页岩气井积液诊断及排水采气工艺技术研究

罗凯，魏锋儒，薛伟宾，王飞

(浙江油田公司西南采气厂，四川 宜宾 644504)

0 引言

气田所处地质条件复杂，长期开采后气井内部会出现积液积水的情况，严重影响气井的开采产量与寿命。页岩气地层本身含水量较低，但采用大规模体积压裂会带入大量外来水，同时部分地层裂隙发育且存在底水、边水的情况。分析积液积水意义重大。

1 页岩气井积液分析

1.1 气井积液机理

分析发现，造成井底积液的主要原因有三点：其一，页岩气井工艺制度不合理，如果气井产量过大，可能会导致边水或底水出现水舌、水椎等情况。尤其是裂缝发育的地区，底水经裂缝上升形成水椎[1]。其二，页岩气井在距离边水近的区域，或存在底水的气井开采段过深，和气、水接触面接近。其三，气、水接触面已推至气井井底，引发地层水。

1.2 气井积液对生产的危害

页岩气井产液后，将严重影响正常生产，造成一系列的危害，具体表现为：其一，气井产液后，在毛细管力的影响下，侵入水渗透至主干裂缝两侧空隙，不仅会降低气相渗透率，还会减少气井产量，延缓采气速度。其二，气藏产液后，当气藏分割时，会形成死气区，再加上部分气井被水淹没，导致气井采收率不断降低。其三，气井产液后，由于管柱内、产气层形成气、水两相流动，使得压力和能量损失都增大，从而减少气井产量，减弱气井自喷能力，最终因井底积液而停产。

2 页岩气井积液诊断技术

2.1 回声仪探测液面法

回声仪探测液面法，是指利用回声仪测量声波往返于液面的时间，来获得液面深度。在液面探测前，先下放标有回音标的油管，再对相关数据进行核对校正，以便解决回声仪测量精度的问题。随后建立数据库，为生产测试提供指导，同时为试井测试解释提供参考依据。最后，比对回声仪与钢丝实测数据，多数情况下回声仪测试数据偏低，偏差在2 000 m 左右的超过2%。目前，回声仪探测液面法多用于环空液面的测试，和压力梯度法联合使用可提高诊断精准性。

2.2 直观法

直观法是指通过直观数判断井底积液，有助于明确井底积液的特征。实际工作中，相关人员主要利用直观法，对气井日产气量、套管压力波动等进行观察。比如，对于低产气井，若套管的压升过高，可视为井底有积液；对于高产气井，若产量减少、套管压降低，可视为井底有积液。另外，还可通过油压、套管压之间的压差，对气井有无积液进行判断。气井关闭后，油套压在一定时间内仍然无法达到平衡，而且套管不会泄漏，此时可判断井底可能有积液[2]。

2.3 生产动态分析法

生产动态分析法是对气井有无积液进行定性判断的方法之一，主要根据油套压差变化、生产情况等，对积液变化情况进行诊断。随着滑脱现象的出现，气井内开始出现产量、积液波动，油压、套压、油套压差呈现周期性变化，其中产量和套压表现为反相关。多数情况下，当套压波动>10%、产量波动>20%时，气井积液会影响生产；当套压升高、产量下降时，可导致其被水淹。如果关井24 h 左右出现油套压差，判断气井内有液柱差。对此，根据套压、油压的下降幅度，参照公式1、2，可计算出油套环形空间的液面深度。

式中：P1t、P2t为油管在有无积液时，井口的稳定流动压力(MPa)；ρ为液体密度(g/cm3)；P1c、P2c为套管在有无积液时，井口的稳定流动压力(MPa)；He为液面位置深度(m)；H为井深(m)。优选昭通区块ZTH8-2 开展现场实验，2022 年6 月20 日开始试气投运，套压：9.74 MPa，2022 年7 月28 日油压从5.91 MPa 下降至3.65 MPa，判断该井积液，开始加注起泡剂辅助排液，产水量从17.3 m3/d 上涨至22.5 m3/d，压力恢复至5.85 MPa。

2.4 动能因子法

基于气井积液机理，对气井积液前后进行生产动态分析，从而明确气井积液的判断标准。知晓气井最小的携液速度，便可获得最小液体的临界速度。如果携液流速达不到标准，液体将很难顺利排出而造成积液，减少气井生产量。因此，可将气井携液能力作为判断气井有无积液的指标之一。

2.5 压力梯度法

压力梯度法是指利用压力梯度判断页岩气井积液，若气井内为纯气井，油管内的压力梯度和流动气柱的压力梯度相同；若气井内为气体、液体混合，油管内的压力梯度则是气体、液体相混合的压力梯度；若气井内无积液，其压力梯度则是气体、液体混合相的压力梯度[3]。

图2 ZTH19-2 临界携液流量随深度变化关系

2.6 临界气体速度法

在气井正常的生产状态下，雾状流是主要的流动形式，雾状流气相是持续性的，但对于液相而言，则是非持续性的。当气井内的气体无法将液体带离地面时，液体会降低至井底，最终形成积液。这种情况下，对气体携液的临界流速进行计算，可精准判断气井有无积液。现阶段，主要使用Turner 模型计算临界速度。

3 排水采气工艺技术

3.1 优选柱管排水采气

在页岩气井进入中期开采时，可率先使用优选柱管排水采气措施，运用小管柱能有效减少滑脱损失。小管柱可缩小气体、液体的流动截面，此时气体流速得以增加，若速度超过临界流速，将有足够的能量将液体带到地面，实现排水效果。但是，大管径的使用存在一些弊端，即气流速度不足，举升液体能力低，导致液体回流，影响排水效果[5]。对此，在采用优选柱管排水采气措施时，要遵循以下要求：其一，当气井流速过高时，不仅会增加油管，降低摩擦损失，还能增加气井产量。其二，当气井进入中后期生产阶段时，若自身排水能力不足，可适当缩小管径，以便提升气井携液能力。以昭通区块为例，在YS108H20-1 井使用管柱方案，优化油管尺寸。

3.2 泡沫排水采气

对于产量不断降低且下入油管的页岩气井，泡沫排水采气工艺技术具有增产稳产的效果；而处于低压低产的页岩气井，该工艺技术的效果不明显。以昭通区块为例，共设有泡排115 口井，均取得了良好的增产稳产效果。ZTH8-3/8-5 井2018 年7 月12 日最先开始泡排的2 口井，在使用泡沫排水采气措施前，产量处于持续递减的局面，产水无法正常排出，泡沫排水采气措施实施后，产量明显增加且保持稳定[4]。其中，ZTH8-3井产量由1.7×104Nm3/d 上涨至3.1×104Nm3/d；ZTH8-5井产量由3.5×104Nm3/d 上涨至4.4×104Nm3/d,，产水量由3.1 m3/d 上涨至9.2 m3/d。

3.3 气举式排水采气

气举式排水采气是指使用强高压气体，经气井将底部积水排到地面，其可分为3 种形式：半气闭式、敞开式和气闭式。在气举式排水采气措施实施过程中，气体经油管环形空间进入油管内，这种形式为正举，若气体进入油管后通过环形空间，则成为反举。气举式的优势是不受气井深度影响，使用仪器设备简单，方便技术操作和管理。但其也有一定弊端，气体注入时易出现回流的情况，导致气井内的积液无法完全排空；对浅层气井积液有良好效果，可增加瞬时流量，但页岩气井的稳产效果极差。

3.4 柱塞气举排水采气

通过现场试验和理论研究，初步形成适合页岩气井积液的柱塞工艺技术，包括调试技术、系列工具、优化调整技术，及用于不同积液阶段的柱塞方法，满足页岩气井不同生产阶段的需求。所谓柱塞气举，是指利用举升气体、柱塞替代液柱间的界面，并经气相能量将液体带到地面。在柱塞气举过程中，柱塞具有良好的封闭作用，其作用是减少滑脱损失，防止窜气现象的出现。通常来讲，如果气井内积液含量过多，会导致气井被水淹没[6]。而柱塞气举措施的应用，能够恢复套管压力，从而上升柱塞，将气井积液升至地面。在柱塞气举措施应用过程中，要制定相应的关井、开井工作制度，通过关井恢复生产压力，开井恢复生产；同时计算相关参数，如周期需气量、最小套压、平均套压。以昭通区块3 口页岩气井为例，自柱塞工艺实施以来，生产稳定，递减率减慢，放喷提液频次减少，稳产维持了很长一段时间。

3.5 复合式排水采气

复合式排水采气是指采用2 种或以上工艺进行排水采气的技术。我国国土面积大，不同地区的自然环境有所区别，为了顺应各地区的自然情况，很多页岩气井开采部门会采用复合式排水采气技术，实现增加开采量的目的。比如，将气举和泡沫式相结合，并将其用于气井排水采气种，在向气井内注入气体时，还可添加适量表面活性剂，从而在积液被带出时和积液发生反应出现泡沫，降低积液的单位质量。

3.6 同心毛细管排水采气

同心毛细管排水采气能同时实现清洁气井内结构、清除气井内积液等目标，从而提高气井采收率，减少气体污染，节约开采费用。一般来讲，该技术是向有积液的气井内注入化学发泡剂，以降低气井内压力，减少积液密度，使气井内积液跟随气体流出，防止积液滞留于气井而影响开采速度及质量[7]。

4 结语

综上所述，页岩气井积液诊断及排水采气作为常用的技术手段，在实践中可以提高气井产量，延长气井开采寿命。本文通过分析页岩气井积液诊断技术、排水采气工艺技术，得出以下结论：(1)页岩气井生产后期，处于低压低产阶段，气井地层压力低，积液严重，携液生产难度大。(2)当气井积液速度比>1，且产气量明显低于临界流量时，气井积液比较严重，需要采用排水采气措施。(3)在页岩气井不同的生产阶段，采用针对性的排水采气措施，可提高单井产量，提高气井开采的经济收益。