以利用软件进行编程，实现管线中管流的计算。输入管线长度、内径、初始温压、流体密度、黏度等基本参数，计算机进行管线离散化，分段Beggs 方法进行压力计算，迭代得出管线内的压力差，具体计算公式为

式中：ΔPHH为重力损失，Pa；ρm为气液混合物的原位密度，kg/m3；L为管线长度，m；θ为管柱与水平方向倾角；ftp为两项摩擦系数；νm为混合物速度，m/s；ρNS气液混合物的无滑移密度，kg/m3；D为管的内径，m；ΔPf摩擦损失，Pa；Δp管内压差，Pa。

2 产量劈分方法

常规的管流计算方式为已知流体组成，进而折算管流中压差[2-3]；但目前情况为已知管流中压差，需要反算流体中油气水三相的产量。在实际生产过程中已知两口井管线入口端压力p1、p2，两根管线长度L1、L2，汇管出口端总压力p，以及油、气、水总流量qo、qg、qw。求两口井单井产量qo1、qg1、qw1、qg2、qo2、qw2（图3）。

图3 管线示意图Fig.3 Schematic diagram of pipeline

在计算过程中假设管内气油比(GOR)折算至标准条件下与总流量气油比相同。将管线1划分为若干小段，使用试算的方法每段取不同qo1i（i=1，2…n，qo1i≤qo）、qw1i（i=1，2…n，qw1i≤qw）的组合在小段内利用Beggs 方法计算压差，最后得到不同qo1i、qw1i组合下的压差Δp的值，即n×n个点；利用p和p1可得到管1 入口出口端实际压差Δp1，在三维图中做Δp1平面，其与qo1i-qw1i曲面相交得到的曲线即满足实际压差条件下的所有qo1i、qw1i组合（图4、图5）。

图4 管1 qo1i-qw1i-Δp 关系Fig.4 qo1i-qw1i-Δp relation of Pipe 1

图5 管1 qo1i-qw1i-Δp1 关系曲面Fig.5 qo1i-qw1i-Δp1 relation surface of Pipe 1

将管线2划分为若干小段，利用管线1中qo1i得到对应的qo2i(qo2i=qo-qo1i)、qw2i(qw2i=qw-qw1i)，同样在每小段内利用Beggs 方法计算压差，最后得到不同qo2i、qw2i组合下的压差Δp的值；利用p和p2可得到管2入口端与出口端实际压差Δp2，在三维图中做Δp2平面，其与qo2i-qw2i曲面相交得到的曲线即满足实际压差条件下的所有qo2i、qw2i组合（图6、图7）。

图6 管2 qo2i-qw2i-Δp 关系Fig.6 qo2i-qw2i-Δp relation of Pipe 2

图7 管2 qo2i-qw2i-Δp2 关系曲面Fig.7 qo2i-qw2i-Δp2 relation surface of Pipe 2

将满足实际压差条件下的两条管线曲线相交，其交点即为同时满足两根管线实际压差的单井产量qo1、qw1、qo2、qw2（图8）；利用总流量的气油比GOR算出qg1、qg2，具体公式为

图8 同时满足管1、管2压差的解Fig.8 Solution satisfying the pressure difference of both Pipe 1 and Pipe 2

针对多解性可增加储层厚度、渗透率、孔隙度、含气饱和度等地质因素进行约束，从而消除多解性。多根管（＞2）进行产量劈分时，与2 根管劈分思路一致，以此类推，逐级对单管进行管流计算，最终得到符合每根管两端压差的单管流量。

3 应用实例

应用该方法对合川气田合川A区块进行了产量劈分与重新核实[4]。合川气田主要为集气站的多井组计量，根据井组输压和计量站压力数据、井组与计量站管线长度进行劈分[5]。首先劈分出各井组产量（表1），然后劈分到单井。从表2中可以看出现场提供的生产数据各单井产量基本一致，基本属于人为等量劈分，重新核实的产量更复合实际生产情况，原数据与重新核实的生产数据相比，误差较大，误差范围在0.09%～158.46%之间。

表1 A001-1井区井组产量劈分结果Tab.1 Production split result of well groups in A001-1 Well Block

表2 A001-1井区单井产量劈分结果Tab.2 Single well production split result of A001-1 Well Block

4 应用效果分析

通过对重新核实后的生产数据进行分析取得了一些新认识，原来认为合川单井产能平面上分布比较散乱，没有明显的规律，基于新生产数据重新对气井进行了动态分析及产能评价后，发现了高产井在平面上存在一定的分布规律，沿着断裂发育的位置分布着高产井，随着与断裂距离的增大气井的产能逐渐降低[6-7]（图9）；并且基于新生产数据对气井配产后，其配产结果对于气井更加合理[8-9]，使得整合合川1区块的产量在未钻新井的情况下止跌回升[10]（图10）。

图9 合川气田各类井分布平面图Fig.9 Distribution plan of various wells in Hechuan Gas Field

图10 合川气田2019年生产曲线Fig.10 Prouduction curve of Hechuan Gas Field in 2019

5 结论

本文探讨的基于多相流联合计量的产量劈分方法，解决了传统利用井组递减规律进行产量劈分、利用产能方程等只针对产气量进行单相产量劈分而没有考虑多相流的问题。该方法与现场动态资料结合紧密，劈分结果符合度高，较好地解决了合川气田油气水三相同产、多井联合计量，动态数据不准确的问题，给合川气田的动态分析工作带来了巨大转机，可信度较高，可操作性较强，并在实际运用中取得了较好的效果。