涪陵页岩气田气井生产阶段划分及动态特征描述

沈金才 董长新 常 振

1.中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 2.中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院

0 引言

页岩气井的动态分析离不开生产阶段划分及动态特征描述[1]，众多学者对页岩气井生产阶段的研究主要从渗流力学角度建立了页岩气解吸、非稳态扩散、基质-裂缝耦合流动数学模型来研究其微观流动[2-3]。李继庆等[4]认为页岩气井生产时可能存在裂缝线性流、双线性流、基质线性流、拟径向流4个流动阶段，采用生产数据在规整化产量和规整化时间图板上根据斜率识别，但是页岩气井实际生产过程中长期处于不稳定线性流阶段，很难准确判断当前生产阶段。因此有必要从矿场角度直观开展页岩气井生产阶段划分研究，确定分阶段动态描述内容，建立统一可对比动态描述指标。笔者在常规气井生产阶段划分的基础上，结合涪陵页岩气田300余口生产井实际生产数据，根据产量和压力递减特征[5-7]，将页岩气井生产过程划分为“两大三小”生产阶段，并确定每个阶段动态描述主要内容，实现了页岩气井宏观生产阶段划分和动态描述的统一性，能更好地分析不同生产阶段页岩气井的生产动态，针对性制定措施方案。

1 生产阶段划分

与常规砂岩和碳酸盐岩储层相比页岩储层的特殊性体现在3个方面：①页岩气储层未压裂改造无自然产能[8-9]，需经过压裂后才有工业产量；②气井压裂改造的复杂度和体积大小决定产能和可采储量的高低；③压裂改造形成的缝网边界即为流动边界、生产波及边界。在生产阶段，为降低储层应力敏感造成地层能量的损耗，进而获得最大的技术可采储量[10]，涪陵页岩气田气井按照页岩气井动态合理配产方法指导生产，采用定产控压生产方式和与产能相匹配的合理生产制度[11]；根据产量和压力递减特征，将生产过程划分为“两大三小”生产阶段：定产降压阶段和定压递减阶段，其中定压递减阶段又细分为连续自然递减生产阶段、间歇生产阶段、排采工艺或增压开采辅助生产阶段(图1、图2)。

图1 涪陵页岩气井生产模型示意图

图2 焦页1HF井生产曲线

1.1 稳产降压阶段

按页岩气合理配产方法[11]确定气井合理产能，按照此合理产能稳定生产，生产压力递减至接近外输压力（外输压力即管压，稳产期结束时生产压力与外输压力的差值取决于气井井口至外输管道之间的管损压力）后转入产量递减阶段，稳产降压阶段也定义为稳产期，此阶段是消耗地层能量实现产量的稳定。

1.2 定压递减阶段

稳产期结束后，生产压力已递减至接近外输压力，无进一步下降空间，随着地层压力进一步降低，气井生产压差即地层压力与井底流压的差值逐渐降低，气井产量下降，气井进入产量递减阶段；当气井产量高于连续携液流量前为产量递减连续阶段，当产量低于连续携液流量但高于临界携液流量时气井不能连续生产，需要间歇关井恢复压力实现周期性排液生产，当间开的生产时率低于50%或产量进一步降低至临界携液流量后水淹关井，只能借助排水采气工艺或增压开采工艺进一步降低生产压差维持生产。

1.2.1 连续生产阶段

气井进入产量递减阶段，当产量高于连续携液流量前为产量连续递减阶段，此阶段生产时间的长短决定于气井稳产期结束时产量、产量递减率、连续携液流量的高低。稳产期结束时产量越高、产量递减率越低、连续携液流量越低时，气井产量递减期连续生产时间越长。

当产气低于连续携液流量但高于临界携液流量时气井不能连续生产，需要间歇关井恢复压力实现周期性排液生产，即为气井间歇生产阶段。此阶段生产时间的长短决定于气井产量递减率、水气比、地层压力恢复速度的大小。产量递减率越低、水气比越低、地层压力恢复速度越快时，气井间歇生产时间越长，通常当间歇生产日均产气量低于理论预测气量的50%后，间歇效率较低，需要采取措施工艺维持生产。

1.2.3 排采工艺或增压开采辅助生产阶段

当间开的生产时率低于50%或产量进一步降低至临界携液流量后被迫水淹关井，只能借助排水采气工艺或增压开采工艺进一步降低生产压差维持生产。此阶段的生产效果由排采工艺的有效性决定，因页岩气井产量递减较快，单位压降产量有限，水气比小于5 m3/104m3的气井推荐优先采用增压开采辅助生产，后期采用增压开采+泡排的复合工艺；水气比大于等于5 m3/104m3的气井采用泵排系列工艺。

2 生产动态特征描述内容

2.1 定产降压阶段

定产降压阶段主要描述分区压力和弹性产率随累产递减规律，确定各累产阶段下压力保持水平和弹性产率，稳产时间，稳产期累产。

2.1.1 压力保持水平

稳产期压力保持水平分为井底静压、井底流压、井口油压，3个压力参数是相互依存的关系，在某个累产阶段，井筒连续携液下，井底静压、井底流压、井口油压变化规律一致，只是大小的差异。但是3个参数获取的难度、频次具有较大差异，静压需要关井测试，周期长，生产时率影响较大；井底流压需下井下压力计测试，频次受限，费用高；井口油压可实现实时连续录取。因此我们在研究规律变化时选取分区产气、产水平稳、井筒携液较好无积液气井，用井口油压研究其变化规律和递减特征，进而可以扩展至井底流压和静压的应用。以涪陵页岩气田焦石坝区块为例，页岩气井稳产期压力递减呈现分区和分阶段先快后慢的趋势递减，累产气量2 000×104m3时：主体区压力保持水平17.01 MPa，压力下降45%；西区压力保持水平18.41 MPa，压力下降44%；东区压力保持水平11.89 MPa，压力下降57%；西南区压力保持水平4.99 MPa，压力下降 83%(图3)。

图3 涪陵页岩气田焦石坝区块分区稳产期压力保持水平图（井口压力）

2.1.2 弹性产率

弹性产率也叫单位压降产气量，即气井视地层压力每下降1 MPa的采出气量，焦石坝区块页岩气藏改造后是典型的异常高压气藏，在定产降压阶段使用弹性产率指标描述其递减特征。

寿司老吓唬我，虽然我已经习惯了，但还是时常被它的样子吓到。每次我去看它，它几乎都在睡觉，并且睡觉的姿势丑极了—它动不动就像蝙蝠滑翔一样前脚、后脚全张开仰躺在地上，老妈和伯伯见了都以为它死了。有时候它睡着了，全身还一抽一抽的，脚动不动抖一下，像抽筋，快不行了一样，把我吓坏了。在我被吓的时候，鹩哥的笼子臭了，乌龟的水也绿了……

在计算弹性产率时，地层静压测试难度较大，稳产期内气井满足携液状态时，可用实测井底流压或用井口油压推算的井底流压研究变化规律，以涪陵页岩气田焦石坝区块为例，页岩气井单位压降产量随累产呈现分区分阶段的先快后慢趋势增加，累产气量2 000×104m3时：主体区192×104m3/MPa，东区 170×104m3/MPa，西区 142×104m3/MPa，西南区78×104m3/MPa(图4)。

图4 涪陵页岩气田焦石坝区块分区稳产期单位压降产量图（井口压力）

2.1.3 稳产时间和稳产期累产

给定相同的稳产期结束条件，对比稳产时间和稳产期累产大小可以较好描述开发效果的差异，以涪陵页岩气田焦石坝区块为例，给定稳产期结束条件为产量6×104m3/d，井口压力为6 MPa（接近外输压力），气井从投产至稳产期结束的生产时间确定为稳产时间，焦石坝区块分区气井稳产时间存在较大差异，主体区2.4年，东区2.0年，西区2.0年，西南区0.7年；稳产期累产与稳产时间存在较好的对应关系，主体区9 200×104m3，东区5 812×104m3，西区6 009×104m3，西南区 1 584×104m3(图5、图6)。

图5 涪陵页岩气田焦石坝区块分区稳产期时间柱状图

图6 涪陵页岩气田焦石坝区块分区稳产期累产气量柱状图

2.2 定压递减阶段

2.2.1 连续生产阶段

连续自然递减生产阶段主要描述递减类型、随时间或者累产的递减率、连续自然递减生产阶段累计时间。进入产量递减阶段后采用Arps递减分析方法，用指数递减、双曲递减、调和递减3种类型拟合，确定最大相关系数的初始递减率、递减指数，随时间的递减率，判断产量递减至连续携液流量的时间。

涪陵页岩气田焦石坝区块递减特征明显的179口井，递减类型均符合广义双曲递减或调和递减类型，第1年的平均年对年递减率为38.4%～47.4%，平均40.6%。第一年年末对年初递减率为58.5%～66.8%，平均为60.4%(表1)。

表1 涪陵页岩气田焦石坝区块产量递减率统计表

通过文献调研可知，北美各页岩气区块以放大压差或高配生产方式为主，产量递减类型为双曲或调和递减，递减指数0.9～1.6，初始递减率：58%～79%，平均70%，递减末期转换为指数递减，最小递减率3%～10%，与涪陵页岩气田进入产量递减阶段递减特征基本一致(表2)。

表2 北美七大页岩气产区递减参数对比表

2.2.2 间歇生产阶段

间歇生产阶段主要描述间开周期平均产量递减率、间歇生产效率、间歇开采有效期。进入间歇生产阶段后采用不稳定产量分析方法（即RTA方法），拟合气井阶段日均产量递减规律，确定平均产量递减率[12-14]，用间开阶段日均产气量与RTA理论预测值比值评价气井的间歇生产效率，气井产量低于临界携液流量确定分区气井的间歇开采有效期（图7）。

图7 焦页1HF井间歇生产阶段日产气量与RTA预测日产量

间歇生产阶段间开制度研究包括关井时机、关井周期、开井时机、开井方式、开井产量等。

涪陵页岩气田焦石坝区块间开特征明显的85口井，间开阶段月均日产气量递减类型符合对数递减模型，第一年年末对年初递减率为43%～50%，平均为47%（表3）。间开阶段日均产气量与RTA预测理论日产气量比值评价间开气井生产效率，焦石坝区块气井间开初期生产效率64%～89%，平均75%。随着间开轮数增加，间歇生产气井生产效率逐渐降低，当气井生产效率低于50%时，气井需要长时间关井（往往关井时间大于15 d以上）压力恢复后气井开井初期产量才能达到临界携液流量，此时井筒积液只能部分被带出，气井受井筒积液影响较大，通过间开生产已基本失去效果，因此确定气井间开生产效率等于50%时的节点为气井的间开有效期，焦石坝区块气井间歇开采有效期1.0～3.6年，平均2.2年（表3、图8）。

表3 涪陵页岩气田焦石坝区块间开情况统计表

图8 涪陵页岩气田焦石坝区块间开井产量

2.2.3 排采工艺或增压开采辅助生产阶段

排采工艺或增压开采辅助生产阶段主要描述介入排采或增压工艺的时机、措施增气量、措施后产量递减率。气井进入间歇生产阶段，产量低于连续携液流量并高于临界携液流量前为排采工艺或增压开采措施的最佳时机[15-17]。

增压开采通过降低井底流压、增加气井生产压差提高了气井生产能力，气井产量上升，需要计算措施增量；增压开采辅助生产阶段需要描述井口油压变化、产气量变化、产水变化、压缩机的吸气压力等参数。焦石坝区块增压递减特征明显的46口井，增压开采措施增气量1.2～2.7×104m3/d，平均1.98×104m3/d，第一年年末对年初递减率为38%～62%，平均为50%（表4）。

表4 涪陵页岩气田焦石坝区块增压情况统计表

排采工艺（包括邻井气举、车载式压缩机气举、柱塞、泡排、泵排等）通过解决井筒积液对气井生产的影响，实现气井连续生产[18]。排采工艺措施后气井实际产量曲线接近RTA预测的理论曲线递减，排采工艺辅助生产阶段描述气井措施产量、研究措施适应性、措施阶段产量递减规律。

3 结论

1）涪陵页岩气田气井在采用动态合理配产生产条件下，根据产量和压力递减特征，将生产过程划分两大三小生产阶段：定产降压阶段和定压递减阶段，其中定压递减阶段又细分为连续自然递减生产阶段、间歇生产阶段、排采工艺或增压开采辅助生产阶段。

2）定产降压阶段主要描述分区压力随累产递减规律，以确定各累产阶段下压力保持值和递减幅度，还需描述稳产时间和相同稳产时间内压力递减规律及相同稳产时刻下压力保持水平和递减幅度。连续自然递减生产阶段主要描述递减类型、随时间或者累产的递减率、连续自然递减生产阶段累计时间。间歇生产阶段主要描述间开周期平均产量递减率、间歇生产效率、间歇开采有效期。排采工艺或增压开采辅助生产阶段主要描述介入排采或增压工艺的时机、措施增气量、措施后产量递减率。

3）目前国内开发的页岩气区块尚未出现完全衰竭的气井，后期是否会出现靠吸附气贡献为主导的长期低压低产稳定生产阶段，需根据矿场实际不断完善页岩气井后期生产阶段划分和动态描述内容。