彭水区块页岩气生产井排采方式研究与应用

夏海帮，袁 航，岑 涛

（中国石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部，江苏南京210019）

页岩气作为一种高效清洁、潜力巨大的非常规天然气资源，已成为我国重点开发的能源。页岩气藏为典型的自生自储、大面积连续聚集型气藏，是以吸附或游离态赋存于暗色富含有机质、特低渗透率的页岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩系统中的非常规天然气。除部分气体排出或运移至附近渗透性岩层中形成常规气藏外，大量气体在“原地”滞留、富集，吸附于矿物颗粒、干酪根及孔隙表面，储存在纳米级孔隙和微裂隙中[1］。我国页岩气勘探开发刚刚起步，仍处于探索阶段，开发工程难度大，相应关键技术尚未取得大的突破[2-3］。目前，我国页岩气开发工程技术研究以页岩气钻井技术和压裂改造技术为主，虽已取得显著成绩，但对于气井投产后排采方式的研究还处在探索阶段，研究甚少[4］；尤其是对于大多数经过压裂改造后无法依靠地层自身能量直接自喷生产的页岩气井来说，排采工艺技术在整个开发过程中起着重要的作用。笔者结合彭水区块气藏储层特征及开发现状，对低压地层页岩气井开展了页岩气排采方式研究，并取得较好的应用效果。

1 彭水区块页岩气藏基本特征

彭水区块位于四川盆地与雪峰隆起之间的武陵褶皱带上，目前已完钻页岩气水平井4口，从完钻井注入／压降测试结果来看，彭水区块地层压力系数为0.92～0.96，属常压—低压页岩气藏。水平井经过压裂改造后，地层压力迅速下降，无法直接实现自喷，必须要借助人工举升方式进行排采，表现出原始地层能量不足的特点。

从页岩气运移聚集机理来看，页岩气藏具备常规天然气藏、深盆天然气藏和煤层气藏的共同特点[5］，尤其是深盆天然气藏具有原生异常高压的特点[6-7］。因此，在封闭状态下，彭水区块页岩气藏低压的形成可能受到2个方面的影响：一是成藏演化时间较长，导致在相当长的一段时间内，烃源岩的生气、供气速度小于逸散速度，散失量远大于聚集量，导致气藏由高压向常压、低压转化；二是成藏后发生了构造抬升，在以挤压运动为主的作用下，地层发生变形，当集中应力超过地层应力极限后，地层发生破碎，增大了裂缝孔隙，导致地层孔隙压力降低[8］。

从彭水区块页岩气井后期生产特征来看，生产初期产气量低，随着动液面的降低产气量逐步上升，到达峰值后在长时期内产气量趋于稳定，这与北美典型的“迅速到达产气高峰并随之快速递减”的产气模式[9］有很大区别，但与煤层气井吸附气解吸生产特征相似[10-11］。考虑到彭水区块常压、低压的形成是页岩储层受压破碎、游离气大量逸散损失的结果，彭水区块页岩气藏以吸附态页岩气富集为主，仅有部分游离气储存在微孔隙和微裂缝中。

综上所述，彭水区块页岩气藏具有地层压力系数低、游离气与吸附气比值低、自喷能力低、需借助人工或机械举升方式进行开采的“三低一助”特征。

2 页岩气水平井“三段式”排采方式研究

虽然页岩储层低孔、低渗透的特点和页岩气解吸、扩散等运移过程与煤层气相似，但页岩气的开采却不能完全采用煤层气排采模式。考虑到低压页岩气井无法直接实现自喷，同时页岩气水平井压裂改造通常采用大型水力分段压裂的方式，压裂液用量大（单段1 000～4 000m3，全井段15 000～48 000m3），因此页岩气井压裂后排采工作应主要围绕快速排液、提高返排率、降低压裂液对储层的污染和促使页岩气快速解吸开展。总体来说，页岩气水平井压裂后排采过程经历下述3个阶段。

2.1 快速排液，动液面和井底压力快速下降阶段

页岩储层并不存在类似于煤层的压敏效应[12-13］，快速排液不会导致页岩储层渗透率的降低和地层返砂引起的孔隙堵塞等现象的发生；同时，最大幅度降低井底压力，可使页岩储层压力波及范围尽可能大，也可以使压裂液最大程度地返排出来，提高返排率，降低其对页岩储层的污染。

由于储层埋藏较深、压裂液用量大等原因，第一阶段的关键技术是排水采气方式优选。结合调研及页岩气排水采气工艺技术研究，在页岩气开采中主要采用管式泵、螺杆泵及电潜泵3种装置进行排水采气（见表1）。考虑到彭水区块页岩气井自然产能低，前期压裂液用量大，井深较深，因此采用电潜泵排液。

表1 页岩气主要排液方式对比Table 1 Comparison of main shale gas drainage methods

使用电潜泵排液可以实现2个目的：一是使压裂液快速返排（180～260m3／d）；二是使井底压力迅速降至临界解吸压力附近，加快页岩气解吸。第一阶段，随着返排率的提高，井底压力不断下降，以游离态为主的甲烷气在压力差、浓度差等的驱动下流入井筒，形成少量气泡阻碍水的流动，水的相对渗透率下降，近井地带呈非饱和水单相流动状态；该阶段末期，随着井底压力降至临界解吸压力附近，一定数量的甲烷气开始从颗粒（干酪根、孔隙等）表面解吸，气泡互相连通逐步形成连续的流线，即气液两相流（见图1）。

图1 井筒周围气水分布状态示意Fig.1 Schematic diagram of gas-water distribution around the wellbore

通常情况下，第一阶段持续20～35d，即从生产井投产开始到井底压力降至临界解吸压力以下时结束。该阶段的生产特点为：产液量维持在180～260m3／d，动液面日降40～80m（井底压力平均日降0.5～1.0MPa），近井地带的气液两相流中，液体仍占据主体地位，该阶段生产会呈现“二高”的特点，即高产液量和高产气量，由于产出气主要为游离气，在产气量曲线上表现为产气量快速上升并到达第一个峰值。根据前期对参数井的岩心室内等温吸附测试结果，可估算出临界解吸压力。在实际排采中，要注意对井底压力进行实时监测，当井底压力降至临界解吸压力时即进入第二阶段。

2.2 稳降动液面、缓慢降压阶段

当井底压力降至临界解吸压力以下时，甲烷气开始大量解吸，储层气液两相流随之发生改变，气相流增加，液相流减少。该阶段与第一阶段的最大区别在于：控制排量，继而稳降动液面、缓慢降压。其原因为：井底压力低于解吸压力时，甲烷气开始大规模解吸，而此时少量的压裂液仍存在于地层之中，若仍然采取动液面快速下降模式，将导致井底压力下降过快，甲烷气快速大量解吸；解吸气量的不均匀性和不稳定性导致渗流通道内呈现出解吸气体和压裂返排液交替占据主要空间的现象[14］，造成压裂液排出不稳定，井底压力变化起伏频繁，影响页岩气解吸效果。同时，由于第一阶段为实现快速排液选用大排量的电潜泵，在进入第二阶段后地层供液能力下降，无法满足电潜泵最低排量，因此第二阶段可下入小排量（30～50m3／d）电潜泵，并增加泵的下入井深，进行进一步排液。

使用小排量电潜泵的主要优势为：1）随着甲烷气的大范围解吸，地层出液量明显减少，导致大排量电潜泵无法正常工作，造成井筒内气水界面不稳定、增大井底回压，影响生产井的连续产气；2）增加小排量电潜泵下入井深，可以避免由于沉没度过低导致停泵、烧泵和对储层产生较大损害的风险；3）小排量电潜泵具有更小的外径，不仅可以避免下入过程中井身“狗腿”过大造成下泵困难的不利影响，同时其工作能力更适应页岩这种含水较少的储层，使气水动液面进一步稳定下降，在井底形成气液流动平衡，促使解吸气平稳流入井筒。

稳降动液面、缓慢降压阶段从井底流压降至临界解吸压力以下开始到井底流压大于自喷启动压力时结束。该阶段持续时间较长，通常半年至一年、甚至更长，这主要取决于井底压力何时下降至自喷启动压力。该阶段的生产特点为：动液面日降5～10m（井底流压日降0.05～0.10MPa），产气量平稳。该阶段的关键技术为缓慢降压，现场操作关键是控制排量，尽量缓慢降压，以争取最大的压降面积，获取较长稳产周期，提高采收率。

2.3 自喷生产阶段

随着甲烷气大量解吸，形成稳定的气体单向流，地层几乎不出水或少量出水，已经不适用电潜泵排采方式，同时气液比较高，气井可实现自喷。

在自喷生产阶段，气井正常生产时的流态为环雾流，液体以液滴的形式由气体携带到地面，气体呈连续相、而液体呈非连续相。如果气相流速太低、不能提供足够的能量使井筒中的液体连续流出井口时，液体将与气流呈反方向流动并积存于井底，气井中将存在积液[15］（见图2）。积液会导致自喷井停喷，增大对产气层的回压，降低气井的生产能力，最终影响页岩气的产量。

图2 气井积液过程示意Fig.2 Schematic diagram of liquid loading in gas well

根据Turner模型，液滴在管内流动过程中受到向下的重力和向上的气流拖曳力的共同作用。当液滴处于相对静止状态悬浮于气井井筒中时，液滴在井筒中的沉降速度和气流对液滴的举升速度相等[15-17］，因此携带液滴的最低气流速度为：

式中：vg为气井临界携液流速，m／s；g为重力加速度，m／s2；ρl为液体密度，kg／m3；ρg为气体密度，kg／m3；dm为液滴直径，m；Cd为拖曳力系数，通常取0.44。

为了使计算结果更符合现场实际情况[15-16］，取20%的安全系数，换算到标准状况下，得到气井临界携液流量：

式中：Qg为气井临界携液流量，104m3／d；A为油管环空截面积，m2；p为压力，MPa；T为井底温度，K；Z为气体压缩因子。

现场通常根据已知的油管环空截面积，通过式（2）计算该井的临界携液流量Qg。若当前气井产量大于临界携液流量Qg，初步判定可顺利进行连续自喷排液。

在该阶段，优化采气管柱结构是保证气井连续自喷的主要手段。气体流速度高，一方面有利于液体的排出，另一方面会加大气流在管柱流动过程中的压力损失。因此，选择产气管柱直径时，既要考虑气流的连续排液要求，还要考虑尽量减少井筒内的压力损失。对于液体流速高、排液能力较好的井，可相应增大采气管柱的管径，以达到减少阻力损失、提高井口压力和增加产气量的目的；对排液能力差的井则应采用小尺寸油管生产，以提高气体携液能力，排除井底积液，延长自喷采气期。

自喷生产阶段是从优化管柱实现自喷开始至井底流压达到废弃压力时为止。该阶段的生产特征是产液量低，产气量平稳，主要技术措施为优化采气管柱。在实际现场施工中，可能会出现井底缓慢积液，造成产气量下降，因此可以采用相应的诱喷工艺技术（泡沫排水或气举）作为辅助手段。

3 现场应用

目前彭水区块已完钻页岩气水平井4口，通过压裂改造现已投产3口。对3口已投产页岩气井按照最高无阻流量15%～20%的配产原则，分别进行了“三段式”排采方式的探索尝试，均取得了良好的试气效果。自投产以来，3口页岩气井已累计产出天然气近1 000×104m3，鉴于产气量稳定，已将3口井输气管网成功对接，联合进行CNG销售，提高了安全稳定供气的可靠性。目前彭水区块按照以销定产的生产原则，供气能力达2×104m3／d以上。

3.1 快速排液，动液面迅速下降阶段

PY4井是部署在四川盆地西南缘桑柘坪向斜带北翼的一口水平预探井，完钻层位为下志留统龙马溪组。该井于2014年1月完成12段大型水力分段压裂，累计用液量21 383m3。由于不具备自喷生产条件，下入电潜泵排采，电潜泵下入深度2 108m（见图3），泵径98.0mm，理论排量150m3／d。采取大泵快速排液30d后，动液面降至1 400m，动液面平均日降45m，平均产液量214m3／d，累计产液量7 075m3，返排率33%，产气量迅速升至13 000m3／d（见图4），并开始稳定生产。

图3 PY4井电潜泵下深示意Fig.3 Schematic diagram of ESP depth in Well PY4

图4 PY4井日产气量与动液面关系曲线Fig.4 Relationship between daily gas production and dynamic liquid level for Well PY4

3.2 稳降动液面、缓慢降压阶段

PY1井是彭水区块第一口页岩气生产井，自2012年6月投产以来，累计产气量450×104m3。在生产初期采用大排量电潜泵生产后，产气量迅速上升，最高产气量26 000m3／d，随着动液面进一步降低，产气量降至16 000m3／d并趋于稳定，产液量由初期的120.72m3／d降至23.38m3／d，此时吸附气为产出气的主要来源。更换理论排量30m3／d的小型电潜泵，并将下入深度由原来的2 008m下调至2 742m（见图5）。更换小排量电潜泵后，动液面呈缓慢下降趋势，同时产气量保持在15 000m3／d左右。

图5 PY1井电潜泵加深位置示意Fig.5 Schematic diagram of deepened ESP in Well PY1

3.3 自喷生产阶段

彭水区块PY3井2013年3月投入生产，前期利用大排量电潜泵迅速降动液面，最高产液量32 000m3／d，平均产液量97～101m3／d。随着动液面快速降低，产液量逐渐减少。根据临界携液流量计算公式，计算得PY3井临界携液流量为1.012×104m3／d，当PY3井产气量达1.3×104m3／d以上时，对该井进行气举诱喷作业尝试。作业后油管放喷，PY3井产气量迅速升至17 000m3／d，套压维持在3.7～3.9MPa，平均产液量23m3／d；目前PY3井产气量稳定在1.4×104m3／d以上（见图6）。此外，从井口气体携液量和井底压力计回放数据来看，PY3井井底未产生明显积液，可以实现长期稳定自喷生产。

图6 PY3井自喷生产曲线Fig.6 Flowing production curve of Well PY3

4 结论与建议

1）对于后期需要通过人工举升方式进行排采的页岩气井，压裂后排采的主要思路是围绕如何实现快速排液，提高返排率，降低压裂液对储层污染，促进页岩气快速解吸展开。

2）页岩气排采的3个阶段是对页岩气井生产总体特征的总结，并不意味着每口井都要依次经历这3个生产阶段，应根据每口井的产气量及时调整；当气井产量大于临界携液流量时，可直接进行第3阶段，采取自喷生产。

3）影响携液临界流量的主要因素为气液比和油管内径，但不是管径越小越好，应同时考虑井筒内的压力损失，因此自喷生产阶段的关键是优选下入油管的内径。

4）“三段式”排采工作方法是针对低压页岩气藏开采提出的有效技术手段，该排采模式在彭水区块3口页岩气生产井中分别得到成功应用，对该地区其他页岩气井的生产具有借鉴价值，建议在整个区块逐步进行推广。

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