川南页岩气井控压生产制度优化方法研究

＊王广东

（中油国际（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司 北京 100028）

1.前言

页岩气作为非常规天然气资源的类型之一，近年来得到了快速的发展[1-2]。由于页岩储层裂缝网络-基质具有强应力敏感特征，对页岩气井产量影响较大[3]，因此，页岩气井生产制度是提高EUR和采出程度的关键因素。近年来随着页岩气等非常规资源的大规模开发，实际生产过程中出现了越来越多井产能陡降的现象[4-5]。

页岩气开发实践表明，控压限产可以有效提高单井最终累积产量（EUR）。相比于北美的Barnett、Marcellus等页岩气藏，Haynesville页岩由于地层压力较高、应力敏感性显著，大量开发经验也证明了控压生产较放压生产可普遍提高28%的单井EUR[6-8]。2005年以来，北美Marcellus和Barnett页岩气井采用放压或大压差的生产制度，而Haynesville页岩气田由于地层压力较高以及考虑储层强应力敏感性的影响，气井采用控压限产的生产制度进行生产[9]。

国内长宁—威远、昭通等页岩气示范区的地质条件与Haynesville相似，贾爱林等针对页岩气井在控压生产制度下的增产潜力进行了研究[10]。当气井采用放压方式进行生产时，生产压差较大，裂缝闭合现象严重，致使裂缝导流能力急剧降低至最小值；在控压生产制度下，气井生产压差逐渐增大至最高值，对裂缝导流能力的衰减起到了有效延缓作用，产气量表现出逐渐增大至峰值后再逐渐减小的变化趋势；在生产一段时间后控压生产制度下的气井产量将超过放压制度下的气井产量，如果能够制定出合理的控压生产制度，气井在生产过程中会出现明显的稳产期。

通过选取川南地区典型页岩气井进行生产动态定量化分析，并以此为基础优化生产制度、预测生产动态、量化不同生产制度对气井生产特征和EUR的影响。

2.典型气井生产制度优化

为了厘清生产制度对气井生产的影响以及控压生产制度的优势，本节通过调整3口典型井的生产制度，对比气井在不同生产制度下的EUR，量化生产制度对释放气井生产潜力以及提高EUR的作用。

(1)放压气井生产制度优化

对长宁H2-7井在3种不同优化路径下（如图1(a)所示）的生产动态进行预测，其中气井自投产之日起即采用控压生产，井口压力最终降至5.0MPa，预测结果如图1(b)所示。根据长宁H2-7井EUR的模拟计算结果（如表1所示）可知，优化路径2更加合理，气井控压幅度过大或过小均会对累积产气量产生影响，这是因为生产压差过大会导致有效应力对储层导流能力产生不可逆伤害，而生产压差过小则会抑制气井产能潜力的释放，两种情况均会导致EUR较低。

图1 长宁H2-7井不同优化路径下井底压力与累积产气量与时间对应关系

表1 长宁H2-7井累积产气量统计表

(2)放压与控压气井生产制度优化效果对比

①长宁H3-6井

长宁H3-6井采用放压生产方式，生产至470d时，其井底压力稳定在5.0MPa。因此，优化方案为从第471d起将其生产制度调整为控压生产，井底压力从5.0MPa按照3种不同的优化路径降至2.5MPa（如图2(a)所示），预测结果如图2(b)所示。长宁H3-6井的生产制度由放压变为控压，EUR从6632×104m3最高提升至9399×104m3，增幅为41.7%（如表2所示）。

表2 长宁H3-6井累积产气量统计表

图2 长宁H3-6井不同优化路径下井底压力与累积产气量与时间对应关系

此处需要注意的是优化路径3（压降速率最大、控压幅度最小）对应的气井EUR最大，分析认为此时储层中的有效应力相对较低，生产压差对产量的“促进”作用大于应力敏感所引起的“抑制”作用，提前放大压差致使气井的增产潜力得以释放，体现为气井EUR与生产压差成正相关关系。由此可见，控压生产的实质并非以单纯控制生产压差为目的，而是根据每口井的产量和井底压力的变化选择合适的压力调节路径，从而实现提高气井产量的效果。

②昭通YS108H6-3井

YS108H6-3井采用控压生产方式，显示出良好的生产规律，目前井底压力在2.5MPa左右。由于该井的井底压力从生产第500d（5.0MPa左右）至今下降速率相对平稳，因此有必要对比不同控压路径对气井产能的影响，本节针对YS108H6-3井采取以下3种优化方案进行动态预测（如图3所示）。

图3 YS108H6-3井不同优化路径下井底压力与累积产气量与时间对应关系

与长宁区块2口典型井的预测结果不同，昭通YS108H6-3井在优化路径1（压降速率最小、控压幅度最大）对应的气井EUR最高，为9954×104m3，增幅为20.1%（如表3所示）。此现象说明由于昭通区块一直采用控压生产，压降速率适中，生产制度合理，对储层渗透率提供了有效保护，因此在条件允许的情况下应尽可能维持平稳的压降速率，保护气井的增产潜能。

表3 YS108H6-3井累积产气量统计表

研究结果表明，不同气井所对应的最佳生产制度优化路径不同，在实际生产中应针对各井的具体情况进行分析，结合生产资料与模拟结果，通过选择适用于各井的最优井底压力（产量）调节路径，最终达到提高气井产量的目的。

(3)气井生产制度优化

为了研究气井增压后的生产规律以及评价增压效果，现将增压开发阶段生产动态特征分为两种情形。

第一种情形：气井压降速率发生显著变化。其特征为当井口压力接近输压时开始增压，增压后井口压力明显降低，日产气量明显上升，产量递减得到有效控制（以YS108H3-1井为例），如图4所示。

图4 YS108H3-1井生产曲线

第二种情形：气井压降速率未发生显著变化。其特征为增压时井口压力未达到输压，增压后压降速率没有明显改变，日产气量上升不明显（以YS108H4-1井为例），如图5所示。

图5 YS108H4-1井生产曲线

通过对两口气井增压前后生产规律的对比可知，当井口压力接近输压时进行增压效果最好，而当井口压力明显高于输压时增压的效果并不显著。

由于页岩储层的应力敏感性很强，不同增压时机压力的变化量不同，应力敏感系数不同，生产特征和最终EUR也不同。

从图6中可以看出，增压时间越晚，储层应力敏感对气井产量的影响越小，单井EUR越大。然而影响现场增压时机的因素较多（如修井、调节气井产量、集输管线的压力波动等），考虑外输产量的需求，现场通常在井口压力接近外输管线压力时就进行增压。

图6 预测三种情况下YS108H1-1井的日产气和累产气曲线

3.结论

对川南地区典型气井的生产特征进行了定量化分析，利用提出的新模型计算对比了各井在生产制度优化前后的产能差异，取得了以下认识：

（1）对于长宁区块，气井生产制度从放压调整为控压后EUR可至多提高40%，对于昭通区块，气井在控压生产的基础上按照最优产量路径进行优化后EUR可提高20%；

（2）不同气井所对应的最佳生产制度优化路径不同，在实际生产中应针对各井的具体情况进行分析，结合生产资料与模拟结果，通过选择适用于各井的最优井底压力（产量）调节路径使气井获得高产；

（3）对于进入低压生产阶段的气井，现场在井口压力接近外输压力时进行增压，日产量平均提高18%；理论分析表明，在考虑储层应力敏感的条件下，越晚增压，单井EUR提升越多，平均增幅为15.2%；

（4）基于川南页岩气井实例分析，总结得出了适用于该地区的页岩气井生产制度具体优化步骤。