四川盆地长宁页岩气井生产特征及开采方式

商绍芬 严 鸿 吴 建 蒋骏飞

中国石油西南油气田分公司蜀南气矿

1 概况

1.1 气藏概况

长宁页岩气田五峰组—龙一1亚段储层厚度变化较小，在22 m～40 m之间变化，大部分地区厚度大于30 m，脆性矿物65%～75%之间，有机质组分为Ⅰ型干酪根，热成熟度（Ro）一般在2.5%以上，有机碳含量3%～5%，单井TOC为3.2%～ 4.3%，孔隙度4%～7%、基质渗透率平均值为1.02×10－4mD、甲烷97%以上、不含硫化氢、CO2含量在0.22%～0.59%、干燥系数（）为 134.65～282.98、地层压力 18.41 MPa～ 61.02 MPa，地层压力系数1.2～2.03、地层温度87 ℃～110.6℃、含气量 3.5 ～ 7 m3/t，吸附气量 2 ～ 3.5 m3/t，储层含气饱和度55%～65%。长宁地区页岩物质基础良好，储层品质优，保存条件好，可压性好，目前已进入规模化上产阶段，展现了长宁地区页岩气气藏良好的勘探开发前景[6,9]。

1.2 气井概况

自2012年7月长宁页岩气宁201-H1第一量口水平井投产，已经投产井71口井，区域日产气达到 450×104m3/d，截至 2017 年 12 月底累计产气31.49×108m3，累计排液81.70×104m3（图1）。

长宁地区页岩气井投产前返排率低，面临投产后仍需排液与产量持续递减的问题；投产后产量压力递减快，气井中后期低压和积液是制约生产的因素。笔者通过对长宁地区页岩气井生产动态特征和实施工艺措施效果的综合分析，总结了长宁地区页岩气井的开采方式，提出了页岩气井实施工艺的技术思路。

2 页岩气井生产特征

2.1 页岩气井返排过程存在产液（气）量上升、下降的阶段性特征

从生产角度分析，采气曲线可以划分为五个阶段，分别为阶段①：产液量上升、只产液不产气；阶段②：产液量快速上升并达到最高，产气量上升；阶段③：产液量快速下降、产气量快速上升并达到最高；阶段④：产液量缓慢下降、产气量快速下降；阶段⑤：低压小产阶段。阶段①～③主要出现在测试阶段，阶段④和⑤主要出现在生产阶段（图2）。

图1 长宁页岩气田宁201井区采气综合曲线图

2.2 井口压力下降快，气井产能差异比较大，递减率大并呈正态分布

长宁页岩气田宁201井区投产水平井初期井口压力 15 MPa ～ 40 MPa，平均 28.2 MPa，大多以不限产方式生产，投产后产量压力均递减比较快，约150天降到10 MPa以下，半年后平输压5.00 MPa生产（图3）。投产1.5年后压力产量下降大于75%，气井1.5年后自喷能力弱，需要工艺措施维持气井的间隙生产。

气井产能差异比较大，递减率相差大并呈正态分布，递减率呈逐年降低趋势。以不限产的方式生产，气井无稳产期，投产即递减，相对时间计算39口井第一年产气量递减率65.03%，23口井第二年递减率33.81%（图4）。

2.3 页岩储层特殊性增加了液体返排难度

长宁地区页岩气井水平井经过压裂返排测试后，试油过程一般返排率在10%左右，页岩储层特殊性增加了液体返排难度[1-2,4-5,8]。

2.3.1 超低含水饱和度

超低含水饱和度现象越严重的储层，原始含水饱和度越低，其渗吸量更大，引起储层含水饱和度增量高，渗吸置换到裂缝中的气体更多，初期开井产气量与累积产气量都更高，而返排率则更低。

2.3.2 毛细管力巨大

页岩等致密储层的孔喉半径属于微纳米尺度，由于气水界面张力产生的毛细管力巨大，部分页岩毛管力最高甚至超过50 MPa，高毛细管力储层，渗吸作用强，置换出了更多的游离气到裂缝，而开井的初始产气量主要来自裂缝，但是渗吸到储层深处的压裂液在后期生产过程中会阻碍气体的流动，导致后期的产量低，并最终导致高毛细管力下的累产气量低。

图2 长宁H-X井排液采气阶段划分示意图

图3 宁201井区投产井压力变化曲线

2.3.3 页岩的自吸水化特征

在压裂过程中，微裂纹尖端的应力增加，颗粒受到拉伸应力，产生新的微裂纹和较大裂缝的扩展，从而产生宏观破坏。因此，由于毛细管力控制的自吸作用，水在主裂缝的带动下被推进至远井区域，裂缝网络越复杂、压裂规模越大、水残存在地层中的时间越长，返排的难度越大，返排率越低。

一口页岩气井在压裂以后，大量的压裂液将永久性的赋存于储层中并与之接触，储层的性质将直接影响到压裂液在储层中的赋存、运移、进而影响压裂液的返排率与气井的产能。压力施工参数对返排也有重要影响，气井返排率受影响因素多，不能一味强调返排率。

2.4 气井生产中后期，积液和停喷需要工艺措施维持生产

长宁地区页岩气井投产初期大部分未下入油管，失去自喷能力后，低压和积液是制约页岩气井后期生产的主要因素，后期工艺措施和时机的选择对气井生产影响较大。已实施的带压下油管、泡沫、气举、柱塞和增压工艺都取得了不同的增产效果。

2.4.1 油管有助于气井带液，下油管气井稳产能力强

长宁H3平台上半支的3口井投产前就下油管，投产6个月后在气产量较低的情况下，水气比大于6 m3/104m3，产气量递减率也相对较低，第一年仅为20.03%；长宁H3平台下半支3口套管生产井投产1个月后，水气比下降到4 m3/104m3以下，第一年产出气递减率达到84.56%（图5）。气田其他页岩气井在投产后不同时期下入油管，日产气、日产液明显增加，产量递减率下降，产气量相对更趋稳定。

2.4.2 实施泡沫排水采气工艺，效果显著

通过水质分析，H3平台产出液总矿化度为52.944 g/L，水型为CaCl2型。采用 CT5-7C1起泡剂和配套的CT5-10消泡剂，对长宁H3-1等井加泡带液，排液效果明显，增产气量0.49×104m3/d，增产26.9%，泡排后日产液量由5.25 m3上升到11.39 m3，增加117%（ 图6）。试验表明，泡沫排水采气工艺需连续加注，生产更稳定。

2.4.3 气举和连续小油管气举恢复了积液和停喷井的产能

未下油管还有一定产能的气井，连续小油管气举可以实现气井的快速复活。长宁H2-1井失去自喷生产能力后，采取连续小油管气举排液后，10个小时快速复活，第1天日产水31 m3，日产气5.2×104m3，但自喷持续时间短。

图4 宁201井区递减率分析曲线图

图5 长宁H3平台油管生产对比曲线图

对已下油管气井采取在平台之间轮换间隙气举，气井生产相对稳定。

2.4.4 柱塞工艺试验效果好，保持了气井的较长时间稳产

长宁H2-4井在先后实施下油管和气举后，由于页岩气渗流的特殊性，仅在一定时间内维持了气井的正常生产，之后该井实施柱塞工艺配合薄膜阀自动控制开关井，气井生产相对更稳定，还能更好地适应自动控制生产管理。

2.4.5 增压提高了单井产量

页岩气井后期低压是制约生产的一个主要因素，未限产的页岩气井投产初期压力产量递减快，4.5 MPa～5.5 MPa的较高输压对后期低压小产积液井影响较大。已投产4年的H2平台如果不增压，依靠其他工艺，气井仍然无法生产。长宁地区页岩气井以单井增压、平台增压、区域增压和集中增压的方式对29口生产井实施增压，日产气提高了10%以上。

3 页岩气井的开采方式

无油管的套管生产方式，由于介质对套管的腐蚀、磨损等原因，会对套管造成严重的腐蚀和磨蚀，因此套管在采气生产时就具有一定的缺陷。

美国的页岩气井通常采用不限产的生产方式，该生产方式在生产初期产量递减很快，不利于油气田平稳开发及平稳供气[3-7]。

3.1 页岩气井投产初期采取控压开采为主的生产方式

长宁地区页岩气田宁203井岩心脉冲渗透率随深度变化实验表明，岩心渗透率在纵向上非均质性强，且与储层裂缝发育存在对应关系。在深度 2305.71 m ～ 2 358.68 m 实验段中，在深度2308.73 m ～ 2 313.05 m 和 2 354.02 m ～ 2 355.45 m岩心渗透率高，致密缝发育，其他井段属于致密有缝、致密微缝、致密无明显缝和致密无缝。

图6 长宁H3-1采气综合曲线图

岩心渗透率越高，裂缝越多，应力敏感越强。裂缝随着有效应力的增大而闭合，对于低渗透气藏产能影响很大，实验结果推断有效应力上升到10 MPa时，渗透率降低到原有的15%～36%；有效应力上升到15 MPa时，渗透率降到0.01 mD左右。

长宁地区水平井初期配产考虑井筒周围压降的幅度，以降低或者减缓应力敏感效应。临界冲蚀流量、井筒压降损失、系统理论最大产气量及水合物防治也是投产初期需要考虑的问题。

3.2 针对页岩气井后期低压和积液，采取工艺开采为主的生产方式

长宁地区页岩气井在投产初期大多采用套管作为生产管柱，中期在生产压力接近输压和低于临界携液流量期间，通过带压下油管作业下入油管生产，采取泡排、气举和柱塞的人工举升工艺措施，后期通过实施增压，实现了气井的正常生产。

3.2.1 下油管时机和深度

在气井产气量接近临界携液流量或井口压力接近输压，会出现自喷带液困难[10-11]，产水量减少，生产波动大等情况，因此可择机下入油管进行生产。套压不低于10 MPa或气井生产7～9个月套压波动较大时下入油管进行生产。投产后下油管时间提前，气井稳定效果更好。长宁地区页岩气井约50井次测试数据表明绝大多数井直井段以上未积液（仅2口井测试段有积液），但从生产曲线来看，井筒存在积液，表明积液主要在造斜点以下，即弯曲段和水平段。故排液采气措施应将油管至少下至弯曲井段，上翘型水平井下至A点即可。

3.2.2 柱塞举升和泡排工艺

在油压高于输压2 MPa之前或套压与油压差大于3 MPa之前、气井尚具有连续自喷能力时，优先采用柱塞气举和泡排工艺。

柱塞举升工艺选取原则：①日产液＜30 m3，②生产气液比≥ 500 m3/m3/1 000 m，③关井套压≥1.2倍输压，④井下管柱及井口装置保持通径，⑤井深＜ 5 000 m，⑥井斜≤ 70°。

泡排工艺选取原则：①连续油管生产井、出砂井及井下情况复杂井；②已下油管且油套连通的气井；③套压出现周期性波动，并伴随气液产量周期性波动；④在油压高于输压2 MPa之前或套—油压差大于3 MPa时、尚具有连续自喷能力气井。

3.2.3 气举排液工艺

对于水淹井，通过临时气举诱喷排液可以有效复活气井。在低压低产的页岩气平台内对气井轮换气举，是助排维持正常生产的有效手段。

3.2.4 增压是页岩气井中后期生产的必需工艺

气井油压接近输压、气井不能稳定连续带液生产时，实施增压工艺。对不同时期投产的页岩气井，视情况选择平台增压、区域增压和集中增压，是实现页岩气后期开采的必不可少的工艺。

4 结论

1）长宁地区页岩气井返排过程存在阶段性特征,投产初期产量、压力递减快，无稳产期，建议初期以控压开采为主的方式生产，降低或减缓应力敏感效应，延缓产量递减。

2）页岩气井储层的特殊性增加了压裂液返排难度，低压和积液是制约后期生产的主要因素。已实施带压下油管、泡排、气举、柱塞和增压工艺，气井生产相对稳定，探索形成了页岩气井工艺排液应用条件和工艺措施类型。

3）针对页岩气井后期低压和积液，通过人工助排，采取工艺开采为主的方式生产。在生产压力接近输压或低于临界携液流量期间，择机采取下小油管、泡排、气举、柱塞举升和增压等工艺措施为主的方式生产。

通过对长宁地区页岩气井开采动态规律的认识，对下步页岩气井开发生产具有一定的指导作用。