页岩气井精细控压生产技术可行性研究与现场试验

2022-07-06陈学忠刘梦云肖红纱

钻采工艺 2022年3期

陈学忠，郑健，刘梦云，陈满，杨海，陈超，肖红纱，于洋

1四川长宁天然气开发有限责任公司 2托普威尔石油技术股份公司 3四川圣诺油气工程技术服务有限公司 4中国石油西南油气田公司工程技术研究院

0 引言

四川盆地已成为我国页岩气勘探开发的主战场，自2009年正式进入页岩气勘探开发以来，通过十几年的探索和发展，已完全掌握并创新了钻井、完井、体积压裂等关键技术[1]，但在页岩气开发方面仍面临诸多工程技术难点[2]。页岩气生产初期采用套管放压生产，导致井下压差过大，产量递减过快，且生产过程面临持续出砂、裂缝闭合、产能下降等问题，致使单井最终可采储量不能到达预期值。近年，北美页岩气的开采经验表明控压生产技术能够在保护储层的前提下提高单井最终可采储量[3]。因此，本文借鉴北美页岩气开发的经验，结合国内页岩气控压生产实际情况，进行川渝页岩气控压生产可行性的研究，并首次在国内进行井筒内控压并配合可调式油嘴精细控压生产现场试验，为国内页岩气经济高效开发提供新工艺的技术支持。

1 页岩气控压生产研究进展

页岩气的开采方式主要分为放压生产和控压生产。放压生产是在压裂页岩储层后不采取控压措施的衰竭式开采，最大的优势是快速采气和快速回收资金，但存在产量递减迅速等问题，这也是北美早期开发页岩气的常用方式[4]。控压生产是将生产压力衰减速率控制在合理范围内，达到平稳生产、延长生产年限的目的。对比这两种方式，控压生产方式具有减缓人工裂缝闭合、减少压裂液返排、减弱储层应力敏感、提高单井最终可采储量等优势[5- 7]。

1.1 北美页岩气控压生产研究进展

2008年至今北美页岩气的开发历程主要经历了从放压生产到控压生产5个阶段，分别是初期放压生产追求高初产、井筒内控压生产、井口更换固定油嘴控压生产、固定油嘴配合可调式针形阀控压生产、双可调式油嘴精细控压生产。对于高压页岩气藏，精细控压是单井最终可采储量最大化的必要手段，油嘴也从固定油嘴向智能油嘴发展。

以北美Haynesville页岩气田为例，在2010年以前基本采用放压生产，之后由于该地区地层压力较高、应力敏感性显著，逐渐改为控压生产。Fred等[8]对Haynesville气田11口相同完井方式的井进行研究，通过数值模拟得到控压生产30年后的累计采出量将提高约30%。

目前，北美页岩气控压生产工艺已较为成熟，实践证明该方式与放压生产方式相比，单井最终可采储量可普遍提高28%[9- 11]。

1.2 川渝页岩气控压生产研究进展

经过近几年的研究，国内对页岩气精细控压生产方式有了初步认识，相关技术还处于探索试验阶段。长宁—威远页岩气田从2016年开始控压生产先导试验，该工艺实施后，部分气井压力递减速度减缓[12]。经过几年的现场试验后也开始逐步推广控压生产的生产方式，以针形阀调控为主。国内学者也逐渐开展对页岩气控压生产的研究，李凯等[13]基于实验建立了考虑应力敏感的页岩气井产能模型，根据模拟结果建议使用控压生产方式生产。杨波等[14]通过数值模拟研究了应力敏感对单井最终可采储量及最终采收率(EUR)的影响，认为初期控压生产的气井生产潜能更大。贾爱林等[15]对页岩气压裂水平井控压生产动态预测模型进行了研究推断，采用控压方式在生产初期的产气量及累计产气量偏低，但最终累计产气量更高，采取控压生产的方式更能实现长期稳产。

控压生产并非简单的定压生产，如何在控压的同时延缓产量递减是控压生产的核心目标。本文通过对比分析川渝页岩气和北美页岩气的地质背景、单井最终可采储量、单井日产量等方面，研究井筒内控压和井口精细控压工艺在川渝页岩气井实施的可行性，并首次在国内通过4口不同生产方式的试验井验证可调式油嘴精细控压生产的有效性。

2 可调式油嘴精细控压生产可行性分析

2.1 川渝页岩气与北美页岩气对比

2.1.1 产层特征对比

目前川渝页岩气的主力开发层为四川盆地下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩。川渝页岩气与北美Haynesville页岩产层的主要特征对比见表1。北美页岩产层具有厚度大、热成熟度适宜、含气量高、压力系数高等特点，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩主要沉积环境与北美页岩相似，均为深水陆棚，其产层厚度、压力系数、孔隙度脆性矿物含量等都具有相似性。

表1 川渝页岩气与北美Haynesville页岩产层的主要特征

2.1.2 单井最终可采储量对比

川渝页岩气井具有投产初期产量大、压力递减快、井下压差大等特点，且生产过程持续出砂、裂缝闭合，造成产能下降，致使单井最终可采储量不能到达预期值。北美页岩气单井折算最终可采储量为3×108m3/1 500 m，川渝页岩气长宁—威远地区的单井折算最终可采储量为1×108m3/1 500 m，不足北美的35%。川渝页岩气单井最终可采储量偏低，增产空间较大。

2.1.3 单井产量对比

川渝页岩气井现阶段开采情况同北美Haynesville早期页岩气开采情况较为接近，单井产量对比见图1。产量下降迅速，稳产难。北美Haynesville页岩气经过多年的生产经验形成了有效的生产方式，即开采初期就采取控压生产，尽管初始产量稍有下降，但生产递减率降低明显，累产增加幅度大。因此，通过分析总结北美页岩气控压开发效果结合已有数值模拟理论支持[13- 14]，可考虑对川渝页岩气井初期实施精细控压工艺。

图1 单井产量对比图

2.2 控压生产工艺可行性分析

基于川渝页岩气与北美页岩气的产层特征、单井最终可采储量和单井产量的对比分析，认为页岩气井精细控压工艺具有理论可行性。但川渝页岩气田是否具备精细控压生产工艺实施的条件是该技术成功应用的关键，因此需对页岩气精细控压生产技术开展可行性研究。

2.2.1 高压下油管控压生产

高压下油管控压生产即投产前下油管控压生产工艺，北美Haynesville页岩气田对一个平台的两口相似井分别进行无阻套管生产和井筒内控压生产，累计生产6年半(2009年至2015年)生产参数见表2。采用油管控压生产气井初始产气量低，但初始递减率仅为无阻套管生产气井的31.25%，累计生产6年半时累计产量增加40%，单井累产增加明显，控压生产的效果显著。国内长宁—威远页岩气示范区控压生产先导试验的成功表明油管控压生产能够有效减缓产量递减率[10]。这也为引入可调式油嘴精细控压生产工艺提供了基础。

表2 北美Haynesville页岩气田控压生产实例

2.2.2 可调式油嘴精细控压生产

生产初期带压下油管是实现精细控压生产的前提，井口精细控压是井筒内控压的进一步提升。在生产过程中，油嘴的变动容易伤害地层，因此需要精细控压精准调节油嘴尺寸。可调式油嘴精细控压生产是专门针对于高压页岩气控压生产的工艺，在气井的生产过程中根据油管压降自动控制油嘴大小，在保护地层的前提下实现产量最大化，同时具有防止裂缝闭合、减少地层出砂、防止老井由于新井投产或者压缩机停机造成的管线回压改变而导致产量波动、配合其他间歇作业等功能。

3 现场试验

选取某页岩气建产区块地质参数和工程参数相似的4口井,进行不同生产方式的对照试验(表3)，其中X5井采用套管+固定油嘴控压生产，X6井采用套管放压生产，X7井初期下油管+最佳油嘴口径下控压生产，X8井采用初期下油管+井口可调式油嘴精细控压生产。

表3 川渝地区页岩气试验井基本参数对比

试验井生产情况如图2所示。X5井属于套管+固定油嘴控压生产，从第20 d开始控制油嘴保持在8 mm，产气量先上升后保持稳定，平均日产气为6.46×104m3，但套压降至10.6 MPa，降幅达到了48.22%。X6井属于套管放压生产，日产气早期上升，但仅1个月后日产气出现明显下降趋势，套压降至8 MPa，降幅达到63.69%，后期需采取增压措施。X7井和X8井属于初期下油管+最佳油嘴控压生产。两口井在放喷测试结束后即下入生产油管，1个月后开始配合可调试油嘴控压生产。X7井经过6级油嘴调式，优选出最佳固定油嘴口径为8 mm，配合可调式油嘴能实现压力降幅不高于0.1 MPa/d，平均日产气13.48×104m3。X8井借鉴北美控压经验，采用井口可调式油嘴精细控压生产实现平均日产气14.07×104m3。X7井和X8井试验阶段产气量均表现出稳产趋势，且累产量均赶超X5井，油套压降幅度均低于X5井和X6井。其中X7井初始压降边界0.07～0.1 MPa/d，油嘴开度维持在40%左右；后调整压降边界0.07～0.2 MPa/d，油嘴开度维持在60%左右，运行稳定。而X8井压降边界0.07～0.14 MPa/d，初期存在节流严重、井口冰堵的现象，生产过程中油嘴上下波动频繁，开度无法维持稳定。

图2 页岩气建产区块试验井生产曲线

通过计算单井最终可采储量并进行对比，图3显示1年内X7和X8井的累计产气量将超过X6井，并且X7井的最终可采储量高于X8井，X7井的控压模式更适合我国页岩气区块。因此，生产初期下油管配合可调式精细控压开发效果优于放压生产和套管控压生产，能有效提高页岩气井单井最终可采储量。从长远来看，通过早期下油管配合精细控压工艺能够延长页岩气井有效生产期。除单井控压还能通过区域大数据分析实现区域控压，使气田长期受益，减少投资风险。