陳學(xué)忠， 鄭 健， 劉夢云， 陳 滿， 楊 海， 陳 超， 肖紅紗， 于 洋

1四川長寧天然氣開發(fā)有限責(zé)任公司 2托普威爾石油技術(shù)股份公司 3四川圣諾油氣工程技術(shù)服務(wù)有限公司 4中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院

0 引言

四川盆地已成為我國頁巖氣勘探開發(fā)的主戰(zhàn)場，自2009年正式進(jìn)入頁巖氣勘探開發(fā)以來，通過十幾年的探索和發(fā)展，已完全掌握并創(chuàng)新了鉆井、完井、體積壓裂等關(guān)鍵技術(shù)[1]，但在頁巖氣開發(fā)方面仍面臨諸多工程技術(shù)難點[2]。頁巖氣生產(chǎn)初期采用套管放壓生產(chǎn)，導(dǎo)致井下壓差過大，產(chǎn)量遞減過快，且生產(chǎn)過程面臨持續(xù)出砂、裂縫閉合、產(chǎn)能下降等問題，致使單井最終可采儲量不能到達(dá)預(yù)期值。近年，北美頁巖氣的開采經(jīng)驗表明控壓生產(chǎn)技術(shù)能夠在保護(hù)儲層的前提下提高單井最終可采儲量[3]。因此，本文借鑒北美頁巖氣開發(fā)的經(jīng)驗，結(jié)合國內(nèi)頁巖氣控壓生產(chǎn)實際情況，進(jìn)行川渝頁巖氣控壓生產(chǎn)可行性的研究，并首次在國內(nèi)進(jìn)行井筒內(nèi)控壓并配合可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)現(xiàn)場試驗，為國內(nèi)頁巖氣經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)提供新工藝的技術(shù)支持。

1 頁巖氣控壓生產(chǎn)研究進(jìn)展

頁巖氣的開采方式主要分為放壓生產(chǎn)和控壓生產(chǎn)。放壓生產(chǎn)是在壓裂頁巖儲層后不采取控壓措施的衰竭式開采，最大的優(yōu)勢是快速采氣和快速回收資金，但存在產(chǎn)量遞減迅速等問題，這也是北美早期開發(fā)頁巖氣的常用方式[4]?？貕荷a(chǎn)是將生產(chǎn)壓力衰減速率控制在合理范圍內(nèi)，達(dá)到平穩(wěn)生產(chǎn)、延長生產(chǎn)年限的目的。對比這兩種方式，控壓生產(chǎn)方式具有減緩人工裂縫閉合、減少壓裂液返排、減弱儲層應(yīng)力敏感、提高單井最終可采儲量等優(yōu)勢[5- 7]。

1.1 北美頁巖氣控壓生產(chǎn)研究進(jìn)展

2008年至今北美頁巖氣的開發(fā)歷程主要經(jīng)歷了從放壓生產(chǎn)到控壓生產(chǎn)5個階段，分別是初期放壓生產(chǎn)追求高初產(chǎn)、井筒內(nèi)控壓生產(chǎn)、井口更換固定油嘴控壓生產(chǎn)、固定油嘴配合可調(diào)式針形閥控壓生產(chǎn)、雙可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)。對于高壓頁巖氣藏，精細(xì)控壓是單井最終可采儲量最大化的必要手段，油嘴也從固定油嘴向智能油嘴發(fā)展。

以北美Haynesville頁巖氣田為例，在2010年以前基本采用放壓生產(chǎn)，之后由于該地區(qū)地層壓力較高、應(yīng)力敏感性顯著，逐漸改為控壓生產(chǎn)。Fred等[8]對Haynesville氣田11口相同完井方式的井進(jìn)行研究，通過數(shù)值模擬得到控壓生產(chǎn)30年后的累計采出量將提高約30%。

目前，北美頁巖氣控壓生產(chǎn)工藝已較為成熟，實踐證明該方式與放壓生產(chǎn)方式相比，單井最終可采儲量可普遍提高28%[9- 11]。

1.2 川渝頁巖氣控壓生產(chǎn)研究進(jìn)展

經(jīng)過近幾年的研究，國內(nèi)對頁巖氣精細(xì)控壓生產(chǎn)方式有了初步認(rèn)識，相關(guān)技術(shù)還處于探索試驗階段。長寧—威遠(yuǎn)頁巖氣田從2016年開始控壓生產(chǎn)先導(dǎo)試驗，該工藝實施后，部分氣井壓力遞減速度減緩[12]。經(jīng)過幾年的現(xiàn)場試驗后也開始逐步推廣控壓生產(chǎn)的生產(chǎn)方式，以針形閥調(diào)控為主。國內(nèi)學(xué)者也逐漸開展對頁巖氣控壓生產(chǎn)的研究，李凱等[13]基于實驗建立了考慮應(yīng)力敏感的頁巖氣井產(chǎn)能模型，根據(jù)模擬結(jié)果建議使用控壓生產(chǎn)方式生產(chǎn)。楊波等[14]通過數(shù)值模擬研究了應(yīng)力敏感對單井最終可采儲量及最終采收率(EUR)的影響，認(rèn)為初期控壓生產(chǎn)的氣井生產(chǎn)潛能更大。賈愛林等[15]對頁巖氣壓裂水平井控壓生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測模型進(jìn)行了研究推斷，采用控壓方式在生產(chǎn)初期的產(chǎn)氣量及累計產(chǎn)氣量偏低，但最終累計產(chǎn)氣量更高，采取控壓生產(chǎn)的方式更能實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)。

控壓生產(chǎn)并非簡單的定壓生產(chǎn)，如何在控壓的同時延緩產(chǎn)量遞減是控壓生產(chǎn)的核心目標(biāo)。本文通過對比分析川渝頁巖氣和北美頁巖氣的地質(zhì)背景、單井最終可采儲量、單井日產(chǎn)量等方面，研究井筒內(nèi)控壓和井口精細(xì)控壓工藝在川渝頁巖氣井實施的可行性，并首次在國內(nèi)通過4口不同生產(chǎn)方式的試驗井驗證可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)的有效性。

2 可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)可行性分析

2.1 川渝頁巖氣與北美頁巖氣對比

2.1.1 產(chǎn)層特征對比

目前川渝頁巖氣的主力開發(fā)層為四川盆地下寒武統(tǒng)筇竹寺組、上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組海相頁巖。川渝頁巖氣與北美Haynesville頁巖產(chǎn)層的主要特征對比見表1。北美頁巖產(chǎn)層具有厚度大、熱成熟度適宜、含氣量高、壓力系數(shù)高等特點，四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖主要沉積環(huán)境與北美頁巖相似，均為深水陸棚，其產(chǎn)層厚度、壓力系數(shù)、孔隙度脆性礦物含量等都具有相似性。

表1 川渝頁巖氣與北美Haynesville頁巖產(chǎn)層的主要特征

2.1.2 單井最終可采儲量對比

川渝頁巖氣井具有投產(chǎn)初期產(chǎn)量大、壓力遞減快、井下壓差大等特點，且生產(chǎn)過程持續(xù)出砂、裂縫閉合，造成產(chǎn)能下降，致使單井最終可采儲量不能到達(dá)預(yù)期值。北美頁巖氣單井折算最終可采儲量為3×108m3/1 500 m，川渝頁巖氣長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)的單井折算最終可采儲量為1×108m3/1 500 m，不足北美的35%。川渝頁巖氣單井最終可采儲量偏低，增產(chǎn)空間較大。

2.1.3 單井產(chǎn)量對比

川渝頁巖氣井現(xiàn)階段開采情況同北美Haynesville早期頁巖氣開采情況較為接近，單井產(chǎn)量對比見圖1。產(chǎn)量下降迅速，穩(wěn)產(chǎn)難。北美Haynesville頁巖氣經(jīng)過多年的生產(chǎn)經(jīng)驗形成了有效的生產(chǎn)方式，即開采初期就采取控壓生產(chǎn)，盡管初始產(chǎn)量稍有下降，但生產(chǎn)遞減率降低明顯，累產(chǎn)增加幅度大。因此，通過分析總結(jié)北美頁巖氣控壓開發(fā)效果結(jié)合已有數(shù)值模擬理論支持[13- 14]，可考慮對川渝頁巖氣井初期實施精細(xì)控壓工藝。

圖1 單井產(chǎn)量對比圖

2.2 控壓生產(chǎn)工藝可行性分析

基于川渝頁巖氣與北美頁巖氣的產(chǎn)層特征、單井最終可采儲量和單井產(chǎn)量的對比分析，認(rèn)為頁巖氣井精細(xì)控壓工藝具有理論可行性。但川渝頁巖氣田是否具備精細(xì)控壓生產(chǎn)工藝實施的條件是該技術(shù)成功應(yīng)用的關(guān)鍵，因此需對頁巖氣精細(xì)控壓生產(chǎn)技術(shù)開展可行性研究。

2.2.1 高壓下油管控壓生產(chǎn)

高壓下油管控壓生產(chǎn)即投產(chǎn)前下油管控壓生產(chǎn)工藝，北美Haynesville頁巖氣田對一個平臺的兩口相似井分別進(jìn)行無阻套管生產(chǎn)和井筒內(nèi)控壓生產(chǎn)，累計生產(chǎn)6年半(2009年至2015年)生產(chǎn)參數(shù)見表2。采用油管控壓生產(chǎn)氣井初始產(chǎn)氣量低，但初始遞減率僅為無阻套管生產(chǎn)氣井的31.25%，累計生產(chǎn)6年半時累計產(chǎn)量增加40%，單井累產(chǎn)增加明顯，控壓生產(chǎn)的效果顯著。國內(nèi)長寧—威遠(yuǎn)頁巖氣示范區(qū)控壓生產(chǎn)先導(dǎo)試驗的成功表明油管控壓生產(chǎn)能夠有效減緩產(chǎn)量遞減率[10]。這也為引入可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)工藝提供了基礎(chǔ)。

表2 北美Haynesville頁巖氣田控壓生產(chǎn)實例

2.2.2 可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)

生產(chǎn)初期帶壓下油管是實現(xiàn)精細(xì)控壓生產(chǎn)的前提，井口精細(xì)控壓是井筒內(nèi)控壓的進(jìn)一步提升。在生產(chǎn)過程中，油嘴的變動容易傷害地層，因此需要精細(xì)控壓精準(zhǔn)調(diào)節(jié)油嘴尺寸?？烧{(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)是專門針對于高壓頁巖氣控壓生產(chǎn)的工藝，在氣井的生產(chǎn)過程中根據(jù)油管壓降自動控制油嘴大小，在保護(hù)地層的前提下實現(xiàn)產(chǎn)量最大化，同時具有防止裂縫閉合、減少地層出砂、防止老井由于新井投產(chǎn)或者壓縮機(jī)停機(jī)造成的管線回壓改變而導(dǎo)致產(chǎn)量波動、配合其他間歇作業(yè)等功能。

3 現(xiàn)場試驗

選取某頁巖氣建產(chǎn)區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)和工程參數(shù)相似的4口井,進(jìn)行不同生產(chǎn)方式的對照試驗(表3)，其中X5井采用套管+固定油嘴控壓生產(chǎn)，X6井采用套管放壓生產(chǎn)，X7井初期下油管+最佳油嘴口徑下控壓生產(chǎn)，X8井采用初期下油管+井口可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)。

表3 川渝地區(qū)頁巖氣試驗井基本參數(shù)對比

試驗井生產(chǎn)情況如圖2所示。X5井屬于套管+固定油嘴控壓生產(chǎn)，從第20 d開始控制油嘴保持在8 mm，產(chǎn)氣量先上升后保持穩(wěn)定，平均日產(chǎn)氣為6.46×104m3，但套壓降至10.6 MPa，降幅達(dá)到了48.22%。X6井屬于套管放壓生產(chǎn)，日產(chǎn)氣早期上升，但僅1個月后日產(chǎn)氣出現(xiàn)明顯下降趨勢，套壓降至8 MPa，降幅達(dá)到63.69%，后期需采取增壓措施。X7井和X8井屬于初期下油管+最佳油嘴控壓生產(chǎn)。兩口井在放噴測試結(jié)束后即下入生產(chǎn)油管，1個月后開始配合可調(diào)試油嘴控壓生產(chǎn)。X7井經(jīng)過6級油嘴調(diào)式，優(yōu)選出最佳固定油嘴口徑為8 mm，配合可調(diào)式油嘴能實現(xiàn)壓力降幅不高于0.1 MPa/d，平均日產(chǎn)氣13.48×104m3。X8井借鑒北美控壓經(jīng)驗，采用井口可調(diào)式油嘴精細(xì)控壓生產(chǎn)實現(xiàn)平均日產(chǎn)氣14.07×104m3。X7井和X8井試驗階段產(chǎn)氣量均表現(xiàn)出穩(wěn)產(chǎn)趨勢，且累產(chǎn)量均趕超X5井，油套壓降幅度均低于X5井和X6井。其中X7井初始壓降邊界0.07～0.1 MPa/d，油嘴開度維持在40%左右；后調(diào)整壓降邊界0.07～0.2 MPa/d，油嘴開度維持在60%左右，運行穩(wěn)定。而X8井壓降邊界0.07～0.14 MPa/d，初期存在節(jié)流嚴(yán)重、井口冰堵的現(xiàn)象，生產(chǎn)過程中油嘴上下波動頻繁，開度無法維持穩(wěn)定。

圖2 頁巖氣建產(chǎn)區(qū)塊試驗井生產(chǎn)曲線

通過計算單井最終可采儲量并進(jìn)行對比，圖3顯示1年內(nèi)X7和X8井的累計產(chǎn)氣量將超過X6井，并且X7井的最終可采儲量高于X8井，X7井的控壓模式更適合我國頁巖氣區(qū)塊。因此，生產(chǎn)初期下油管配合可調(diào)式精細(xì)控壓開發(fā)效果優(yōu)于放壓生產(chǎn)和套管控壓生產(chǎn)，能有效提高頁巖氣井單井最終可采儲量。從長遠(yuǎn)來看，通過早期下油管配合精細(xì)控壓工藝能夠延長頁巖氣井有效生產(chǎn)期。除單井控壓還能通過區(qū)域大數(shù)據(jù)分析實現(xiàn)區(qū)域控壓，使氣田長期受益，減少投資風(fēng)險。

圖3 預(yù)測單井最終可采儲量

4 結(jié)論及建議

(1)通過國內(nèi)外控壓生產(chǎn)的調(diào)研，結(jié)合川渝頁巖氣單井EUR、單井日產(chǎn)和累產(chǎn)曲線特征分析，論證了川渝頁巖氣開展精細(xì)控壓生產(chǎn)工藝的必要性。

(2)通過4口井的現(xiàn)場對比試驗，驗證了生產(chǎn)初期下油管配合可調(diào)式精細(xì)控壓開發(fā)效果優(yōu)于放壓生產(chǎn)和套管控壓生產(chǎn)，能有效提高頁巖氣井單井最終可采儲量。

(3)開展了川渝頁巖氣不同三類壓降邊界條件下的控壓模式對比，為進(jìn)一步探索和優(yōu)化單井精細(xì)控壓模式提供了參考。