临兴地区砂岩与页岩两层合采效果试验探究

冯 毅，孟尚志，魏攀峰，段长江，吴金宝

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457；2.中联煤层气责任有限公司，北京 100011；3.中国石油大学(北京)，北京 102249)

临兴地区砂岩与页岩两层合采效果试验探究

冯 毅1，孟尚志2，魏攀峰3，段长江1，吴金宝1

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300457；2.中联煤层气责任有限公司，北京 100011；3.中国石油大学(北京)，北京 102249)

通过页岩气储层吸附气效应室内试验定量评价临兴地区砂岩与页岩两层合采气体产能，试验以石盒子组砂岩与太原组页岩为目标，利用直径为25 mm的岩心柱塞，根据现场试井资料，确定柱塞温度为48～50℃、柱塞出口压力为1.8～2.9 MPa。以定容高压空气由15.0 MPa自然衰减至14.5 MPa模拟地层远端能量变化，甲烷恒压5 MPa饱和页岩柱塞36 h。试验测定砂岩与页岩分层单采气体流速均值分别为218.70～1592.53 mL/min、219.67～649.60 mL/min，两层合采气体流速均值分别为211.80～1584.60 mL/min、211.47～618.94 mL/min。7套合采试验砂岩与页岩单层干扰系数分别为0.22%～6.94%、0.33%～15.82%，合采整体干扰系数为0.27%～6.77%。结果表明，临兴地区砂岩与页岩两层合采地层物性及地层压力差异导致层间干扰，现场以控制井口压力及地层渗透率差值最低指导合采工艺参数优化和地层组合优选。

砂岩气；页岩气；两层合采；地层压力；模拟试验；层间干扰

近年来，针对鄂尔多斯盆地临兴地区砂岩气与页岩气资源的勘探结果表明，临兴地区两种天然气资源丰富。砂岩气以下石盒子组和太原组为主要有利产层。其中，下石盒子组垂直方向10段砂岩层总厚度为81.59 m，太原组垂直方向6段砂岩层总厚度为50.43 m。前期试气日产量最高达10×104m3[1]。页岩气以上古生代发育太原组和山西组两套地层为主。其中，山西组泥页岩总有机碳含量TOC均值为3.91%，有机质成熟度Ro为1.28～1.60；太原组总有机碳含量均值为13.94%，有机质成熟度Ro为0.93～1.78[2]，接近北美高产页岩气资源区地层特征[3]。两种储层双层合采适合区域垂直方向多个气层分布特点，有利于提高单井产量、降低开发成本。

针对天然气储层多层合采是否可行，不同学者利用数值模拟和室内试验方法取得了一些成果和认识。熊燕莉等针对四川盆地灰岩气层运用数值试井方法研究指出，当合采气层地质条件差异不明显时，合采20年相对分采累计产量降低2.51%[4]。王都伟等针对渗流性气藏以时间为变量的多层气藏节点分析指出，地层压力、地层渗透率差异较小的地层合采仅发生小气量倒灌[5]。向祖平等利用单井多层气藏双孔介质模型评价低渗气藏合采效果发现，地层压力系数及渗透率误差合理，合采层间干扰程度较低[6]。王渊建立低渗气藏多层合采层间干扰系数计算方法，指出层间跨度、地层压差合理的气层多层合采可行[7]。顾岱鸿等利用数学模型研究以靖边气田为代表的低渗砂岩多层合采效果指出，不同渗透率地层产能贡献时段不同[8]。徐轩等利用数值模拟方法研究多个气层合采指出，合采地层层间非均质性以及地层压力差异导致合采初期低压气层产能抑制，但随着高压气层压力逐渐衰减，低压地层产能得到释放[9]。与此同时，胡勇等[10]与朱华银等[11]先后通过室内试验模拟不同压力、渗透率砂岩气层合采效果，研究指出，优选地层压力、渗透率接近气层组合可降低层间干扰。

遗憾的是，大部分学者的研究成果更多是围绕砂岩、灰岩等渗流型气层合采。页岩气储层属于原地生、原地储气藏[12]，储层气体在地层中移动需要经过解吸、渗流过程进入井筒[13]。随着页岩中气体解吸程度升高，地层渗透率特征发生变化[14]。可见，忽略页岩地层渗透率的动态变化，利用常规气藏合采效果评价物理试验或数值模拟评价临兴地区砂岩与页岩合采结果存在偏颇。为此，建立考虑页岩吸附气体作用的两层合采物理模拟方法，以临兴地区石盒子组砂岩与太原组页岩为研究目标，定量评价两层合采气体产能，为临兴地区砂岩与页岩能否合采提供试验方法论证。

1 室内试验

室内利用实地钻取岩心柱塞模拟临兴地区石盒子组砂岩与太原组页岩，控制岩心柱塞温度、压力环境与实际地层接近。以高压空气模拟地层气体介质，结合定容衰减法模拟地层产能衰减过程，对比分层单采和两层合采两种模式下两种地层气体的产量大小。

1.1 试验原理

利用直径25 mm的岩心柱塞模拟实际砂岩和页岩地层。参考现场已钻井试采、测试资料控制岩心柱塞温度为48～50℃。根据地层深度，以1.2 MPa/100 m计算柱塞围压。以试采井口油压设定柱塞出口压力为1.8～2.9 MPa。5 MPa下利用甲烷稳定饱和页岩柱塞36 h，模拟地层吸附气状态。定容高压气瓶(3L)充满空气至地层原始压力，利用气瓶压力自然下降模拟地层能量衰减过程。以压力由15.0 MPa衰减至14.5 MPa期间柱塞出口气体平均流速表征地层产能。对比高压气瓶气体压力衰减0.5 MPa范围内，两枚岩心柱塞各自独立与出口并联条件下的气体平均流速，评价临兴地区砂岩与页岩分层单采和两层合采产能效果。室内模拟试验使用北京力会澜博能源技术有限公司研制的天然气储层多层合采产能模拟系统，系统原理如图1所示。

图1 砂岩与页岩两层合采试验原理图

1.2 试验方法

1.2.1 页岩吸附气体效果影响渗透率评价试验

选择试验用页岩柱塞3枚，参考标准《岩心分析方法GB/T 27192—2012》[15]完成清洗、烘干及抽真空操作后放入岩心夹持器中。分别测量页岩柱塞在5 MPa稳定压力下饱和甲烷0 h、12 h、24 h柱塞气体渗透率的大小。

1.2.2 分层单采模拟试验

将试验用砂岩和页岩柱塞参考标准《岩心分析方法GB/T 27192—2012》完成清洗、烘干及抽真空操作后放入岩心夹持器。参考现场试井及测试资料，控制柱塞温度、围压及出口压力。使用甲烷在5 MPa下连续饱和页岩柱塞36 h。岩心夹持器入口接入高压气瓶，气瓶充满空气至压力为15 MPa。打开夹持器入口与高压气瓶连接阀门，记录气瓶压力衰减0.5 MPa期间，砂岩与页岩岩心柱塞出口气体流速。

1.2.3 两层合采模拟试验

完成砂岩与页岩分层单采模拟试验后，控制两枚柱塞温度和围压不变，重复页岩柱塞连续饱和甲烷36 h后，将两个夹持器出口端并联接入总管线，总管线出口压力与单层试验柱塞出口压力一致。记录气瓶压力由15.0 MPa降至14.5 MPa期间，砂岩与页岩柱塞出口气体流速。

2 试验数据处理

对比3枚页岩柱塞饱和甲烷0～36 h内柱塞空气渗透率的变化，如图2所示。

图2 页岩柱塞气体渗透率随饱和甲烷时间变化

图2中，3枚页岩柱塞饱和甲烷0～36 h，空气渗透率分别从0.0683 mD、0.0301 mD、0.0275 mD降至0.0402 mD、0.0172 mD、0.0114 mD，降幅分别为41.14%、42.86%、58.55%。饱和36h后，页岩渗透率基本稳定。

选择临兴地区石盒子组砂岩与太原组页岩柱塞各7枚，开展室内试验共7套。以第一套试验为例，分析分层单采模拟试验与两层合采模拟试验柱塞出口气体流速变化，如图3所示。

图3 砂岩与页岩分层单采及两层合采试验气体流速变化

图3中，分层单采试验砂岩与页岩柱塞出口气体平均流速分别为714.81 mL/min、243.48 mL/min。两层合采试验砂岩与页岩柱塞出口气体平均流速分别为641.39 mL/min、215.17 mL/min，均低于分层单采试验效果。

7套试验中，分层单采试验砂岩与页岩柱塞出口气体平均流速范围分别为218.70～1592.53 mL/min、219.67～649.60 mL/min；两层合采试验砂岩与页岩柱塞出口气体平均流速范围分别为211.80～1584.60 mL/min、211.47～618.94 mL/min，同样低于分层单采试验。两层合采试验中，砂岩与页岩柱塞出口并联20s内，砂岩柱塞气体流速由984.14 mL/min降至656.77 mL/min，衰减速率6.37 mL/min2；页岩柱塞气体流速由12.52 mL/min升至230.61 mL/min，上升速率为10.90 mL/min2，存在明显瞬间气体倒灌现象。

3 试验数据分析与讨论

对比砂岩与页岩分层单采与两层合采试验数据，分析临兴地区两种储层两层合采效果。

定义砂岩与页岩两层合采的单层干扰系数Do，即入口压力由15.0 MPa衰减至14.5 MPa的过程中，合采柱塞气体平均流速相对分层单采气体平均流速的降幅，如公式1。

(1)

式中Qd——分层单采试验柱塞出口气体平均流速，mL/min；

Qs——两层合采试验柱塞出口气体平均流速，mL/min。

定义砂岩与页岩两层合采整体干扰系数Da，即入口压力由15.0 MPa衰减至14.5 MPa的过程中，合采总管线气体平均流速相对分层单采试验两枚柱塞气体平均流速之和的降幅，如公式2。

(2)

式中Qda——分层单采试验两枚柱塞出口气体平均流速之和，mL/min；

Qsa——两层合采试验总管线气体平均流速，mL/min。

对比7套砂岩与页岩柱塞两层合采试验的单层干扰系数及整体干扰系数的分布，如图4所示。

图4 砂岩与页岩合采单层/整体干扰系数分布

图4中，砂岩与页岩柱塞单层干扰系数分别为0.22%～6.94%、0.33%～15.82%，两层合采整体干扰系数范围为0.27%～6.77%。

试验中柱塞出口压力、页岩/砂岩柱塞渗透率比值与两层合采整体干扰系数关系如图5所示。

图5 两层合采整体干扰系数随出口压力及页岩/砂岩渗透率比值变化

图5中，两层合采柱塞出口压力为1.80 MPa、页岩/砂岩柱塞渗透率比值由0.32升至1.02时，两层合采整体干扰系数由1.08%升至1.42%。出口压力为2.50 MPa、页岩/砂岩柱塞渗透率比值由0.30升至1.15时，两层合采整体干扰系数由1.60%升至1.74%。出口压力为3.90 MPa、页岩/砂岩柱塞渗透率比值由0.46升至1.05时，两层合采干扰系数由5.93%升至6.77%。这表明，柱塞出口压力越大、页岩/砂岩柱塞渗透率比值越高，两合采整体干扰系数越高，且柱塞出口压力影响程度高于渗透率比值。

室内试验评价页岩吸附气体效果影响渗透率效果的结果表明，页岩气储层不同于常规渗流性地层，地层渗透率随气体解吸程度升高而增大，室内产能模拟试验利用甲烷连续饱和页岩36 h，提高了试验模拟开发的实际效果。在此基础上，建立考虑页岩气储层吸附气效应室内试验定量评价临兴地区砂岩与页岩两层合采试验结果表明，两种储层两层合采时，地层压力、地层渗透率差异引发层间干扰，产能降幅小于7%。同时，两个地层接入井筒处气体压力不同，高压地层气体快速倒灌进入低压地层，室内试验持续时间小于20 s。现场通过提高合采井口压力、降低合采地层渗透率比值，缓解了合采层间干扰导致产量下降。

4 结论与建议

(1)页岩气储层采气过程随气体解吸程度增加，地层渗透率增大。砂岩与页岩两层合采试验引入页岩饱和甲烷操作，有利于提高试验模拟生产实际效果，方法可行。

(2)临兴地区砂岩与页岩合采层间干扰机理与常规砂岩、灰岩地层合采相似，即由合采地层气体压力及渗透率差异引发，但页岩地层渗透率动态变化导致合采效果阶段性变化。

(3)临兴地区砂岩与页岩合采应以降低井口压力为指导优化采气工艺，以地层渗透率接近为指导优选合采地层，以此降低层间干扰程度。

(4)临兴地区砂岩与页岩两个地层接入井筒处气体压力不同，气流倒灌易引发地层水、残留工作液互窜，扩大储层伤害程度，优化工艺抑制倒灌是保障合采效果的关键。

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Experimental Study on the Effect of Two Layers Commingled Production of Sandstone Gas and Shale Gas in Linxing Area

Feng Yi1, Meng Shangzhi2, Wei Panfeng3, Duan Changjiang1, Wu Jinbao1

(1.EngineeringandTechnologyBranch,CNOOCEnergyTechnologyandServicesLimited,Tianjin300457,China； 2.ChinaUnitedCoalbedMethaneCo.,Ltd.,Beijing100011,China; 3.ChinaUniversityofPetroleum-Beijing,Beijing102249,China)

To quantitatively evaluate the interlayer interference degree on commingled layer of sandstone gas and shale gas in Linxing area through experiments, take sandstone plugs with diameter of 25mm to emulate Shihezi sandstone formation and Taiyuan shale formation.On basis of well test data, the formation temperature is among 48℃ to 50℃, tubing pressure of pilot production is among 1.8MPa to 2.9MPa.Take the process of natural attenuation of high pressure air in constant volume whose pressure is among 15.0MPa to 14.5MPa damping to emulate the change of stratum energy of distant formation, and saturate the shale plug in methane for 36 hours under constant pressure of 5MPa.The average flow velocity of sandstone gas of Shihezi formation in single layer of independent experiment is among 218.70 to 1592.53mL/min, and shale gas of Taiyuan formation is among 219.67 to 649.60mL/min.When two layers in parallel connection, the average flow velocity of outlet from the sandstone plug is 211.80 to 1584.60mL/min and the shale plug is 211.47 to 618.94mL/min.The single layer interference factor of commingling is defined as decreasing rate of average flow velocity that compare parallel connection in commingled production of sandstone and shale with single layer production.The whole interference factor is defined as decreasing rate of flow velocity of gas that compare the mean value of total flow velocity of gas in two layers commingled production with the sum of flow velocity in two layers of single layer production experiment.In 7 sets of experiment, the range of single layer interference factor of sandstone and shale is 0.22%～6.94% and 0.33%～15.82%.The range of whole interference factor of Commingled production is 0.27%～6.77%.Results showed that interlayer interference exist in the commingled production of sand gas and shale gas in Linxing area, field operation should under the direction of control low well head pressure and low difference value of formation permeability to optimize technological parameter of commingled production and layer combination.

sandstone gas; shale gas; two zones commingled production; formation pressure; experimental simulation; interlamination interference

国家科技重大专项课题“‘三气’合采钻完井技术与储层保护”(2016ZX05066002-001)资助。

冯毅(1969—)，男，1992年毕业于长江大学油气田开发地质专业，2007年毕业于长江大学石油天然气开发工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发方面的科研工作。邮箱：fengyi2@cnooc.com.cn.

魏攀峰(1990—)，男，江苏南京人，博士研究生，主要从事非常规油气储层保护与产能评价方面的科研工作。邮箱：weipanfeng@163.com.

TE122

A