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0 引言
临兴区块位于鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡东段，构造面貌为一呈向西倾斜的平缓单斜，倾角不到1°，以鼻状构造发育为主。其中部自营勘探区为典型的低孔低渗致密砂岩气藏，前期主要借鉴西部中澳合作区开采经验，开展了完井试采工作，但面临着很多挑战，其中一个难题是勘探初期设计的油管直径能否满足当前气井产能及安全生产要求。这主要表现为勘探开发初期，自营区块主要借鉴邻区开采经验，从压裂施工角度确定油管直径，随着气井陆续试采，对气井产能的认识发生变化，这必然使采气工程受到一定限制。
为此，笔者结合气井井筒安全和生产优化的要求，提出一套从油套管匹配、气井产能、井筒压力损失、携液和抗冲蚀角度等方面优选油管直径的原则和方法；同时，以临兴区块3口探井为例，借助PEOffice软件优选出适合该区块的油管直径，并结合矿场实际情况进行油管直径风险评价，以期为现场选择生产油管提供依据，进而为致密气藏试采业务的发展提供技术支持。
1 气藏概况和油管设计原则 1.1 气藏概况临兴自营区块气藏是岩性圈闭、低含CO2的干气气藏。气藏自上而下主要含气层为石千峰组、上石盒子组及下石盒子组，埋深1 200~1 800 m，孔隙度分布在7.5%~13.8%，渗透率分布在0.2~2.4 mD，属于低孔低渗致密砂岩储层。地层压力12~18 MPa，地层温度41~51 ℃，地层压力梯度每100 m为0.92~0.99 MPa，压力系数0.96~1.02，温度梯度每100 m为3.2 ℃，属于正常压力温度系统。
3口探井基本参数如表 1所示，试采无阻流量分布在 (3~6)×104 m3/d。借鉴临区经验，目标气藏采用ø73.0 mm油管进行试采。
| 井名 | 压裂试气层位 | 测试段/m | 地层静压/MPa | 含水饱和度/% | 孔隙度/% | 测井渗透率/(mD) | 试采无阻流量/(104m3·d-1) | 推荐配产/(104m3·d-1) |
| LX-5 | 上石盒子组 (上段) | 1 473.2~1 480.1 | 14.058 | 51.3 | 9.9 | 0.83 | 4.87 | 1.6 |
| LX-5 | 上石盒子组 (下段) | 1 514.8~1 519.2 | 15.207 | 66.1 | 7.5 | 0.20 | 4.87 | 1.6 |
| LX-6 | 石千峰组 | 1 279.2~1 288.5 | 12.536 | 55.0 | 15.3 | 3.90 | 3.51 | 1.2 |
| LX-6 | 上石盒子组 | 1 466.5~1 472.1 | 13.275 | 76.8 | 13.8 | 2.24 | 3.51 | 1.2 |
| LX-6 | 下石盒子组 | 1 641.8~1 651.9 | 15.285 | 54.4 | 9.7 | 0.46 | 3.51 | 1.2 |
| LX-8 | 下石盒子组 (上段) | 1 674.8~1 685.5 | 15.090 | 22.5 | 9.4 | 2.20 | 5.94 | 1.9 |
| LX-8 | 下石盒子组 (下段) | 1 709.4~1 715.5 | 15.531 | 23.5 | 9.8 | 2.40 | 5.94 | 1.9 |
1.2 油管直径设计原则
为满足临兴自营区块试采要求，笔者从井筒安全和气井生产优化的角度出发，给出油管直径设计原则[1-4]：
(1) 满足油、套管相匹配原则；
(2) 满足产能要求，在经济可行的条件下充分发挥气井产能，满足单井配产及工作制度调整要求；
(3) 压力损失合理，油管内的压力损失不能太大，要在较长的生产过程中保证一定的井口压力，以满足地面集气要求；
(4) 满足携液要求，气井具有较强的携液能力，在正常的生产过程中避免井筒积液；
(5) 满足抗冲蚀要求，要求气井流速不能过高，防止对井下管柱产生冲蚀损伤。
2 油管直径优选研究基于临兴区块油管直径设计原则，下面以LX-5井为例，借助PEOffice软件从油套管匹配、产能、压力损失、携液及抗冲蚀角度对油管直径进行优选研究。
2.1 油管与套管直径匹配现场经验总结出一套适合自喷井油管与套管相匹配的直径[5]，如表 2所示。目前临兴自营区块统一采用ø139.7 mm套管，建议选择ø88.9 mm及以下油管直径。下面以理论可选油管直径 (26.7~88.9 mm) 进行分析。
| 套管直径/mm | 油管直径/mm | 最大理论产气量/(104m3·d-1) |
| 101.6 | ≤60.3 | 40 |
| 114.3 | ≤73.0 | 70 |
| 139.7 | ≤88.9 | 110 |
| 168.3 | ≤114.3 | 230 |
| 193.7 | ≤139.7 | 340 |
| 244.5 | ≤177.8 | ≫280 |
2.2 产能
结合表 1中LX-5井产能评价结果，运用节点分析方法对油管进行敏感分析[6-7]。考虑到现场最小管汇压力为1 MPa，为保证安全生产，确定出气井最小井口压力为3 MPa。图 1为井口油压3 MPa时，LX-5井不同地层压力下油管直径与日产气量关系曲线。分析发现，油管直径较小时日产气量随着油管直径的增大而增大，但油管直径增大到一定值后，日产气量增幅不明显。这主要是因为当油管直径达到一定值后，油管摩阻造成的压降损失已经很小了，增加管径对增加产量的贡献越来越小。当地层压力下降时，日产气量也逐渐降低，小直径油管最先达不到配产要求。
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| 图 1 不同地层压力下油管直径与日产气量关系曲线 Fig.1 The relation of the tubing diameter and daily gas production at different formation pressures |
LX-5井气层压力14.5 MPa，试采无阻流量为4.87×104 m3/d，为满足后续工作制度调整的需要，以无阻流量的75%为最小产量界限，所以建议LX-5井选择ø50.8 mm以上油管。
2.3 压力损失井筒压力损失主要表现在3方面：位差压力损失、摩阻损失和加速度压力损失[6]。图 2和图 3分别给出LX-5井不同油管直径下井筒压力损失和摩阻损失与产气量关系曲线。
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| 图 2 不同油管直径下摩阻损失与产气量关系曲线 Fig.2 The relation of the friction loss and gas production at different tubing diameters |
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| 图 3 不同油管直径下井筒压力损失与产气量关系曲线 Fig.3 The relation of the borehole pressure loss and gas production at different tubing diameters |
由图 2和图 3可知，油管直径较小时 (26.7~48.3 mm)，井筒压力损失与油管直径成反比，即油管直径越小，井筒压力损失越大，压力损失主要表现为摩阻损失，且相同井口油压下日产气量越小；随着油管直径增大到一定值 (50.8 mm) 后，摩阻损失和井筒压力损失增加幅度很小，反而井筒压力损失略有降低，表现在增加油管直径，相同油压下日产气量增幅不是很大，这主要是因为摩阻损失未起主导作用。从井筒压力损失的角度考虑，建议LX-5井选择ø50.8 mm以上油管。
2.4 携液气井在生产过程中存在一个临界携液流量[8]，如果实际气体流量低于临界携液流量，则井筒液体不能排出，造成井筒积液，严重影响气井生产。试采分析结果表明：临兴气田边底水不活跃，气井若产水主要表现为地层层间水。前人经验[8-9]认为，Min Li携液模型计算获得的气井临界流量与实际生产数据相吻合，而用Turner模型计算出的气井排液临界产量大大高于气井实际所需的最小排液产量。鉴于此，笔者选取Min Li携液模型计算气井携液流量。
临界流速计算式为：
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(1) |
临界流量计算式为：
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(2) |
式中：ucr为气井临界携液流速，m/s；qcr为气井临界携液流量，104 m3/d；A为油管面积，m2：p1为井筒压力，MPa；T为井筒温度，℃；σ为油水界面张力，N/m；Z为天然气压缩因子；ρl为液体密度，kg/m3；ρg为气体密度，kg/m3。
为保证气井携液安全，油管鞋需下到产层附近。根据式 (1) 和式 (2) 计算某一井口油压下井筒中每一点携液临界流量值，取最大值作为气井临界携液流量，然后对油管直径及油压进行敏感性分析，绘制出LX-5井在不同油管直径下的临界携液流量，结果如图 4所示。
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| 图 4 LX-5井在不同井口油压下临界携液流量曲线 Fig.4 Critical liquid carrying flow rate of Well LX-5 at different wellhead tubing pressure |
分析可知，同一条件下，小直径油管具有更好的携液能力，而LX-5井配产1.6×104 m3/d，从气井携液角度考虑，建议选择ø73.0 mm及以下直径油管。
2.5 抗冲蚀高速气体在管内流动时发生显著冲蚀作用的流速称为冲蚀流速，当气体速度低于冲蚀流速时，冲蚀不明显；当气体流速高于冲蚀流速时，采气管柱产生明显冲蚀，严重影响气井的安全生产。1984年，Beggs[10]提出冲蚀流速关系式：
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(3) |
式中：qsc为冲蚀流量，104 m3/d；d为油管内径，mm；p2为井口压力，MPa；γg为天然气相对密度。
为了保证气井安全生产，气井日产气量需小于气井最小冲蚀流量，即最大冲蚀速率比 (日产气量/最小冲蚀流量) 小于1。图 5给出LX-5井不同油压下最大冲蚀速率比曲线。同一条件下，大直径油管具有更好的抗冲蚀能力。当井口油压大于3 MPa时，ø26.7~ø88.9 mm油管均能满足LX-5井抗冲蚀要求。
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| 图 5 LX-5井不同井口油压下最大冲蚀速率比曲线 Fig.5 The maximum erosion rate ratio of Well LX-5 at different wellhead tubing pressure |
2.6 综合分析
采用相同方法对LX-6和LX-8井进行油管直径优选研究，结果见表 3。综合考虑气井产能、井筒压力损失、携液能力和抗冲蚀能力，并结合现场可获取的油管直径，推荐LX-5和LX-8井选取ø73.0 mm油管生产，LX-6井选择ø60.3 mm油管生产。
| 井名 | 产能/(104m3·d-1) | 配产/(104m3·d-1) | 油管直径选择/mm | 理论可选直径/mm | 推荐直径/mm | ||
| 产能和压力损失 | 携液 | 抗冲蚀 | |||||
| LX-5 | 4.87 | 1.60 | ≥50.8 | ≤73.0 | 26.7~88.9 | 50.8~73.0 | 73.0 |
| LX-6 | 3.51 | 1.20 | ≥48.3 | ≤60.3 | 26.7~88.9 | 48.3~60.3 | 60.3 |
| LX-8 | 5.94 | 1.90 | ≥50.8 | ≤73.0 | 26.7~88.9 | 50.8~73.0 | 73.0 |
针对临兴区块气井产能特点，若气井产能QAOF不大于5×104 m3/d，建议采用ø60.3 mm油管生产；若气井产能大于5×104 m3/d而小于20×104 m3/d，建议采用ø73.0 mm油管生产。
3 矿场油管尺寸评价初期现场采用ø73.0 mm油管进行试采，由表 3可以看出，LX-5和LX-8井选择ø73.0 mm油管能够满足气井产能、携液和抗冲蚀要求，设计合理。而LX-6井产能较低，未见水前采用ø73.0 mm能够满足产能和抗冲蚀要求，一旦见水后便存在积液风险，因此建议该井采用ø60.3 mm油管进行生产。
4 结论(1) 结合临兴致密气藏试采要求，从井筒安全和气井生产优化的角度出发，提出一套从气井产能、压力损失、携液和抗冲蚀角度等方面优选油管直径的原则和方法。
(2) 油管直径越大，气井的摩阻损失越小，越能发挥气井产能，且抗冲蚀能力越强；但当油管直径增加到一定程度，再增加油管直径对于气井产量增加和降低摩阻损失贡献不大；油管直径越小，气井的携液能力越强，但限制气井产能的发挥。
(3) 基于油管直径优选分析，当气井产能QAOF不大于5×104 m3/d，建议采用ø60.3 mm油管生产；若气井产能大于5×104 m3/d而小于20×104 m3/d，建议采用ø73.0 mm油管生产。
(4) 对临兴致密气藏油管直径评价认为，LX-6井见水后存在积液风险，建议采用ø60.3 mm油管生产。所得结论可为致密气藏试采业务的发展提供技术支持。
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