涪陵页岩气田连续油管生产效果评价

刘尧文， 李 牧

（中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014）

涪陵页岩气田共建成焦石坝、江东、平桥、白涛和白马等5 个生产区块，不同区块、不同生产阶段的气井其产气、产水特征差异较大。受产量递减、井筒积液的影响，气井生产时率逐渐降低。该气田主要采用 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 连续油管等4 种规格的采气管柱，其中连续油管具有单井成本低、起下速度快、工序简单和施工时效性高等优点[1]，在涪陵页岩气井中的应用越来越广泛。由于不同气井的连续油管压力损耗、稳产时间、稳产期累计产气量存在差异，笔者基于现场应用情况，分析了连续油管直径、下入深度和下入时机对气井生产效果的影响，明确了连续油管的适用范围，为提高连续油管在涪陵页岩气田的应用效果提供了依据。

1 涪陵页岩气田连续油管应用情况

目前，涪陵页岩气田42 口生产井采用连续油管采气管柱，其中，采用φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管的井有 36 口，采用φ38.1 mm×3.68 mm 连续油管的井有6 口。连续油管最浅下深为2 220.00 mm（井斜角 30°），最深下深为 4 400.00 m（井斜角 85°），平均下深3 200.00 mm。采用连续油管采气管柱的生产井初期产气量为（1.10 ～7.80）×104m3/d，产水量为0.55～18.90 m3/d，水气比为 0.08 ～10.90 m3/104m3。总体来看，页岩气井产能在一定程度上决定了气井生产效果，但采气管柱的优选更为重要。在无阻流量相同的情况下，水气比高的页岩气井下入连续油管后生产不稳定、产量较低，其中，15 口典型井的生产数据见表1。

表 1 涪陵页岩气田采用连续油管采气管柱的15 口典型井生产情况统计Table 1 Production statistics of 15 typical wells with coiled tubing gas producing pipe stings in Fuling Shale Gas Field

2 连续油管生产效果的影响因素

2.1 连续油管直径

2.1.1 连续油管直径对携液效果的影响

页岩气均采用水平井开发，而水平井的造斜段最易积液，故提高造斜段携液能力是解决水平气井积液和优化采气管柱的重点[2-7]。王琦[8]通过试验证明井斜角在50°左右时临界携液气量最大，并以50°井斜角的临界携液气量为气井的临界携液气量，建立了振荡式冲击携液临界气流量计算模型。采用该临界携液气流量模型，计算了不同直径油管在不同井底压力（井斜角为50°）条件下的临界携液气量，结果如图1 所示。从图1 可以看出，与φ60.3 mm×4.83 mm 普通油管相比，φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管的临界携液气量平均降低38%。因此，单从携液能力的角度考虑，采用的油管直径越小，越有利于气井的携液。

2.1.2 连续油管直径对井筒压耗的影响

图 1 不同井底压力下不同直径油管的临界携液气量Fig. 1 Critical liquid carrying capacity of tubings with different diameters under different bottom hole pressures

涪陵页岩气田不同规格连续油管生产井的产气量每增加1×104m3时的单位长度井筒压耗统计结果如图2 所示。从图2 可以看出，虽然采用更小直径的连续油管能够降低气井的临界携液气量，但连续油管的直径越小，单位长度井筒压耗越大。由图2还可以看出，水气比对单位长度井筒压耗的影响较大，当采用φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管生产且水气比大于1.5 m3/104m3时，产气量每增加1×104m3的单位长度井筒压耗开始有所增大；当采用φ38.1 mm×3.68 mm 连续油管生产且水气比大于1.0 m3/104m3时，产气量每增加1×104m3的单位长度井筒压耗明显增大。

图 2 φ50.8 mm×4.45 mm 与φ38.1 mm×3.68 mm 连续油管单位长度井筒压耗对比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 连续油管直径对气井稳产期的影响

计算不同直径连续油管在临界携液气量下的井底流压，作为气井稳产期末的停喷井底流压，用以评价连续油管生产气井的稳产期。目前，工程上常用的各种气液两相管流压降计算模型的建立基础不同，其适用条件也不相同[9]。田云等人[10]对8 个常用气液两相管流压降模型进行了评价，发现Gray 模型的计算结果与连续油管实际生产情况最吻合。故笔者采用Gray 模型，计算垂深3 000.00 m 气井、外输压力为4.5 MPa 条件下采用不同直径油管生产时的停喷井底流压，结果如图3 所示。

图 3 不同直径油管停喷井底流压随水气比的变化Fig.3 Variation of bottomhole flowing pressure with water gas ratio for coiled tubing with different diameters when unflowing

从图3 可以看出：水气比越高，油管直径对气井稳产期末停喷井底流压的影响越显著；水气比在0～1.5 m3/104m3时，与采用φ60.3 mm×4.83 mm 普通油管生产相比，采用φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管生产时气井的停喷井底流压差别不大且均较低，但φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管的临界携液气量更低，因此水气比在0～1.5 m3/104m3时，能够将气井废弃产量和地层废弃压力降至最低；φ38.1 mm×3.68 mm 连续油管的停喷井底流压相对较高，适用范围较窄。

统计涪陵页岩气田φ60.3 mm×4.83 mm、φ50.8 mm×4.45 mm、φ38.1 mm×3.68 mm 等 3 种油管在不同水气比条件下的稳产时间和稳产期累计产气量，结果如图4、图5 所示。从图4、图5 可以看出，水气比在0～1.5 m3/104m3时，采用φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管生产能够获得更长的稳产期和更高的稳产期累计产气量。综合考虑连续油管直径对气井携液、井筒压耗、气井稳产时间的影响，水气比在0～1.5 m3/104m3的页岩气井，采用φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管采气管柱，生产效果更佳。

图 4 不同直径油管稳产时间随水气比的变化Fig. 4 Variation of stable production time with water gas ratio of tubings with different diameters

2.2 连续油管下深

2.2.1 连续油管下深对携液效果的影响

由于井斜角50°左右井段携液最难，因此连续油管应下到井斜角大于50°的井段。表2 为3 口连续油管不同下深页岩气井生产效果的对比情况；图6为3 口连续油管不同下深页岩气井的生产曲线。

图 5 不同直径油管稳产期累计产气量随水气比的变化Fig. 5 Variation of cumulative gas production with water gas ratio in stable production period of tubings with different diameters

从表2 和图6 可以看出，在连续油管下入初期井口套压和配产相同的条件下，即使JY22 井的水气比略高于JY20 井和JY21 井，且连续油管下入初期该井的井口套压略低于JY20 井和JY21 井，JY22 井也能维持较长的稳产期和较大的稳产期累计产气量。其原因是，JY22 井连续油管下到了井斜角大于50°的井段，JY20 井和JY21 井连续油管都下到了井斜角小于50°的井段，而井斜角50°的井段携液最难，易积液，导致JY20 井和JY21 井生产连续性较差。

表 2 连续油管不同下深页岩气井生产效果对比Table 2 Production effect comparison of shale gas wells with different setting depths of coiled tubing

图 6 JY20 井、JY21 井和JY22 井的生产曲线Fig. 6 Production curves of Well JY20, Well JY21 and Well JY22

2.2.2 连续油管下深对井筒压耗的影响

统计涪陵页岩气井不同水气比区间下入φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管生产1×104m3气的井筒压耗，结果如图7 所示。从图7 可以看出：井筒压耗与连续油管下深正相关；水气比高于1.5 m3/104m3后，连续油管下深对井筒压耗的影响增大；水气比越高，井筒压耗随连续油管下深增大的幅度越大。

2.3 连续油管下入时机对气井稳产效果的影响

选取下入φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管、生产时间较长、已进入间歇生产的页岩气井进行统计分析，结果见表3。由表3 可知：在相同水气比条件下，下入连续油管前页岩气井生产时间越短，页岩气井自喷稳产期越长，自喷期累计产气量越高；下连续油管前页岩气井生产时间相同，水气比越大，连续油管的生产效果越差。因此，在较低水气比条件下，越早下入φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管，生产过程中携液稳产效果越好，自喷稳产期越长，连续油管自喷生产阶段累计产气量越高。

图 7 不同水气比下井筒压耗与连续油管下深的关系Fig. 7 Relationship between wellbore pressure loss andcoiled tubing setting depth under different water gas ratios

表 3 连续油管下入时机对气井生产效果的影响情况Table 3 Statistics on the influence of coiled tubing setting timing on gas well production

3 结论与建议

1）研究表明，油管直径越小，越有利于气井携液，但同时会增大井筒压耗。综合考虑连续油管直径对气井携液、井筒压耗、气井稳产时间的影响，对于水气比小于1.5 m3/104m3的气井，采用φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管生产效果较好。

2）涪陵页岩气田的页岩气井需要压裂后投产，产出水均为返排压裂液。因此，对于水气比在0～1.5 m3/104m3的气井，建议尽早下入φ50.8 mm×4.45 mm 连续油管，这样既有助于压裂液连续返排，也能使页岩气井获得更长的自喷稳产时间和更大的自喷累计产气量。