本文摘要：摘要：彭水區塊屬于常壓頁巖氣藏，壓裂投產后無法自噴。在正常生產中也有地層水產出，由于地層能量不足、產氣量低無法攜液生產，因此，排采需求貫穿整個生產階段。由于排液量變化大，不同開采階段缺乏對應的合理排采方式，彭水頁巖氣的排液效率較低。為了確
摘要：彭水區塊屬于常壓頁巖氣藏，壓裂投產后無法自噴。在正常生產中也有地層水產出，由于地層能量不足、產氣量低無法攜液生產，因此，排采需求貫穿整個生產階段。由于排液量變化大，不同開采階段缺乏對應的合理排采方式，彭水頁巖氣的排液效率較低。為了確定適合彭水區塊的高效排采方式，針對區塊的排液特點，從經濟和技術角度綜合評價、優選了電潛泵+氣舉復合排采、同心管(小直徑管)排采、自產氣壓縮機氣舉排采、外輸氣氣舉排采方式，形成了一套適合彭水區塊常壓頁巖氣的排采技術，氣舉排液的返排率達到72%，對提高彭水頁巖氣的開發效益具有一定的指導意義。
關鍵詞：彭水區塊;常壓頁巖氣;排液采氣;方法優選;高效開發
地質論文投稿刊物：《地質科學》(季刊)1958年創刊，為專業學術性刊物�！兜刭|科學》力求及時快捷地反映地質學領域內具有較高水平的新理論、新成果、新發現、新方法、新進展，特別關注構造地質學、構造物理、地層與古生物、石油地質、巖石礦物礦床、地球化學、地質年代學等方面的最新理論、野外和誓言成果，支持多學科交叉研究成果。讀者對象為地質科學教學和科研人員。
彭水頁巖氣藏地層壓力系數較低，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，區塊試采井全部采用壓裂投產。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。在正常生產中也有地層水持續產出，由于產氣量較低，無法攜液生產，井底積液導致產能進一步下降，需要采用人工舉升方式進行排液生產。彭水頁巖氣具有以下排液特點：投產初期，需要快速大量返排壓裂液;生產后期排液量低，返排液含泥質、粉砂、固相顆粒等;目前主要采用的電泵排液維護作業成本高。頁巖氣井常見的排水采氣工藝有：優選管柱、氣舉、泡排、柱塞氣舉、電潛泵、射流泵、機抽。
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，設計了單墊圈柱塞，現場應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用了環空注入泡排+氣舉的排采方式，達到了有效增產的目的[2];Bakken頁巖氣井在生產中應用了射流泵+氣舉進行排采[3]。在國內，針對頁巖氣井生產中后期帶液困難的問題，長寧頁巖氣藏優選了由多種甜菜堿兩性離子表面活性劑復配而成的起泡劑CT5-7CΙ，具有發泡力強、穩泡性好、抗礦化度的特點，現場應用2口井，具有較好的排采效果[4]。
川東南地區針對頁巖氣井開采后期的特點進一步優化排水采氣工藝技術，在LY-X氣井實驗應用了連續油管液氮正舉的排采工藝，氣井順利復產[5]。由于彭水頁巖氣的排液特點，這些方法都不能適應氣井的完整生產階段，需要作業更換排液管柱，導致地層傷害。為避免頻繁更換管柱，在頁巖氣排水采氣工藝的研究基礎之上，針對現場的實際情況研究設計了多種高效排液管柱，延長管柱的應用周期。
1彭水地區頁巖氣排采工藝分析
彭水區塊的地層壓力變化可分為快速遞減期、平穩下降期、緩慢衰退期三個階段。在快速遞減期(0~120d)地層壓力系數從1下降至0.6;平穩下降期(120~400d)由0.6下降至0.4;緩慢衰退期(400d以上)小于0.4。彭水頁巖氣的返排液主要為壓裂液和原始頁巖水。在生產初期壓裂液迅速排出，返排難度小，產液量高(>50m3/d)，返排率最高達到108%，分析返排液中含有地層產出水;生產中期返排難度較小，液量穩定(20~50m3/d);生產后期需克服頁巖吸附力返排滯留在微孔隙的殘余水，產液量低(<20m3/d)，返排難度大。
彭水常壓頁巖氣在生產中產量遞減較快，要求頁巖氣排采工藝有效地適應氣井的低產量和高產量;日排液量幅度較廣，從投產初期的50m3/d以上到生產后期20m3/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、自噴井管柱優化、連續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，先后進行了連續/間歇氣舉、自產氣壓縮機氣舉、射流泵舉升等試驗。
1.1電潛泵排液
從投產初期到生產末期，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壓差、提高產氣量、低液量排液，但下深加大也導致了地層出砂、電泵過載而損害設備性能。針對出砂問題，現場采用的沉砂筒、濾砂管起到一定防砂作用，但產出液中的泥質無有效預防措施。且根據現場生產情況及數值模擬情況，該工藝無法滿足10m3/d以下的低排液需要，更適用于投產初期快速排液。
1.2自產氣氣舉排液
2015年9月5日，PY3井實施自產氣氣舉排液。利用PY1、PY2井產出的天然氣，通過氣體壓縮機從套管注入高壓氣體，吸入壓力恒定在0.1MPa，氣量300m3/h，套壓在氣舉施工期間穩定在7.5~7.8MPa，實施后增氣0.3×104m3/d，增液3m3/d。從生產曲線中可以看出，間歇氣舉效果明顯，但產氣量低，氣舉有效持續時間短，與注氣量不足，排液不徹底有關。
1.3射流泵排液
在PY1井開展了射流泵排液試驗。射流泵頻率39.0~40.5Hz，泵壓23.0~23.8MPa，注水量30.48~139.68m3/d，施工中排液量0.1m3/h，井底積液無法排除，試驗失敗。從分析結果來看，該排液方式不適合彭水區塊的低液量氣井。
1.4套管排液和連續油管排液效果模擬分析
分別對外徑139.7mm套管環空(內徑121.36mm，油管外徑73mm)和內徑32mm、38mm連續油管采氣方式進行了攜液能力預測。從最小攜液氣量的模擬分析看，套管帶液能力弱、穩定帶液氣量要求高，只適用于高壓、高產井，不能作為常規排采工藝應用。連續油管排液時在同等壓力條件下僅需較小的產量就能攜液，因此，能夠延長低壓、低產井的自噴攜液期，但用于高產氣井時由于管徑較小會對產量產生限制，更適用于開發中后期的低壓低產井。
根據分析，彭水區塊目前的排采工藝較為單一，未系統考慮不同開發階段排采需求，無法同時滿足初期大排量返排和后期小排量穩定排采的要求，導致開發后期需作業更換管柱，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考慮不同開發階段排液特點和地面條件，盡量采用一種排采方式貫穿整個開發過程，降低作業中壓井對儲層的傷害。
2排采工藝優選與管柱優化設計
現場常用的排采方式有氣舉、泡排、柱塞氣舉、電潛泵、射流泵、機抽等[6-7]，針對彭水區塊的排液特點開展技術適應性分析，考慮定向井、高氣液比、地面管網和投資成本等因素的影響，機抽、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]。從擴大工藝適用范圍、提高排采效果考慮，可采用電潛泵—氣舉等復合工藝。從經濟性和較長的適用周期出發，根據管柱結構和動力源，優選設計了電潛泵+氣舉、外輸氣氣舉、自產氣增壓機氣舉、同心管(小直徑管)氣舉4種排采工藝作為不同開發階段的排采方式。
2.1排采工藝優選
2.1.1電潛泵+氣舉復合排采方式
針對電潛泵單一排采存在的問題及局限性，復合氣舉工藝，拓展工藝的應用范圍。投產初期采用電潛泵或電潛泵+氣舉大液量高效排液;生產后期單一電潛泵無法滿足低液量排液需要時，及時轉換氣舉排采方式，氣源可選擇膜制氮氣或天然氣源[9]。該工藝提高了頁巖氣井返排效果，縮短了排液周期，適用于不同開發階段。
2.1.2同心管(小直徑管)排采方式
在原有生產管柱的基礎上，生產末期的低壓、低產氣井直接下入小直徑氣舉管柱(或連續油管)作為速度管柱[10-12]，無需作業，能夠滿足頁巖氣井開發后期產量最大化和穩定帶液要求，延長氣井穩產期。
2.2管柱優化設計
2.2.1同心管/小直徑管尺寸確定
綜合考慮產能、攜液和減少換管作業次數等因素，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油管、小直徑油管等。其中連續油管規格多、無接箍，適用于ϕ50.3mm、ϕ62mm、ϕ76mm油管，但成本較高，無法安裝氣舉閥，只能籠統注氣;小直徑油管價格適中，但有接箍限制，加入小直徑氣舉閥后只能適用于內徑76mm油管。3實例應用現場在LY1、PY3、PY4井實驗應用開式氣舉管柱、橇裝膜制氮設備實施氣舉排液采氣。
平均單井排液時間132h，注氮氣10.9×104m3/d，排液233.06m3，均誘噴復產成功，平均單井增氣1.9×104m3/d。LY1井2015年投產，生產層井深2894~2951m，放噴生產，2016年1月關井測壓后產氣量由4×104m3/d下降至1.5×104m3/d，產液量由40m3/d下降至20m3/d，采取氣舉排液，產氣量恢復至2×104m3/d。PY3井2013年投產，生產層井深2753~2780m，氣舉前自噴生產，產氣量8500m3/d，產液量15m3/d，2015年12月氣舉排液后，產氣量恢復至2×104m3/d以上，產液量18m3/d，效果明顯。現場的成功試驗應用說明氣舉閥排液技術能有效排出井筒積液，實現氣井復產，驗證了彭水區塊氣舉排采方式的可行性。
3認識與結論
1)電潛泵排采工藝適用于投產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后期低產、低液量頁巖氣井。
2)彭水區塊常壓頁巖氣藏產量遞減快，排液量變化幅度廣，排采工藝的選擇應系統考慮排液效率和較長的適用周期，降低作業成本。
3)復合氣舉排液采氣管柱排液范圍廣、效率高，具有較強的經濟性和適應性，能夠滿足彭水頁巖氣不同生產階段、不同液量和氣量條件下的排液需求。
參考文獻
[1]KRAVITSMS,FREARRM,BORDWELLD.AnalysisofplungerliftapplicationsintheMarcellusShale[C]//paperSPE-147225-MSpresentedattheSPEAnnualTechnicalConferenceandExhibition,30October-2November2011,Denver,Colorado,USA.
[2]CARPENTERC.FoamertechnologyoptimizesartificialliftintheAllianceShaleGasField[J].JournalofPetroleumTechnology,2013,65(7)：98-101.
轉載請注明來自發表學術論文網：http://www.cnzjbx.cn/nylw/22262.html
