彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣生產(chǎn)井排采方式研究與應(yīng)用

夏海幫，袁 航，岑 濤

（中國(guó)石化華東分公司非常規(guī)資源勘探開(kāi)發(fā)指揮部，江蘇南京210019）

頁(yè)巖氣作為一種高效清潔、潛力巨大的非常規(guī)天然氣資源，已成為我國(guó)重點(diǎn)開(kāi)發(fā)的能源。頁(yè)巖氣藏為典型的自生自儲(chǔ)、大面積連續(xù)聚集型氣藏，是以吸附或游離態(tài)賦存于暗色富含有機(jī)質(zhì)、特低滲透率的頁(yè)巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖系統(tǒng)中的非常規(guī)天然氣。除部分氣體排出或運(yùn)移至附近滲透性巖層中形成常規(guī)氣藏外，大量氣體在“原地”滯留、富集，吸附于礦物顆粒、干酪根及孔隙表面，儲(chǔ)存在納米級(jí)孔隙和微裂隙中[1］。我國(guó)頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)剛剛起步，仍處于探索階段，開(kāi)發(fā)工程難度大，相應(yīng)關(guān)鍵技術(shù)尚未取得大的突破[2-3］。目前，我國(guó)頁(yè)巖氣開(kāi)發(fā)工程技術(shù)研究以頁(yè)巖氣鉆井技術(shù)和壓裂改造技術(shù)為主，雖已取得顯著成績(jī)，但對(duì)于氣井投產(chǎn)后排采方式的研究還處在探索階段，研究甚少[4］；尤其是對(duì)于大多數(shù)經(jīng)過(guò)壓裂改造后無(wú)法依靠地層自身能量直接自噴生產(chǎn)的頁(yè)巖氣井來(lái)說(shuō)，排采工藝技術(shù)在整個(gè)開(kāi)發(fā)過(guò)程中起著重要的作用。筆者結(jié)合彭水區(qū)塊氣藏儲(chǔ)層特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，對(duì)低壓地層頁(yè)巖氣井開(kāi)展了頁(yè)巖氣排采方式研究，并取得較好的應(yīng)用效果。

1 彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣藏基本特征

彭水區(qū)塊位于四川盆地與雪峰隆起之間的武陵褶皺帶上，目前已完鉆頁(yè)巖氣水平井4口，從完鉆井注入／壓降測(cè)試結(jié)果來(lái)看，彭水區(qū)塊地層壓力系數(shù)為0.92～0.96，屬常壓—低壓頁(yè)巖氣藏。水平井經(jīng)過(guò)壓裂改造后，地層壓力迅速下降，無(wú)法直接實(shí)現(xiàn)自噴，必須要借助人工舉升方式進(jìn)行排采，表現(xiàn)出原始地層能量不足的特點(diǎn)。

從頁(yè)巖氣運(yùn)移聚集機(jī)理來(lái)看，頁(yè)巖氣藏具備常規(guī)天然氣藏、深盆天然氣藏和煤層氣藏的共同特點(diǎn)[5］，尤其是深盆天然氣藏具有原生異常高壓的特點(diǎn)[6-7］。因此，在封閉狀態(tài)下，彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣藏低壓的形成可能受到2個(gè)方面的影響：一是成藏演化時(shí)間較長(zhǎng)，導(dǎo)致在相當(dāng)長(zhǎng)的一段時(shí)間內(nèi)，烴源巖的生氣、供氣速度小于逸散速度，散失量遠(yuǎn)大于聚集量，導(dǎo)致氣藏由高壓向常壓、低壓轉(zhuǎn)化；二是成藏后發(fā)生了構(gòu)造抬升，在以擠壓運(yùn)動(dòng)為主的作用下，地層發(fā)生變形，當(dāng)集中應(yīng)力超過(guò)地層應(yīng)力極限后，地層發(fā)生破碎，增大了裂縫孔隙，導(dǎo)致地層孔隙壓力降低[8］。

從彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣井后期生產(chǎn)特征來(lái)看，生產(chǎn)初期產(chǎn)氣量低，隨著動(dòng)液面的降低產(chǎn)氣量逐步上升，到達(dá)峰值后在長(zhǎng)時(shí)期內(nèi)產(chǎn)氣量趨于穩(wěn)定，這與北美典型的“迅速到達(dá)產(chǎn)氣高峰并隨之快速遞減”的產(chǎn)氣模式[9］有很大區(qū)別，但與煤層氣井吸附氣解吸生產(chǎn)特征相似[10-11］?？紤]到彭水區(qū)塊常壓、低壓的形成是頁(yè)巖儲(chǔ)層受壓破碎、游離氣大量逸散損失的結(jié)果，彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣藏以吸附態(tài)頁(yè)巖氣富集為主，僅有部分游離氣儲(chǔ)存在微孔隙和微裂縫中。

綜上所述，彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣藏具有地層壓力系數(shù)低、游離氣與吸附氣比值低、自噴能力低、需借助人工或機(jī)械舉升方式進(jìn)行開(kāi)采的“三低一助”特征。

2 頁(yè)巖氣水平井“三段式”排采方式研究

雖然頁(yè)巖儲(chǔ)層低孔、低滲透的特點(diǎn)和頁(yè)巖氣解吸、擴(kuò)散等運(yùn)移過(guò)程與煤層氣相似，但頁(yè)巖氣的開(kāi)采卻不能完全采用煤層氣排采模式。考慮到低壓頁(yè)巖氣井無(wú)法直接實(shí)現(xiàn)自噴，同時(shí)頁(yè)巖氣水平井壓裂改造通常采用大型水力分段壓裂的方式，壓裂液用量大（單段1 000～4 000m3，全井段15 000～48 000m3），因此頁(yè)巖氣井壓裂后排采工作應(yīng)主要圍繞快速排液、提高返排率、降低壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的污染和促使頁(yè)巖氣快速解吸開(kāi)展。總體來(lái)說(shuō)，頁(yè)巖氣水平井壓裂后排采過(guò)程經(jīng)歷下述3個(gè)階段。

2.1 快速排液，動(dòng)液面和井底壓力快速下降階段

頁(yè)巖儲(chǔ)層并不存在類似于煤層的壓敏效應(yīng)[12-13］，快速排液不會(huì)導(dǎo)致頁(yè)巖儲(chǔ)層滲透率的降低和地層返砂引起的孔隙堵塞等現(xiàn)象的發(fā)生；同時(shí)，最大幅度降低井底壓力，可使頁(yè)巖儲(chǔ)層壓力波及范圍盡可能大，也可以使壓裂液最大程度地返排出來(lái)，提高返排率，降低其對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層的污染。

由于儲(chǔ)層埋藏較深、壓裂液用量大等原因，第一階段的關(guān)鍵技術(shù)是排水采氣方式優(yōu)選。結(jié)合調(diào)研及頁(yè)巖氣排水采氣工藝技術(shù)研究，在頁(yè)巖氣開(kāi)采中主要采用管式泵、螺桿泵及電潛泵3種裝置進(jìn)行排水采氣（見(jiàn)表1）?？紤]到彭水區(qū)塊頁(yè)巖氣井自然產(chǎn)能低，前期壓裂液用量大，井深較深，因此采用電潛泵排液。

表1 頁(yè)巖氣主要排液方式對(duì)比Table 1 Comparison of main shale gas drainage methods

使用電潛泵排液可以實(shí)現(xiàn)2個(gè)目的：一是使壓裂液快速返排（180～260m3／d）；二是使井底壓力迅速降至臨界解吸壓力附近，加快頁(yè)巖氣解吸。第一階段，隨著返排率的提高，井底壓力不斷下降，以游離態(tài)為主的甲烷氣在壓力差、濃度差等的驅(qū)動(dòng)下流入井筒，形成少量氣泡阻礙水的流動(dòng)，水的相對(duì)滲透率下降，近井地帶呈非飽和水單相流動(dòng)狀態(tài)；該階段末期，隨著井底壓力降至臨界解吸壓力附近，一定數(shù)量的甲烷氣開(kāi)始從顆粒（干酪根、孔隙等）表面解吸，氣泡互相連通逐步形成連續(xù)的流線，即氣液兩相流（見(jiàn)圖1）。

圖1 井筒周圍氣水分布狀態(tài)示意Fig.1 Schematic diagram of gas-water distribution around the wellbore

通常情況下，第一階段持續(xù)20～35d，即從生產(chǎn)井投產(chǎn)開(kāi)始到井底壓力降至臨界解吸壓力以下時(shí)結(jié)束。該階段的生產(chǎn)特點(diǎn)為：產(chǎn)液量維持在180～260m3／d，動(dòng)液面日降40～80m（井底壓力平均日降0.5～1.0MPa），近井地帶的氣液兩相流中，液體仍占據(jù)主體地位，該階段生產(chǎn)會(huì)呈現(xiàn)“二高”的特點(diǎn)，即高產(chǎn)液量和高產(chǎn)氣量，由于產(chǎn)出氣主要為游離氣，在產(chǎn)氣量曲線上表現(xiàn)為產(chǎn)氣量快速上升并到達(dá)第一個(gè)峰值。根據(jù)前期對(duì)參數(shù)井的巖心室內(nèi)等溫吸附測(cè)試結(jié)果，可估算出臨界解吸壓力。在實(shí)際排采中，要注意對(duì)井底壓力進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，當(dāng)井底壓力降至臨界解吸壓力時(shí)即進(jìn)入第二階段。

2.2 穩(wěn)降動(dòng)液面、緩慢降壓階段

當(dāng)井底壓力降至臨界解吸壓力以下時(shí)，甲烷氣開(kāi)始大量解吸，儲(chǔ)層氣液兩相流隨之發(fā)生改變，氣相流增加，液相流減少。該階段與第一階段的最大區(qū)別在于：控制排量，繼而穩(wěn)降動(dòng)液面、緩慢降壓。其原因?yàn)椋壕讐毫Φ陀诮馕鼔毫r(shí)，甲烷氣開(kāi)始大規(guī)模解吸，而此時(shí)少量的壓裂液仍存在于地層之中，若仍然采取動(dòng)液面快速下降模式，將導(dǎo)致井底壓力下降過(guò)快，甲烷氣快速大量解吸；解吸氣量的不均勻性和不穩(wěn)定性導(dǎo)致滲流通道內(nèi)呈現(xiàn)出解吸氣體和壓裂返排液交替占據(jù)主要空間的現(xiàn)象[14］，造成壓裂液排出不穩(wěn)定，井底壓力變化起伏頻繁，影響頁(yè)巖氣解吸效果。同時(shí)，由于第一階段為實(shí)現(xiàn)快速排液選用大排量的電潛泵，在進(jìn)入第二階段后地層供液能力下降，無(wú)法滿足電潛泵最低排量，因此第二階段可下入小排量（30～50m3／d）電潛泵，并增加泵的下入井深，進(jìn)行進(jìn)一步排液。

使用小排量電潛泵的主要優(yōu)勢(shì)為：1）隨著甲烷氣的大范圍解吸，地層出液量明顯減少，導(dǎo)致大排量電潛泵無(wú)法正常工作，造成井筒內(nèi)氣水界面不穩(wěn)定、增大井底回壓，影響生產(chǎn)井的連續(xù)產(chǎn)氣；2）增加小排量電潛泵下入井深，可以避免由于沉沒(méi)度過(guò)低導(dǎo)致停泵、燒泵和對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生較大損害的風(fēng)險(xiǎn)；3）小排量電潛泵具有更小的外徑，不僅可以避免下入過(guò)程中井身“狗腿”過(guò)大造成下泵困難的不利影響，同時(shí)其工作能力更適應(yīng)頁(yè)巖這種含水較少的儲(chǔ)層，使氣水動(dòng)液面進(jìn)一步穩(wěn)定下降，在井底形成氣液流動(dòng)平衡，促使解吸氣平穩(wěn)流入井筒。

穩(wěn)降動(dòng)液面、緩慢降壓階段從井底流壓降至臨界解吸壓力以下開(kāi)始到井底流壓大于自噴啟動(dòng)壓力時(shí)結(jié)束。該階段持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng)，通常半年至一年、甚至更長(zhǎng)，這主要取決于井底壓力何時(shí)下降至自噴啟動(dòng)壓力。該階段的生產(chǎn)特點(diǎn)為：動(dòng)液面日降5～10m（井底流壓日降0.05～0.10MPa），產(chǎn)氣量平穩(wěn)。該階段的關(guān)鍵技術(shù)為緩慢降壓，現(xiàn)場(chǎng)操作關(guān)鍵是控制排量，盡量緩慢降壓，以爭(zhēng)取最大的壓降面積，獲取較長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)周期，提高采收率。

2.3 自噴生產(chǎn)階段

隨著甲烷氣大量解吸，形成穩(wěn)定的氣體單向流，地層幾乎不出水或少量出水，已經(jīng)不適用電潛泵排采方式，同時(shí)氣液比較高，氣井可實(shí)現(xiàn)自噴。

在自噴生產(chǎn)階段，氣井正常生產(chǎn)時(shí)的流態(tài)為環(huán)霧流，液體以液滴的形式由氣體攜帶到地面，氣體呈連續(xù)相、而液體呈非連續(xù)相。如果氣相流速太低、不能提供足夠的能量使井筒中的液體連續(xù)流出井口時(shí)，液體將與氣流呈反方向流動(dòng)并積存于井底，氣井中將存在積液[15］（見(jiàn)圖2）。積液會(huì)導(dǎo)致自噴井停噴，增大對(duì)產(chǎn)氣層的回壓，降低氣井的生產(chǎn)能力，最終影響頁(yè)巖氣的產(chǎn)量。

圖2 氣井積液過(guò)程示意Fig.2 Schematic diagram of liquid loading in gas well

根據(jù)Turner模型，液滴在管內(nèi)流動(dòng)過(guò)程中受到向下的重力和向上的氣流拖曳力的共同作用。當(dāng)液滴處于相對(duì)靜止?fàn)顟B(tài)懸浮于氣井井筒中時(shí)，液滴在井筒中的沉降速度和氣流對(duì)液滴的舉升速度相等[15-17］，因此攜帶液滴的最低氣流速度為：

式中：vg為氣井臨界攜液流速，m／s；g為重力加速度，m／s2；ρl為液體密度，kg／m3；ρg為氣體密度，kg／m3；dm為液滴直徑，m；Cd為拖曳力系數(shù)，通常取0.44。

為了使計(jì)算結(jié)果更符合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況[15-16］，取20%的安全系數(shù)，換算到標(biāo)準(zhǔn)狀況下，得到氣井臨界攜液流量：

式中：Qg為氣井臨界攜液流量，104m3／d；A為油管環(huán)空截面積，m2；p為壓力，MPa；T為井底溫度，K；Z為氣體壓縮因子。

現(xiàn)場(chǎng)通常根據(jù)已知的油管環(huán)空截面積，通過(guò)式（2）計(jì)算該井的臨界攜液流量Qg。若當(dāng)前氣井產(chǎn)量大于臨界攜液流量Qg，初步判定可順利進(jìn)行連續(xù)自噴排液。

在該階段，優(yōu)化采氣管柱結(jié)構(gòu)是保證氣井連續(xù)自噴的主要手段。氣體流速度高，一方面有利于液體的排出，另一方面會(huì)加大氣流在管柱流動(dòng)過(guò)程中的壓力損失。因此，選擇產(chǎn)氣管柱直徑時(shí)，既要考慮氣流的連續(xù)排液要求，還要考慮盡量減少井筒內(nèi)的壓力損失。對(duì)于液體流速高、排液能力較好的井，可相應(yīng)增大采氣管柱的管徑，以達(dá)到減少阻力損失、提高井口壓力和增加產(chǎn)氣量的目的；對(duì)排液能力差的井則應(yīng)采用小尺寸油管生產(chǎn)，以提高氣體攜液能力，排除井底積液，延長(zhǎng)自噴采氣期。

自噴生產(chǎn)階段是從優(yōu)化管柱實(shí)現(xiàn)自噴開(kāi)始至井底流壓達(dá)到廢棄壓力時(shí)為止。該階段的生產(chǎn)特征是產(chǎn)液量低，產(chǎn)氣量平穩(wěn)，主要技術(shù)措施為優(yōu)化采氣管柱。在實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)施工中，可能會(huì)出現(xiàn)井底緩慢積液，造成產(chǎn)氣量下降，因此可以采用相應(yīng)的誘噴工藝技術(shù)（泡沫排水或氣舉）作為輔助手段。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

目前彭水區(qū)塊已完鉆頁(yè)巖氣水平井4口，通過(guò)壓裂改造現(xiàn)已投產(chǎn)3口。對(duì)3口已投產(chǎn)頁(yè)巖氣井按照最高無(wú)阻流量15%～20%的配產(chǎn)原則，分別進(jìn)行了“三段式”排采方式的探索嘗試，均取得了良好的試氣效果。自投產(chǎn)以來(lái)，3口頁(yè)巖氣井已累計(jì)產(chǎn)出天然氣近1 000×104m3，鑒于產(chǎn)氣量穩(wěn)定，已將3口井輸氣管網(wǎng)成功對(duì)接，聯(lián)合進(jìn)行CNG銷售，提高了安全穩(wěn)定供氣的可靠性。目前彭水區(qū)塊按照以銷定產(chǎn)的生產(chǎn)原則，供氣能力達(dá)2×104m3／d以上。

3.1 快速排液，動(dòng)液面迅速下降階段

PY4井是部署在四川盆地西南緣桑柘坪向斜帶北翼的一口水平預(yù)探井，完鉆層位為下志留統(tǒng)龍馬溪組。該井于2014年1月完成12段大型水力分段壓裂，累計(jì)用液量21 383m3。由于不具備自噴生產(chǎn)條件，下入電潛泵排采，電潛泵下入深度2 108m（見(jiàn)圖3），泵徑98.0mm，理論排量150m3／d。采取大泵快速排液30d后，動(dòng)液面降至1 400m，動(dòng)液面平均日降45m，平均產(chǎn)液量214m3／d，累計(jì)產(chǎn)液量7 075m3，返排率33%，產(chǎn)氣量迅速升至13 000m3／d（見(jiàn)圖4），并開(kāi)始穩(wěn)定生產(chǎn)。

圖3 PY4井電潛泵下深示意Fig.3 Schematic diagram of ESP depth in Well PY4

圖4 PY4井日產(chǎn)氣量與動(dòng)液面關(guān)系曲線Fig.4 Relationship between daily gas production and dynamic liquid level for Well PY4

3.2 穩(wěn)降動(dòng)液面、緩慢降壓階段

PY1井是彭水區(qū)塊第一口頁(yè)巖氣生產(chǎn)井，自2012年6月投產(chǎn)以來(lái)，累計(jì)產(chǎn)氣量450×104m3。在生產(chǎn)初期采用大排量電潛泵生產(chǎn)后，產(chǎn)氣量迅速上升，最高產(chǎn)氣量26 000m3／d，隨著動(dòng)液面進(jìn)一步降低，產(chǎn)氣量降至16 000m3／d并趨于穩(wěn)定，產(chǎn)液量由初期的120.72m3／d降至23.38m3／d，此時(shí)吸附氣為產(chǎn)出氣的主要來(lái)源。更換理論排量30m3／d的小型電潛泵，并將下入深度由原來(lái)的2 008m下調(diào)至2 742m（見(jiàn)圖5）。更換小排量電潛泵后，動(dòng)液面呈緩慢下降趨勢(shì)，同時(shí)產(chǎn)氣量保持在15 000m3／d左右。

圖5 PY1井電潛泵加深位置示意Fig.5 Schematic diagram of deepened ESP in Well PY1

3.3 自噴生產(chǎn)階段

彭水區(qū)塊PY3井2013年3月投入生產(chǎn)，前期利用大排量電潛泵迅速降動(dòng)液面，最高產(chǎn)液量32 000m3／d，平均產(chǎn)液量97～101m3／d。隨著動(dòng)液面快速降低，產(chǎn)液量逐漸減少。根據(jù)臨界攜液流量計(jì)算公式，計(jì)算得PY3井臨界攜液流量為1.012×104m3／d，當(dāng)PY3井產(chǎn)氣量達(dá)1.3×104m3／d以上時(shí)，對(duì)該井進(jìn)行氣舉誘噴作業(yè)嘗試。作業(yè)后油管放噴，PY3井產(chǎn)氣量迅速升至17 000m3／d，套壓維持在3.7～3.9MPa，平均產(chǎn)液量23m3／d；目前PY3井產(chǎn)氣量穩(wěn)定在1.4×104m3／d以上（見(jiàn)圖6）。此外，從井口氣體攜液量和井底壓力計(jì)回放數(shù)據(jù)來(lái)看，PY3井井底未產(chǎn)生明顯積液，可以實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期穩(wěn)定自噴生產(chǎn)。

圖6 PY3井自噴生產(chǎn)曲線Fig.6 Flowing production curve of Well PY3

4 結(jié)論與建議

1）對(duì)于后期需要通過(guò)人工舉升方式進(jìn)行排采的頁(yè)巖氣井，壓裂后排采的主要思路是圍繞如何實(shí)現(xiàn)快速排液，提高返排率，降低壓裂液對(duì)儲(chǔ)層污染，促進(jìn)頁(yè)巖氣快速解吸展開(kāi)。

2）頁(yè)巖氣排采的3個(gè)階段是對(duì)頁(yè)巖氣井生產(chǎn)總體特征的總結(jié)，并不意味著每口井都要依次經(jīng)歷這3個(gè)生產(chǎn)階段，應(yīng)根據(jù)每口井的產(chǎn)氣量及時(shí)調(diào)整；當(dāng)氣井產(chǎn)量大于臨界攜液流量時(shí)，可直接進(jìn)行第3階段，采取自噴生產(chǎn)。

3）影響攜液臨界流量的主要因素為氣液比和油管內(nèi)徑，但不是管徑越小越好，應(yīng)同時(shí)考慮井筒內(nèi)的壓力損失，因此自噴生產(chǎn)階段的關(guān)鍵是優(yōu)選下入油管的內(nèi)徑。

4）“三段式”排采工作方法是針對(duì)低壓頁(yè)巖氣藏開(kāi)采提出的有效技術(shù)手段，該排采模式在彭水區(qū)塊3口頁(yè)巖氣生產(chǎn)井中分別得到成功應(yīng)用，對(duì)該地區(qū)其他頁(yè)巖氣井的生產(chǎn)具有借鑒價(jià)值，建議在整個(gè)區(qū)塊逐步進(jìn)行推廣。

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