劉堯文, 李 牧
(中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司,重慶 408014)
涪陵頁巖氣田共建成焦石壩、江東、平橋、白濤和白馬等5 個(gè)生產(chǎn)區(qū)塊,不同區(qū)塊、不同生產(chǎn)階段的氣井其產(chǎn)氣、產(chǎn)水特征差異較大。受產(chǎn)量遞減、井筒積液的影響,氣井生產(chǎn)時(shí)率逐漸降低。該氣田主要采用 φ73.0 mm×5.51 mm、φ60.3 mm×4.83 mm 普通油管和 φ50.8 mm×4.45 mm、φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管等4 種規(guī)格的采氣管柱,其中連續(xù)油管具有單井成本低、起下速度快、工序簡(jiǎn)單和施工時(shí)效性高等優(yōu)點(diǎn)[1],在涪陵頁巖氣井中的應(yīng)用越來越廣泛。由于不同氣井的連續(xù)油管壓力損耗、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間、穩(wěn)產(chǎn)期累計(jì)產(chǎn)氣量存在差異,筆者基于現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況,分析了連續(xù)油管直徑、下入深度和下入時(shí)機(jī)對(duì)氣井生產(chǎn)效果的影響,明確了連續(xù)油管的適用范圍,為提高連續(xù)油管在涪陵頁巖氣田的應(yīng)用效果提供了依據(jù)。
目前,涪陵頁巖氣田42 口生產(chǎn)井采用連續(xù)油管采氣管柱,其中,采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管的井有 36 口,采用φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管的井有6 口。連續(xù)油管最淺下深為2 220.00 mm(井斜角 30°),最深下深為 4 400.00 m(井斜角 85°),平均下深3 200.00 mm。采用連續(xù)油管采氣管柱的生產(chǎn)井初期產(chǎn)氣量為(1.10 ~7.80)×104m3/d,產(chǎn)水量為0.55~18.90 m3/d,水氣比為 0.08 ~10.90 m3/104m3??傮w來看,頁巖氣井產(chǎn)能在一定程度上決定了氣井生產(chǎn)效果,但采氣管柱的優(yōu)選更為重要。在無阻流量相同的情況下,水氣比高的頁巖氣井下入連續(xù)油管后生產(chǎn)不穩(wěn)定、產(chǎn)量較低,其中,15 口典型井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表1。
表 1 涪陵頁巖氣田采用連續(xù)油管采氣管柱的15 口典型井生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)Table 1 Production statistics of 15 typical wells with coiled tubing gas producing pipe stings in Fuling Shale Gas Field
2.1.1 連續(xù)油管直徑對(duì)攜液效果的影響
頁巖氣均采用水平井開發(fā),而水平井的造斜段最易積液,故提高造斜段攜液能力是解決水平氣井積液和優(yōu)化采氣管柱的重點(diǎn)[2-7]。王琦[8]通過試驗(yàn)證明井斜角在50°左右時(shí)臨界攜液氣量最大,并以50°井斜角的臨界攜液氣量為氣井的臨界攜液氣量,建立了振蕩式?jīng)_擊攜液臨界氣流量計(jì)算模型。采用該臨界攜液氣流量模型,計(jì)算了不同直徑油管在不同井底壓力(井斜角為50°)條件下的臨界攜液氣量,結(jié)果如圖1 所示。從圖1 可以看出,與φ60.3 mm×4.83 mm 普通油管相比,φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管的臨界攜液氣量平均降低38%。因此,單從攜液能力的角度考慮,采用的油管直徑越小,越有利于氣井的攜液。
2.1.2 連續(xù)油管直徑對(duì)井筒壓耗的影響
圖 1 不同井底壓力下不同直徑油管的臨界攜液氣量Fig. 1 Critical liquid carrying capacity of tubings with different diameters under different bottom hole pressures
涪陵頁巖氣田不同規(guī)格連續(xù)油管生產(chǎn)井的產(chǎn)氣量每增加1×104m3時(shí)的單位長(zhǎng)度井筒壓耗統(tǒng)計(jì)結(jié)果如圖2 所示。從圖2 可以看出,雖然采用更小直徑的連續(xù)油管能夠降低氣井的臨界攜液氣量,但連續(xù)油管的直徑越小,單位長(zhǎng)度井筒壓耗越大。由圖2還可以看出,水氣比對(duì)單位長(zhǎng)度井筒壓耗的影響較大,當(dāng)采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)且水氣比大于1.5 m3/104m3時(shí),產(chǎn)氣量每增加1×104m3的單位長(zhǎng)度井筒壓耗開始有所增大;當(dāng)采用φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)且水氣比大于1.0 m3/104m3時(shí),產(chǎn)氣量每增加1×104m3的單位長(zhǎng)度井筒壓耗明顯增大。
圖 2 φ50.8 mm×4.45 mm 與φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管單位長(zhǎng)度井筒壓耗對(duì)比Fig.2 Comparison on wellbore pressure losses per unit lenghth of φ50.8 mm×4.45 mm and φ38.1 mm×3.68 mm coiled tubing
2.1.3 連續(xù)油管直徑對(duì)氣井穩(wěn)產(chǎn)期的影響
計(jì)算不同直徑連續(xù)油管在臨界攜液氣量下的井底流壓,作為氣井穩(wěn)產(chǎn)期末的停噴井底流壓,用以評(píng)價(jià)連續(xù)油管生產(chǎn)氣井的穩(wěn)產(chǎn)期。目前,工程上常用的各種氣液兩相管流壓降計(jì)算模型的建立基礎(chǔ)不同,其適用條件也不相同[9]。田云等人[10]對(duì)8 個(gè)常用氣液兩相管流壓降模型進(jìn)行了評(píng)價(jià),發(fā)現(xiàn)Gray 模型的計(jì)算結(jié)果與連續(xù)油管實(shí)際生產(chǎn)情況最吻合。故筆者采用Gray 模型,計(jì)算垂深3 000.00 m 氣井、外輸壓力為4.5 MPa 條件下采用不同直徑油管生產(chǎn)時(shí)的停噴井底流壓,結(jié)果如圖3 所示。
圖 3 不同直徑油管停噴井底流壓隨水氣比的變化Fig.3 Variation of bottomhole flowing pressure with water gas ratio for coiled tubing with different diameters when unflowing
從圖3 可以看出:水氣比越高,油管直徑對(duì)氣井穩(wěn)產(chǎn)期末停噴井底流壓的影響越顯著;水氣比在0~1.5 m3/104m3時(shí),與采用φ60.3 mm×4.83 mm 普通油管生產(chǎn)相比,采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)時(shí)氣井的停噴井底流壓差別不大且均較低,但φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管的臨界攜液氣量更低,因此水氣比在0~1.5 m3/104m3時(shí),能夠?qū)饩畯U棄產(chǎn)量和地層廢棄壓力降至最低;φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管的停噴井底流壓相對(duì)較高,適用范圍較窄。
統(tǒng)計(jì)涪陵頁巖氣田φ60.3 mm×4.83 mm、φ50.8 mm×4.45 mm、φ38.1 mm×3.68 mm 等 3 種油管在不同水氣比條件下的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間和穩(wěn)產(chǎn)期累計(jì)產(chǎn)氣量,結(jié)果如圖4、圖5 所示。從圖4、圖5 可以看出,水氣比在0~1.5 m3/104m3時(shí),采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)能夠獲得更長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期和更高的穩(wěn)產(chǎn)期累計(jì)產(chǎn)氣量。綜合考慮連續(xù)油管直徑對(duì)氣井?dāng)y液、井筒壓耗、氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的影響,水氣比在0~1.5 m3/104m3的頁巖氣井,采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管采氣管柱,生產(chǎn)效果更佳。
圖 4 不同直徑油管穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間隨水氣比的變化Fig. 4 Variation of stable production time with water gas ratio of tubings with different diameters
2.2.1 連續(xù)油管下深對(duì)攜液效果的影響
由于井斜角50°左右井段攜液最難,因此連續(xù)油管應(yīng)下到井斜角大于50°的井段。表2 為3 口連續(xù)油管不同下深頁巖氣井生產(chǎn)效果的對(duì)比情況;圖6為3 口連續(xù)油管不同下深頁巖氣井的生產(chǎn)曲線。
圖 5 不同直徑油管穩(wěn)產(chǎn)期累計(jì)產(chǎn)氣量隨水氣比的變化Fig. 5 Variation of cumulative gas production with water gas ratio in stable production period of tubings with different diameters
從表2 和圖6 可以看出,在連續(xù)油管下入初期井口套壓和配產(chǎn)相同的條件下,即使JY22 井的水氣比略高于JY20 井和JY21 井,且連續(xù)油管下入初期該井的井口套壓略低于JY20 井和JY21 井,JY22 井也能維持較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期和較大的穩(wěn)產(chǎn)期累計(jì)產(chǎn)氣量。其原因是,JY22 井連續(xù)油管下到了井斜角大于50°的井段,JY20 井和JY21 井連續(xù)油管都下到了井斜角小于50°的井段,而井斜角50°的井段攜液最難,易積液,導(dǎo)致JY20 井和JY21 井生產(chǎn)連續(xù)性較差。
表 2 連續(xù)油管不同下深頁巖氣井生產(chǎn)效果對(duì)比Table 2 Production effect comparison of shale gas wells with different setting depths of coiled tubing
圖 6 JY20 井、JY21 井和JY22 井的生產(chǎn)曲線Fig. 6 Production curves of Well JY20, Well JY21 and Well JY22
2.2.2 連續(xù)油管下深對(duì)井筒壓耗的影響
統(tǒng)計(jì)涪陵頁巖氣井不同水氣比區(qū)間下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)1×104m3氣的井筒壓耗,結(jié)果如圖7 所示。從圖7 可以看出:井筒壓耗與連續(xù)油管下深正相關(guān);水氣比高于1.5 m3/104m3后,連續(xù)油管下深對(duì)井筒壓耗的影響增大;水氣比越高,井筒壓耗隨連續(xù)油管下深增大的幅度越大。
選取下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管、生產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)、已進(jìn)入間歇生產(chǎn)的頁巖氣井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析,結(jié)果見表3。由表3 可知:在相同水氣比條件下,下入連續(xù)油管前頁巖氣井生產(chǎn)時(shí)間越短,頁巖氣井自噴穩(wěn)產(chǎn)期越長(zhǎng),自噴期累計(jì)產(chǎn)氣量越高;下連續(xù)油管前頁巖氣井生產(chǎn)時(shí)間相同,水氣比越大,連續(xù)油管的生產(chǎn)效果越差。因此,在較低水氣比條件下,越早下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管,生產(chǎn)過程中攜液穩(wěn)產(chǎn)效果越好,自噴穩(wěn)產(chǎn)期越長(zhǎng),連續(xù)油管自噴生產(chǎn)階段累計(jì)產(chǎn)氣量越高。
圖 7 不同水氣比下井筒壓耗與連續(xù)油管下深的關(guān)系Fig. 7 Relationship between wellbore pressure loss andcoiled tubing setting depth under different water gas ratios
表 3 連續(xù)油管下入時(shí)機(jī)對(duì)氣井生產(chǎn)效果的影響情況Table 3 Statistics on the influence of coiled tubing setting timing on gas well production
1)研究表明,油管直徑越小,越有利于氣井?dāng)y液,但同時(shí)會(huì)增大井筒壓耗。綜合考慮連續(xù)油管直徑對(duì)氣井?dāng)y液、井筒壓耗、氣井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的影響,對(duì)于水氣比小于1.5 m3/104m3的氣井,采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)效果較好。
2)涪陵頁巖氣田的頁巖氣井需要壓裂后投產(chǎn),產(chǎn)出水均為返排壓裂液。因此,對(duì)于水氣比在0~1.5 m3/104m3的氣井,建議盡早下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管,這樣既有助于壓裂液連續(xù)返排,也能使頁巖氣井獲得更長(zhǎng)的自噴穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間和更大的自噴累計(jì)產(chǎn)氣量。