段承璉，魏風(fēng)玲，魏瑞玲，劉 芳，劉 靜，吳小丁

（中國石化中原油田石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽457000）

彭水頁巖氣藏地層壓力系數(shù)較低，為0.92 ～0.96，屬常壓頁巖氣藏，由于儲層的孔隙度和滲透率較低，因此，區(qū)塊試采井全部采用壓裂投產(chǎn)。由于地層能量不足，壓裂改造后無法依靠地層能量自噴返排壓裂液。在正常生產(chǎn)中也有地層水持續(xù)產(chǎn)出，由于產(chǎn)氣量較低，無法攜液生產(chǎn)，井底積液導(dǎo)致產(chǎn)能進(jìn)一步下降，需要采用人工舉升方式進(jìn)行排液生產(chǎn)。彭水頁巖氣具有以下排液特點(diǎn)：投產(chǎn)初期，需要快速大量返排壓裂液；生產(chǎn)后期排液量低，返排液含泥質(zhì)、粉砂、固相顆粒等；目前主要采用的電泵排液維護(hù)作業(yè)成本高。

頁巖氣井常見的排水采氣工藝有：優(yōu)選管柱、氣舉、泡排、柱塞氣舉、電潛泵、射流泵、機(jī)抽。在國外，美國Marcellus氣田針對大井斜柱塞氣舉需要安裝安全接頭的問題，設(shè)計(jì)了單墊圈柱塞，現(xiàn)場應(yīng)用中減少了柱塞和油管之間的摩擦力[1]；Alliance 頁巖氣田在不帶封隔器的氣井應(yīng)用了環(huán)空注入泡排＋氣舉的排采方式，達(dá)到了有效增產(chǎn)的目的[2]；Bakken 頁巖氣井在生產(chǎn)中應(yīng)用了射流泵＋氣舉進(jìn)行排采[3]。

在國內(nèi)，針對頁巖氣井生產(chǎn)中后期帶液困難的問題，長寧頁巖氣藏優(yōu)選了由多種甜菜堿兩性離子表面活性劑復(fù)配而成的起泡劑CT5-7CΙ，具有發(fā)泡力強(qiáng)、穩(wěn)泡性好、抗礦化度的特點(diǎn)，現(xiàn)場應(yīng)用2 口井，具有較好的排采效果[4]。川東南地區(qū)針對頁巖氣井開采后期的特點(diǎn)進(jìn)一步優(yōu)化排水采氣工藝技術(shù)，在LY-X 氣井實(shí)驗(yàn)應(yīng)用了連續(xù)油管液氮正舉的排采工藝，氣井順利復(fù)產(chǎn)[5]。

由于彭水頁巖氣的排液特點(diǎn)，這些方法都不能適應(yīng)氣井的完整生產(chǎn)階段，需要作業(yè)更換排液管柱，導(dǎo)致地層傷害。為避免頻繁更換管柱，在頁巖氣排水采氣工藝的研究基礎(chǔ)之上，針對現(xiàn)場的實(shí)際情況研究設(shè)計(jì)了多種高效排液管柱，延長管柱的應(yīng)用周期。

1 彭水地區(qū)頁巖氣排采工藝分析

彭水區(qū)塊的地層壓力變化可分為快速遞減期、平穩(wěn)下降期、緩慢衰退期三個(gè)階段。在快速遞減期（0 ～120 d）地層壓力系數(shù)從1 下降至0.6；平穩(wěn)下降期（120 ～400 d）由0.6下降至0.4；緩慢衰退期（400 d以上）小于0.4（表1）。

彭水頁巖氣的返排液主要為壓裂液和原始頁巖水。在生產(chǎn)初期壓裂液迅速排出，返排難度小，產(chǎn)液量高（＞50 m3/d），返排率最高達(dá)到108%，分析返排液中含有地層產(chǎn)出水；生產(chǎn)中期返排難度較小，液量穩(wěn)定（20 ～50 m3/d）；生產(chǎn)后期需克服頁巖吸附力返排滯留在微孔隙的殘余水，產(chǎn)液量低（＜20 m3/d），返排難度大（圖1）。

表1 區(qū)塊氣井壓力系數(shù)變化趨勢Table 1 Variation of formation pressure coefficient with production in Pengshui Block

圖1 彭水氣藏產(chǎn)液隨時(shí)間變化特點(diǎn)Fig.1 Feature of water discharge with time in Pengshui Block

彭水常壓頁巖氣在生產(chǎn)中產(chǎn)量遞減較快，要求頁巖氣排采工藝有效地適應(yīng)氣井的低產(chǎn)量和高產(chǎn)量；日排液量幅度較廣，從投產(chǎn)初期的50 m3/d以上到生產(chǎn)后期20 m3/d 以下，要求排采工藝能夠滿足較大變化幅度的排液需求。

彭水常壓頁巖氣藏先后采用了放噴、氣舉誘噴、電潛泵排采、自噴井管柱優(yōu)化、連續(xù)油管等排采工藝及措施，其中電潛泵為壓后排液的主要方式。隨著地層供液能力下降，先后進(jìn)行了連續(xù)/間歇?dú)馀e、自產(chǎn)氣壓縮機(jī)氣舉、射流泵舉升等試驗(yàn)。

1.1 電潛泵排液

從投產(chǎn)初期到生產(chǎn)末期，電潛泵的排量逐漸變小，下深加深，末期下至炮眼附近。這種深抽方式能夠放大生產(chǎn)壓差、提高產(chǎn)氣量、低液量排液，但下深加大也導(dǎo)致了地層出砂、電泵過載而損害設(shè)備性能。針對出砂問題，現(xiàn)場采用的沉砂筒、濾砂管起到一定防砂作用，但產(chǎn)出液中的泥質(zhì)無有效預(yù)防措施。且根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)情況及數(shù)值模擬情況（表2），該工藝無法滿足10 m3/d 以下的低排液需要，更適用于投產(chǎn)初期快速排液。

1.2 自產(chǎn)氣氣舉排液

2015 年9 月5 日，PY3 井實(shí)施自產(chǎn)氣氣舉排液。利用PY1、PY2 井產(chǎn)出的天然氣，通過氣體壓縮機(jī)從套管注入高壓氣體，吸入壓力恒定在0.1 MPa，氣量300 m3/h，套壓在氣舉施工期間穩(wěn)定在7.5 ～7.8 MPa，實(shí)施后增氣0.3×104m3/d，增液3 m3/d（圖2）。從生產(chǎn)曲線中可以看出，間歇?dú)馀e效果明顯，但產(chǎn)氣量低，氣舉有效持續(xù)時(shí)間短，與注氣量不足，排液不徹底有關(guān)。

表2 不同開采階段電潛泵排液模擬Table 2 Discharge simulation of electric submersible pump in different mining stages

圖2 PY3井間歇?dú)馀e前后生產(chǎn)曲線對比Fig.2 Production curves before and after intermittent gas lift of well Pengye-3HF

2015年12月7日連續(xù)氣舉累計(jì)施工時(shí)間12.4 h，套壓4.2 ～6.7 MPa，油壓0.25 ～0.6 MPa，產(chǎn)氣量11 228 m3/d，產(chǎn)液量9.57 m3/d。氣舉后的產(chǎn)量高于臨界攜液氣量0.8×104m3/d（圖3），有效期85 d。

1.3 射流泵排液

圖3 PY3井間連續(xù)氣舉時(shí)瞬時(shí)產(chǎn)氣量統(tǒng)計(jì)Fig.3 Statistics of instantaneous gas production during continuous gas lift of well Pengye-3HF

在PY1 井開展了射流泵排液試驗(yàn)。射流泵頻率39.0 ～40.5 Hz，泵壓23.0 ～23.8 MPa，注水量30.48 ～139.68 m3/d，施工中排液量0.1 m3/h，井底積液無法排除，試驗(yàn)失敗，原因分析見表3。從分析結(jié)果來看，該排液方式不適合彭水區(qū)塊的低液量氣井。

1.4 套管排液和連續(xù)油管排液效果模擬分析

分別對外徑139.7 mm套管環(huán)空（內(nèi)徑121.36 mm，油管外徑73 mm）和內(nèi)徑32 mm、38 mm 連續(xù)油管采氣方式進(jìn)行了攜液能力預(yù)測（表4）。從最小攜液氣量的模擬分析看，套管帶液能力弱、穩(wěn)定帶液氣量要求高，只適用于高壓、高產(chǎn)井，不能作為常規(guī)排采工藝應(yīng)用。連續(xù)油管排液時(shí)在同等壓力條件下僅需較小的產(chǎn)量就能攜液，因此，能夠延長低壓、低產(chǎn)井的自噴攜液期，但用于高產(chǎn)氣井時(shí)由于管徑較小會對產(chǎn)量產(chǎn)生限制，更適用于開發(fā)中后期的低壓低產(chǎn)井。

表3 射流泵存在問題及原因分析Table 3 Problems analysis of jet pump

表4 連續(xù)油管和套管攜液能力模擬結(jié)果Table 4 Simulation result of liquid unloading capacity of coiled tubing and casing

根據(jù)分析，彭水區(qū)塊目前的排采工藝較為單一，未系統(tǒng)考慮不同開發(fā)階段排采需求，無法同時(shí)滿足初期大排量返排和后期小排量穩(wěn)定排采的要求，導(dǎo)致開發(fā)后期需作業(yè)更換管柱，造成儲層的二次污染。

針對存在問題，高效排采方式研究重點(diǎn)考慮不同開發(fā)階段排液特點(diǎn)和地面條件，盡量采用一種排采方式貫穿整個(gè)開發(fā)過程，降低作業(yè)中壓井對儲層的傷害。

2 排采工藝優(yōu)選與管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

現(xiàn)場常用的排采方式有氣舉、泡排、柱塞氣舉、電潛泵、射流泵、機(jī)抽等[6-7]，針對彭水區(qū)塊的排液特點(diǎn)開展技術(shù)適應(yīng)性分析，考慮定向井、高氣液比、地面管網(wǎng)和投資成本等因素的影響，機(jī)抽、超聲旋流霧化排液、水力射流泵、柱塞氣舉等排采方式不適宜。電潛泵、氣舉、泡排、同心小直徑管較適宜[8]。從擴(kuò)大工藝適用范圍、提高排采效果考慮，可采用電潛泵—?dú)馀e等復(fù)合工藝（表5）。

從經(jīng)濟(jì)性和較長的適用周期出發(fā)，根據(jù)管柱結(jié)構(gòu)和動(dòng)力源，優(yōu)選設(shè)計(jì)了電潛泵+氣舉、外輸氣氣舉、自產(chǎn)氣增壓機(jī)氣舉、同心管（小直徑管）氣舉4種排采工藝作為不同開發(fā)階段的排采方式。

2.1 排采工藝優(yōu)選

2.1.1 電潛泵+氣舉復(fù)合排采方式

針對電潛泵單一排采存在的問題及局限性，復(fù)合氣舉工藝，拓展工藝的應(yīng)用范圍。投產(chǎn)初期采用電潛泵或電潛泵+氣舉大液量高效排液；生產(chǎn)后期單一電潛泵無法滿足低液量排液需要時(shí)，及時(shí)轉(zhuǎn)換氣舉排采方式，氣源可選擇膜制氮?dú)饣蛱烊粴庠碵9]。該工藝提高了頁巖氣井返排效果，縮短了排液周期，適用于不同開發(fā)階段（圖4）。

表5 常用排采方式適應(yīng)性對比Table 5 Adaptability analysis of common water drainage methods

圖4 電潛泵+氣舉排采方式Fig.4 Electric submersible pump+gas lift drainage

2.1.2 同心管（小直徑管）排采方式

在原有生產(chǎn)管柱的基礎(chǔ)上，生產(chǎn)末期的低壓、低產(chǎn)氣井直接下入小直徑氣舉管柱（或連續(xù)油管）作為速度管柱[10-12]，無需作業(yè)，能夠滿足頁巖氣井開發(fā)后期產(chǎn)量最大化和穩(wěn)定帶液要求，延長氣井穩(wěn)產(chǎn)期（圖5）。

圖5 同心管+氣舉排采方式Fig.5 Concentric tube+gas lift drainage

2.1.3 自產(chǎn)氣壓縮機(jī)氣舉排采方式

對于具有一定產(chǎn)氣量的氣井，可配套壓縮機(jī)+氣舉管柱利用自產(chǎn)氣體氣舉排液[13]，靈活、便利（圖6）。從不同開發(fā)階段排液效果模擬看，該工藝可以滿足彭水地區(qū)不同產(chǎn)水階段的排液采氣工藝要求（圖7）。

圖6 自產(chǎn)壓縮機(jī)氣舉排采方式Fig.6 Self-sufficient gas lift

圖7 不同開發(fā)階段氣舉排采效果模擬Fig.7 Simulation of gas lift effect in different development stages

2.1.4 外輸氣氣舉排采方式

對今后建立管網(wǎng)的氣井，配套氣舉閥，將集輸壓力作為注氣壓力氣舉，舉升深度最深可達(dá)3 000 m左右，用于投產(chǎn)初期誘噴、壓裂液返排、中后期生產(chǎn)井的日常維護(hù)（圖8）。該工藝無須配套地面壓縮機(jī)，具有較強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)性、較高的排液效率，可貫穿生產(chǎn)開發(fā)的每個(gè)階段，適用期較長。

圖8 外輸氣氣舉方式Fig.8 Transmission gas lift

2.1.5 經(jīng)濟(jì)適應(yīng)性分析

將優(yōu)選的排采方式與目前應(yīng)用的排采方式進(jìn)行技術(shù)與經(jīng)濟(jì)性分析（表6）。

可以看出，優(yōu)選的排采方式在排液效率、適應(yīng)性上比目前在用的排采方式更優(yōu)。根據(jù)評價(jià)結(jié)果，在初期、穩(wěn)定期及自噴期可選用自產(chǎn)氣壓縮機(jī)氣舉、外輸氣氣舉、電潛泵排液；遞減期選用自產(chǎn)氣壓縮機(jī)氣舉、外輸氣氣舉、同心管/小直徑管排液。

2.2 管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.2.1 同心管/小直徑管尺寸確定

綜合考慮產(chǎn)能、攜液和減少換管作業(yè)次數(shù)等因素，確定出同心管排采方式所使用速度管柱的尺寸。目前的同心管可選類型主要有連續(xù)油管、小直徑油管等。其中連續(xù)油管規(guī)格多、無接箍，適用于?50.3 mm、?62 mm、?76 mm油管，但成本較高，無法安裝氣舉閥，只能籠統(tǒng)注氣；小直徑油管價(jià)格適中，但有接箍限制，加入小直徑氣舉閥后只能適用于內(nèi)徑76 mm油管。

表6 優(yōu)選排采工藝和現(xiàn)有排采工藝技術(shù)、經(jīng)濟(jì)適應(yīng)性對比Table 6 Technology and economic adaptability comparison of optimal drainage and existing drainage

彭水區(qū)塊在投產(chǎn)初期采用內(nèi)徑62 mm的氣舉管柱，因此，建議對生產(chǎn)末期低產(chǎn)氣量、低產(chǎn)液量氣井采用內(nèi)徑38 mm的連續(xù)油管作為同心管柱（表7）。

2.2.2 氣舉參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

選擇典型井PY3 井，按照井口回壓1.0 MPa 進(jìn)行氣舉參數(shù)模擬（表8）[14-15]，模擬結(jié)果顯示4 級氣舉閥能夠滿足排液需要，氣舉閥深度2 251 m，氣舉排液量50 m3/d。

表7 不同開發(fā)階段油管尺寸Table 7 Tubing size at different development stages

表8 氣舉參數(shù)設(shè)計(jì)結(jié)果Table 8 Design of gas lift parameters

3 實(shí)例應(yīng)用

現(xiàn)場在LY1、PY3、PY4 井實(shí)驗(yàn)應(yīng)用開式氣舉管柱、橇裝膜制氮設(shè)備實(shí)施氣舉排液采氣。平均單井排液時(shí)間132 h，注氮?dú)?0.9×104m3/d，排液233.06 m3，均誘噴復(fù)產(chǎn)成功，平均單井增氣1.9×104m3/d。

LY1井2015年投產(chǎn)，生產(chǎn)層井深2 894 ～2 951 m，放噴生產(chǎn)，2016年1月關(guān)井測壓后產(chǎn)氣量由4×104m3/d下降至1.5×104m3/d，產(chǎn)液量由40 m3/d下降至20 m3/d，采取氣舉排液（圖9），產(chǎn)氣量恢復(fù)至2×104m3/d。

PY3井2013年投產(chǎn)，生產(chǎn)層井深2 753 ～2 780 m，氣舉前自噴生產(chǎn)，產(chǎn)氣量8 500 m3/d，產(chǎn)液量15 m3/d，2015 年12 月氣舉排液后（圖10），產(chǎn)氣量恢復(fù)至2×104m3/d以上，產(chǎn)液量18 m3/d，效果明顯。

圖9 LY1井排采復(fù)產(chǎn)后生產(chǎn)曲線Fig.9 Production curve after gas lift of well-LY1

圖10 PY3井排采復(fù)產(chǎn)后生產(chǎn)曲線Fig.10 Production curve after gas lift of well-PY3

現(xiàn)場的成功試驗(yàn)應(yīng)用說明氣舉閥排液技術(shù)能有效排出井筒積液，實(shí)現(xiàn)氣井復(fù)產(chǎn)，驗(yàn)證了彭水區(qū)塊氣舉排采方式的可行性。

4 認(rèn)識與結(jié)論

1）電潛泵排采工藝適用于投產(chǎn)初期高液量頁巖氣的排采階段，氣舉排采管柱排采范圍較廣；射流泵排采工藝適用于較高液量氣井；同心管排采方式適用于生產(chǎn)后期低產(chǎn)、低液量頁巖氣井。

2）彭水區(qū)塊常壓頁巖氣藏產(chǎn)量遞減快，排液量變化幅度廣，排采工藝的選擇應(yīng)系統(tǒng)考慮排液效率和較長的適用周期，降低作業(yè)成本。

3）復(fù)合氣舉排液采氣管柱排液范圍廣、效率高，具有較強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)性和適應(yīng)性，能夠滿足彭水頁巖氣不同生產(chǎn)階段、不同液量和氣量條件下的排液需求。