張宏錄 劉海蓉

中國(guó)石油化工集團(tuán)公司華東石油局工程院

中國(guó)頁(yè)巖氣具有巨大的開發(fā)潛力，其資源量有30×1012m3［1］，但頁(yè)巖氣的開發(fā)工程難度較大，國(guó)內(nèi)相應(yīng)的關(guān)鍵技術(shù)并未取得大的突破，未形成頁(yè)巖氣的工業(yè)化生產(chǎn)能力［2］。其中，頁(yè)巖氣（致密砂巖氣）排采工藝技術(shù)在整個(gè)開發(fā)過(guò)程中顯得尤為重要［3］。頁(yè)巖氣（致密砂巖氣）常用的排采工藝主要有泡沫排水采氣、氣舉排水采氣、電潛泵排水采氣及有桿泵排水采氣等。但每種排水采氣工藝都有一定的缺點(diǎn)。例如：泡沫排水采氣適用于低壓、水產(chǎn)量不大的氣井，尤其適用于弱噴或間歇自噴氣水井；氣舉排水采氣適用于排量大、日排液量高達(dá)300m3的氣井，適宜于氣藏的強(qiáng)排液；電潛泵排采工藝適應(yīng)于高液量頁(yè)巖氣井的排采，但不適應(yīng)于產(chǎn)液量低于30m3的排采井；有桿泵排水采氣對(duì)于氣液比高、出砂、含有硫化物或其他腐蝕性物質(zhì)的井，容積效率降低，該排采工藝用于大斜度井時(shí)，抽油桿柱在油管中的磨損將損壞油管，增加維修作業(yè)費(fèi)用。筆者通過(guò)對(duì)目前國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣（致密砂巖氣）排采工藝現(xiàn)狀進(jìn)行分析，找出排采工藝中存在的主要問(wèn)題，提出相應(yīng)的技術(shù)對(duì)策，將對(duì)提高頁(yè)巖氣（致密砂巖氣）整體開發(fā)水平具有一定的指導(dǎo)意義。

1 頁(yè)巖氣排采工藝技術(shù)現(xiàn)狀

1．1 排采工藝的選擇原則

1）壓裂后首先采取控制放噴排液方式，待井口壓力為零，放噴排液結(jié)束后，依據(jù)排采井的儲(chǔ)層特性、地層供液情況優(yōu)選合適的排采工藝。

2）排采工藝方式主要有氣舉、泡沫排水采氣、電潛泵、抽汲、機(jī)抽等方式［4］。

1．2 排采工藝方式

排采工藝方式主要有氣舉、電潛泵、抽汲、機(jī)抽等方式［5－6］。統(tǒng)計(jì)8口頁(yè)巖氣井中，氣舉4口井，電潛泵2口井，機(jī)抽1口井，抽汲1口井。其中氣舉占50%。

1．3 氣舉氣源的選擇

氣舉氣源主要有膜制氮?dú)夂吞烊粴猓?］。鄰井有高壓氣的井選天然氣氣舉，鄰井沒有高壓氣的井選擇膜制氮?dú)鈿馀e。膜制氮?dú)鈿馀e比天然氣氣舉在注氣量、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量等方面更平穩(wěn)（表1）。

1．4 氣舉方式的選擇

氣舉方式主要有正舉和反舉。通過(guò)對(duì)建頁(yè)HF－1井的分析可看出，采用套管氣舉方式均比油管氣舉效果較好，產(chǎn)量較高且?guī)€(wěn)定。但考慮氣井實(shí)際情況（外輸壓力為1．25MPa），且與產(chǎn)量線性關(guān)系較好，則優(yōu)選套管氣舉方式進(jìn)行排水采氣，即輸壓1．25～1．39 MPa，產(chǎn)氣量為4 000～5 000m3。說(shuō)明套管注氣、油管生產(chǎn)時(shí)，氣舉效果較好。頁(yè)巖氣井自然產(chǎn)能低、生產(chǎn)時(shí)間較短，且普遍產(chǎn)水；氣舉生產(chǎn)方式效果較好，帶水明顯（圖1）。

圖1 建頁(yè)HF－1井氣舉生產(chǎn)關(guān)系曲線

2 頁(yè)巖氣井排采效果分析

2．1 東峰2井排采效果分析

2011年12月10日15：40開始返排。先使用3 mm油嘴，后增大，8h后至敞井，油壓由22．4MPa降為零（11．5h后），靠自身能量排液6d，累計(jì)799m3，期間點(diǎn)火燃燒時(shí)長(zhǎng)40h，最高高度1．2m，返排6d后，進(jìn)行氣舉排液。3次氣舉，共氣舉出液體71m3；敞口觀察，期間均無(wú)氣顯示。測(cè)試井底流壓為7．6MPa，動(dòng)液面深度為833m，Cl－含量為27 000～28 000mg／L，檢驗(yàn)為地層水，折算產(chǎn)水速度2．24m3／d。2011年12月28日，換73mm管柱后仍無(wú)液無(wú)氣產(chǎn)出，測(cè)試結(jié)束封井（圖2）。

圖2 東峰2井排采效果曲線

2．2 泌頁(yè)HF－1井排采效果分析

泌頁(yè)HF1井于2012年1月8日完成15級(jí)分段壓裂，壓后獲最高日產(chǎn)油23．6m3、日產(chǎn)天然氣900m3工業(yè)油氣流。截至4月7日累計(jì)產(chǎn)油722m3，產(chǎn)氣24 635m3。該井目前日產(chǎn)油6m3左右，日產(chǎn)氣200～500m3，已持續(xù)穩(wěn)定3個(gè)月時(shí)間。原油密度為0．86g／cm3，黏度為14mPa·s（70℃），屬正常原油。

2．3 建頁(yè)HF－1井排采效果分析

建頁(yè)HF－1井2011年9月14日～17日，逐級(jí)采用水力泵送、電纜傳輸方式，實(shí)施橋塞坐封＋射孔聯(lián)作，完成其余6級(jí)壓裂施工，鉆塞后控制放噴，套壓為零后采用液氮助排、泡沫助排，后期采用天然氣助排，最高日產(chǎn)氣量12 700m3，目前產(chǎn)氣量超過(guò)2 000m3（圖3）。

2．4 涪頁(yè)HF－1井排采效果分析

涪頁(yè)HF－1井鉆塞后于3月23日分別用6、10、15 mm油嘴控制套管放噴，初期套壓16MPa，24h后降為零，返出液726．2m3，返排率4．8%。最高產(chǎn)氣量1 500m3。4月8日～11日采用膜制氮?dú)鈿馀e，氣舉深度2 000～2 400m。氣舉后放噴，井口不返液，不產(chǎn)氣。5月26日實(shí)施酸壓解堵施工，共用酸液110m3，并拌注液氮40m3，施工結(jié)束后，套壓43MPa，油壓47 MPa，關(guān)井24h壓力擴(kuò)散，后分別采用6、10、12mm油嘴、油管針閥控制放噴，5月29日氣產(chǎn)量最高達(dá)14 750m3，后期采用8mm 油嘴放噴，氣產(chǎn)量10 800 m3／d，目前氣量呈下降趨勢(shì)。

圖3 建頁(yè)HF－1井氣舉誘噴排采曲線

2．5 寧201－H1井排采效果分析

寧201－H1井壓后該井具有自噴能力，目前6mm油嘴測(cè)試日產(chǎn)氣14×104m3，套壓24MPa，壓裂液總量22 140m3，返排率15%。

3 認(rèn)識(shí)與建議

通過(guò)對(duì)我國(guó)頁(yè)巖氣井排采現(xiàn)狀分析，取得了以下認(rèn)識(shí)：

1）頁(yè)巖氣井自然產(chǎn)能低，但水平井優(yōu)于直井（2～3倍），普遍產(chǎn)水，開采方式主要以氣舉、泡沫排水采氣方法為主［8］。

2）對(duì)于有天然氣氣源的井，直井采用天然氣氣舉排水采氣方式進(jìn)行生產(chǎn)，水平井采用氣舉、泡排及氣舉＋泡排組合方式進(jìn)行排水采氣［9］。

3）對(duì)于無(wú)天然氣氣源的井，膜制氮?dú)鈿馀e是頁(yè)巖氣（致密砂巖氣）主要排采工藝，膜制氮?dú)鈿馀e適應(yīng)于產(chǎn)液量較大的排采井。

4）泡排工藝適應(yīng)于產(chǎn)液量低于10m3的排采井，目前泡沫排水采氣工藝尚不能滿足水平井排液要求［10］。

5）電潛泵排采工藝適應(yīng)于高液量頁(yè)巖氣井的排采，但不適應(yīng)于產(chǎn)液量低于30m3的排采井。

［1］邱中建，鄧松濤．中國(guó)非常規(guī)天然氣的戰(zhàn)略地位［J］．天然氣工業(yè)，2012，32（1）：1－5．

［2］陳建渝，唐大卿，楊楚鵬．非常規(guī)含氣系統(tǒng)的研究和勘探進(jìn)展［J］．地質(zhì)科技情報(bào)，2003，22（4）：55－59．

［3］翟光明，何文淵，王世洪．中國(guó)頁(yè)巖氣實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展需重視的幾個(gè)問(wèn)題［J］．天然氣工業(yè)，2012，32（2）：1－4．

［4］李漢興，朱必蘭．國(guó)外機(jī)械采油裝備的現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢(shì)［J］．石油機(jī)械，2002，39（增刊）：86－90．

［5］LEA J F，WINKLER H W，SNYDER R E．What＇s new in artificial lift［J］．World Oil，2001，222（4）：51－61．

［6］鄭俊德，張仲宏．國(guó)外電泵采油技術(shù)新進(jìn)展［J］．鉆采工藝，2007，30（1）：68－71．

［7］劉琦，蔣建勛．國(guó)內(nèi)外排液采氣方法應(yīng)用效果分析［J］．天然氣勘探與開發(fā)，2006，29（3）：51－55．

［8］黃艷，譚宏兵．氣舉泡排組合排水采氣工藝技術(shù)的研究與應(yīng)用［J］．鉆采工藝，2001，24（5）：49－50．

［9］曲俊耀，朱家富．威23井雙油管氣舉、泡排復(fù)合排水采氣新工藝［J］．天然氣工業(yè)，1996，16（5）：83－85．

［10］張金川，金之均．頁(yè)巖氣成藏機(jī)理和分布［J］．天然氣工業(yè)，2004，24（7）：15－18．