页岩气井增压时机的确定——以四川盆地长宁区块为例

张大双 周潮光 王学华

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610057；2.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610056；3.中国石油西南油气田公司蜀南气矿，四川 泸州 646000）

0 引言

页岩气井生产初期井口压力较高［1］，但压力在短时间内会迅速衰减，此后大部分时间处于低压生产状态［2-3］；与普通气田相比，页岩气田进入增压开采的时间较早，绝大部分井组或平台都需要进行增压［4］；同时，页岩气的开发模式是不断补充新井，既要充分利用页岩气新井较高的初期压力，又要应对先期投产气井长期低压生产的局面。因此，确定页岩气井的增压目标和合理增压时机对页岩气田稳产具有实际意义。

1 页岩气井增压时机的预测计算步骤

当气井井口压力低于管网外输压力时［5-6］，气井即需要增压，页岩气井增压时机的确定以这个基本思路为出发点，但是在页岩气滚动开发模式下［7］，井口压力和地面管网压力在不断动态变化［8］，增压时机的确定较为困难，需要将气藏工程和地面集输工程联合起来进行分析。因此，采取气藏-地面一体化分析思路，即首先建立页岩气井压力递减预测模型，然后再建立页岩气地面集输管网模型，通过两个模型联合计算分析，确定增压目标和时间节点。具体步骤如下：①建立页岩气井压力预测曲线，可预测页岩气井未来某个时间点的压力；②收集页岩气田各集气站、各个单井或平台采集气管线的设计参数［9］，采用软件建立地面集输管网模型，并利用管网运行数据对模型进行校核；③在已知产量数据和给定边界条件（外输压力）的基础上，通过地面集输管网模型，预测未来某个时间点地面集输管网各个节点的压力；④将预测的井口压力与地面管网节点压力进行对比，当井口预测压力小于地面管网节点压力时，即可确定受影响的气井及时间节点，明确该区块下步的增压目标及增压时机［10-11］。

2 页岩气井的压力预测

页岩气井由于采用水力压裂的增产开发方式［12-14］，初期井口压力递减迅速，后期长期处于低压生产阶段。以长宁页岩气田的N201 井区为例，N201 井区投产的水平井初期井口压力为15～40 MPa，平均井口压力为28.2 MPa。在放压生产制度下［15］，井口压力在投产 150 d 左右降到 10 MPa 以下；在投产260 d 左右井口压力递减至5 MPa 左右，此后气井就平输压生产（图1）。

根据区块内已投产页岩气井的压力统计数据，首先按照小于15 MPa、15～20 MPa、20～25 MPa、25～30 MPa、30～35 MPa、大于35 MPa 的初始井口压力进行分类，确定每一类井的最高井口压力，再分类抽提出压力预测曲线，抽提出来的压力预测曲线与实际压力变化误差较大，需要根据压力递减快慢，横向平移幂模型参数，拟合快速递减期的压力，最后校准模型。由于初始井口压力达到30～35 MPa 或大于35 MPa 的页岩气井较少，抽提出来的数据样本不具代表性，主要对初始井口压力为小于15 MPa、15～20 MPa、20～25 MPa、25～30 MPa 的这四类气井进行了压力预测（图2）。

图1 长宁页岩气田N201井区气井压力变化图

3 长宁页岩气田计算实例

3.1 长宁页岩气田N201井区概况

N201 井区主要集输工艺流程是各平台井口所产天然气统一集输至N201井区中心站，然后脱水后外输。管网布局是以N201中心站为中心，呈放射状分布，放射状管网的每一路分支又以枝状管路布局将各平台连接。井区管网各条支路的输送压力在N201中心站进站处自然平衡。其中H6、H2、H9 等平台来气是直接进入N201 中心站，H12、H13、H8 等平台来气汇集至H7内输集气站（图3）。

3.2 地面集输管网建模

图2 长宁页岩气田N201井区4种初始压力气井压力预测曲线图

图3 长宁页岩气田N201井区各平台地面集输布局示意图

利用Pipeline Studio 软件进行建模。通过收集N201 区块内各采集气管线的基本参数，建立地面集输管网模型。为了进一步提高模型计算精度，选取气体状态方程、水力学公式（摩阻系数）和管网高程数据等参数［16］，输入管网日常运行数据，对模型进行不断校核调整，提高模型计算精度［17-19］，最终管网节点压力预测精度控制在5%左右（表1）。

3.3 井口压力预测结果

以长宁页岩气区块2017 年生产数据为例，预测计算N201井区在2017年10月～2018年4月这个时间范围内需要增压的平台。由于页岩气一般为丛式井组［20］，每个平台有6～7口井，在每个生产平台选取一口典型井，预测该平台的井口压力，现选取长宁页岩气区块的H2-7、H3-5、H4-3 等覆盖所有已投产平台的12 口典型井，依据提出的压力预测方法，预测了2017年10月至2018年4月的井口压力（表2）。

表1 长宁页岩气区块N201井区地面集输管网节点压力预测对比表

表2 长宁页岩气区块N201井区压力预测数据表 单位：MPa

3.4 地面集输管网节点压力预测结果与井口压力预测结果比对

将地面集输管网节点压力与井口压力进行比对，筛选出三个目标平台，在2017年10月到2018年4 月这个时间段内有H5、H8、H13 等三个平台的井口压力将低于管线输压，由此可将增压目标平台筛选出来（表3）。

3.5 增压时机分析

在页岩气井口压力低于输压前必须考虑增压，由于页岩气生产动态变化快，井网和地面管网不断调整，各井压力递减至输压的时间节点不尽相同。根据计算结果，对于长宁区块的页岩气井，井口压力递减至高于输压0.5～1.0 MPa 大概需要10～14 个月时间（表4），即在气井投产一年左右时就需要考虑进行增压。

表3 长宁页岩气区块N201井区目标增压平台压力比对表 单位：MPa

表4 长宁页岩气区块N201井区增压时机对比表

4 结论

1）在页岩气持续补充新井的模式下，井口压力和地面管网压力在不断动态变化，增压时机的确定需要将气藏工程和地面集输工程联合起来进行分析。

2）通过建立页岩气井压力预测模型和页岩气地面集输管网模型，将两个模型计算结果进行对比，可确定增压目标和时间节点。

3）实例计算结果表明长宁页岩气区块的气井井口压力递减至高于输压0.5～1.0 MPa大概需要10～14个月时间，即在页岩气井投产一年左右时就需考虑进行增压。