劉堯文， 李 牧

（中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司，重慶 408014）

涪陵頁巖氣田共建成焦石壩、江東、平橋、白濤和白馬等5 個生產(chǎn)區(qū)塊，不同區(qū)塊、不同生產(chǎn)階段的氣井其產(chǎn)氣、產(chǎn)水特征差異較大。受產(chǎn)量遞減、井筒積液的影響，氣井生產(chǎn)時率逐漸降低。該氣田主要采用 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 連續(xù)油管等4 種規(guī)格的采氣管柱，其中連續(xù)油管具有單井成本低、起下速度快、工序簡單和施工時效性高等優(yōu)點[1]，在涪陵頁巖氣井中的應(yīng)用越來越廣泛。由于不同氣井的連續(xù)油管壓力損耗、穩(wěn)產(chǎn)時間、穩(wěn)產(chǎn)期累計產(chǎn)氣量存在差異，筆者基于現(xiàn)場應(yīng)用情況，分析了連續(xù)油管直徑、下入深度和下入時機(jī)對氣井生產(chǎn)效果的影響，明確了連續(xù)油管的適用范圍，為提高連續(xù)油管在涪陵頁巖氣田的應(yīng)用效果提供了依據(jù)。

1 涪陵頁巖氣田連續(xù)油管應(yīng)用情況

目前，涪陵頁巖氣田42 口生產(chǎn)井采用連續(xù)油管采氣管柱，其中，采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管的井有 36 口，采用φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管的井有6 口。連續(xù)油管最淺下深為2 220.00 mm（井斜角 30°），最深下深為 4 400.00 m（井斜角 85°），平均下深3 200.00 mm。采用連續(xù)油管采氣管柱的生產(chǎn)井初期產(chǎn)氣量為（1.10 ～7.80）×104m3/d，產(chǎn)水量為0.55～18.90 m3/d，水氣比為 0.08 ～10.90 m3/104m3?？傮w來看，頁巖氣井產(chǎn)能在一定程度上決定了氣井生產(chǎn)效果，但采氣管柱的優(yōu)選更為重要。在無阻流量相同的情況下，水氣比高的頁巖氣井下入連續(xù)油管后生產(chǎn)不穩(wěn)定、產(chǎn)量較低，其中，15 口典型井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表1。

表 1 涪陵頁巖氣田采用連續(xù)油管采氣管柱的15 口典型井生產(chǎn)情況統(tǒng)計Table 1 Production statistics of 15 typical wells with coiled tubing gas producing pipe stings in Fuling Shale Gas Field

2 連續(xù)油管生產(chǎn)效果的影響因素

2.1 連續(xù)油管直徑

2.1.1 連續(xù)油管直徑對攜液效果的影響

頁巖氣均采用水平井開發(fā)，而水平井的造斜段最易積液，故提高造斜段攜液能力是解決水平氣井積液和優(yōu)化采氣管柱的重點[2-7]。王琦[8]通過試驗證明井斜角在50°左右時臨界攜液氣量最大，并以50°井斜角的臨界攜液氣量為氣井的臨界攜液氣量，建立了振蕩式?jīng)_擊攜液臨界氣流量計算模型。采用該臨界攜液氣流量模型，計算了不同直徑油管在不同井底壓力（井斜角為50°）條件下的臨界攜液氣量，結(jié)果如圖1 所示。從圖1 可以看出，與φ60.3 mm×4.83 mm 普通油管相比，φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管的臨界攜液氣量平均降低38%。因此，單從攜液能力的角度考慮，采用的油管直徑越小，越有利于氣井的攜液。

2.1.2 連續(xù)油管直徑對井筒壓耗的影響

圖 1 不同井底壓力下不同直徑油管的臨界攜液氣量Fig. 1 Critical liquid carrying capacity of tubings with different diameters under different bottom hole pressures

涪陵頁巖氣田不同規(guī)格連續(xù)油管生產(chǎn)井的產(chǎn)氣量每增加1×104m3時的單位長度井筒壓耗統(tǒng)計結(jié)果如圖2 所示。從圖2 可以看出，雖然采用更小直徑的連續(xù)油管能夠降低氣井的臨界攜液氣量，但連續(xù)油管的直徑越小，單位長度井筒壓耗越大。由圖2還可以看出，水氣比對單位長度井筒壓耗的影響較大，當(dāng)采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)且水氣比大于1.5 m3/104m3時，產(chǎn)氣量每增加1×104m3的單位長度井筒壓耗開始有所增大；當(dāng)采用φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)且水氣比大于1.0 m3/104m3時，產(chǎn)氣量每增加1×104m3的單位長度井筒壓耗明顯增大。

圖 2 φ50.8 mm×4.45 mm 與φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管單位長度井筒壓耗對比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 連續(xù)油管直徑對氣井穩(wěn)產(chǎn)期的影響

計算不同直徑連續(xù)油管在臨界攜液氣量下的井底流壓，作為氣井穩(wěn)產(chǎn)期末的停噴井底流壓，用以評價連續(xù)油管生產(chǎn)氣井的穩(wěn)產(chǎn)期。目前，工程上常用的各種氣液兩相管流壓降計算模型的建立基礎(chǔ)不同，其適用條件也不相同[9]。田云等人[10]對8 個常用氣液兩相管流壓降模型進(jìn)行了評價，發(fā)現(xiàn)Gray 模型的計算結(jié)果與連續(xù)油管實際生產(chǎn)情況最吻合。故筆者采用Gray 模型，計算垂深3 000.00 m 氣井、外輸壓力為4.5 MPa 條件下采用不同直徑油管生產(chǎn)時的停噴井底流壓，結(jié)果如圖3 所示。

圖 3 不同直徑油管停噴井底流壓隨水氣比的變化Fig.3 Variation of bottomhole flowing pressure with water gas ratio for coiled tubing with different diameters when unflowing

從圖3 可以看出：水氣比越高，油管直徑對氣井穩(wěn)產(chǎn)期末停噴井底流壓的影響越顯著；水氣比在0～1.5 m3/104m3時，與采用φ60.3 mm×4.83 mm 普通油管生產(chǎn)相比，采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)時氣井的停噴井底流壓差別不大且均較低，但φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管的臨界攜液氣量更低，因此水氣比在0～1.5 m3/104m3時，能夠?qū)饩畯U棄產(chǎn)量和地層廢棄壓力降至最低；φ38.1 mm×3.68 mm 連續(xù)油管的停噴井底流壓相對較高，適用范圍較窄。

統(tǒng)計涪陵頁巖氣田φ60.3 mm×4.83 mm、φ50.8 mm×4.45 mm、φ38.1 mm×3.68 mm 等 3 種油管在不同水氣比條件下的穩(wěn)產(chǎn)時間和穩(wěn)產(chǎn)期累計產(chǎn)氣量，結(jié)果如圖4、圖5 所示。從圖4、圖5 可以看出，水氣比在0～1.5 m3/104m3時，采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)能夠獲得更長的穩(wěn)產(chǎn)期和更高的穩(wěn)產(chǎn)期累計產(chǎn)氣量。綜合考慮連續(xù)油管直徑對氣井?dāng)y液、井筒壓耗、氣井穩(wěn)產(chǎn)時間的影響，水氣比在0～1.5 m3/104m3的頁巖氣井，采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管采氣管柱，生產(chǎn)效果更佳。

圖 4 不同直徑油管穩(wěn)產(chǎn)時間隨水氣比的變化Fig. 4 Variation of stable production time with water gas ratio of tubings with different diameters

2.2 連續(xù)油管下深

2.2.1 連續(xù)油管下深對攜液效果的影響

由于井斜角50°左右井段攜液最難，因此連續(xù)油管應(yīng)下到井斜角大于50°的井段。表2 為3 口連續(xù)油管不同下深頁巖氣井生產(chǎn)效果的對比情況；圖6為3 口連續(xù)油管不同下深頁巖氣井的生產(chǎn)曲線。

圖 5 不同直徑油管穩(wěn)產(chǎn)期累計產(chǎn)氣量隨水氣比的變化Fig. 5 Variation of cumulative gas production with water gas ratio in stable production period of tubings with different diameters

從表2 和圖6 可以看出，在連續(xù)油管下入初期井口套壓和配產(chǎn)相同的條件下，即使JY22 井的水氣比略高于JY20 井和JY21 井，且連續(xù)油管下入初期該井的井口套壓略低于JY20 井和JY21 井，JY22 井也能維持較長的穩(wěn)產(chǎn)期和較大的穩(wěn)產(chǎn)期累計產(chǎn)氣量。其原因是，JY22 井連續(xù)油管下到了井斜角大于50°的井段，JY20 井和JY21 井連續(xù)油管都下到了井斜角小于50°的井段，而井斜角50°的井段攜液最難，易積液，導(dǎo)致JY20 井和JY21 井生產(chǎn)連續(xù)性較差。

表 2 連續(xù)油管不同下深頁巖氣井生產(chǎn)效果對比Table 2 Production effect comparison of shale gas wells with different setting depths of coiled tubing

圖 6 JY20 井、JY21 井和JY22 井的生產(chǎn)曲線Fig. 6 Production curves of Well JY20, Well JY21 and Well JY22

2.2.2 連續(xù)油管下深對井筒壓耗的影響

統(tǒng)計涪陵頁巖氣井不同水氣比區(qū)間下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)1×104m3氣的井筒壓耗，結(jié)果如圖7 所示。從圖7 可以看出：井筒壓耗與連續(xù)油管下深正相關(guān)；水氣比高于1.5 m3/104m3后，連續(xù)油管下深對井筒壓耗的影響增大；水氣比越高，井筒壓耗隨連續(xù)油管下深增大的幅度越大。

2.3 連續(xù)油管下入時機(jī)對氣井穩(wěn)產(chǎn)效果的影響

選取下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管、生產(chǎn)時間較長、已進(jìn)入間歇生產(chǎn)的頁巖氣井進(jìn)行統(tǒng)計分析，結(jié)果見表3。由表3 可知：在相同水氣比條件下，下入連續(xù)油管前頁巖氣井生產(chǎn)時間越短，頁巖氣井自噴穩(wěn)產(chǎn)期越長，自噴期累計產(chǎn)氣量越高；下連續(xù)油管前頁巖氣井生產(chǎn)時間相同，水氣比越大，連續(xù)油管的生產(chǎn)效果越差。因此，在較低水氣比條件下，越早下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管，生產(chǎn)過程中攜液穩(wěn)產(chǎn)效果越好，自噴穩(wěn)產(chǎn)期越長，連續(xù)油管自噴生產(chǎn)階段累計產(chǎn)氣量越高。

圖 7 不同水氣比下井筒壓耗與連續(xù)油管下深的關(guān)系Fig. 7 Relationship between wellbore pressure loss andcoiled tubing setting depth under different water gas ratios

表 3 連續(xù)油管下入時機(jī)對氣井生產(chǎn)效果的影響情況Table 3 Statistics on the influence of coiled tubing setting timing on gas well production

3 結(jié)論與建議

1）研究表明，油管直徑越小，越有利于氣井?dāng)y液，但同時會增大井筒壓耗。綜合考慮連續(xù)油管直徑對氣井?dāng)y液、井筒壓耗、氣井穩(wěn)產(chǎn)時間的影響，對于水氣比小于1.5 m3/104m3的氣井，采用φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管生產(chǎn)效果較好。

2）涪陵頁巖氣田的頁巖氣井需要壓裂后投產(chǎn)，產(chǎn)出水均為返排壓裂液。因此，對于水氣比在0～1.5 m3/104m3的氣井，建議盡早下入φ50.8 mm×4.45 mm 連續(xù)油管，這樣既有助于壓裂液連續(xù)返排，也能使頁巖氣井獲得更長的自噴穩(wěn)產(chǎn)時間和更大的自噴累計產(chǎn)氣量。