房大志，馬偉竣，谷紅陶，盧 比，胡春鋒

（中國石化重慶頁巖氣有限公司，重慶 408400）

目前，中國頁巖氣開發(fā)主要集中在四川盆地及其周緣，目前累計提交探明儲量1.79×1012m3，發(fā)現(xiàn)了涪陵、長寧—威遠(yuǎn)、威榮、昭通等頁巖氣田。近年來，中國石化在四川盆地東南緣發(fā)現(xiàn)了南川、丁山、林灘場、武隆、彭水等頁巖氣藏有利目標(biāo)，資源量為1.6×1012m3。根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《天然氣藏分類標(biāo)準(zhǔn)：GB/T 26979—2011》，按照壓力系數(shù)可將頁巖氣藏劃分為低壓、常壓、高壓和超高壓4種類型，其中常壓氣藏壓力系數(shù)為0.9～1.3，高壓氣藏壓力系數(shù)為1.3～1.8。目前已成功開發(fā)的頁巖氣田主要為高壓及超高壓頁巖氣：中國石化涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊壓力系數(shù)為1.3～1.5[1]，威榮頁巖氣壓力系數(shù)為1.9～2.1[2]，中國石油長寧—威遠(yuǎn)頁巖氣壓力系數(shù)為1.2～2.4，昭通頁巖氣壓力系數(shù)為1.0～2.05[3]。但常壓頁巖氣獲得商業(yè)開發(fā)較少，僅在四川盆地東南緣南川區(qū)塊焦頁10 井、勝頁2 井等重點探井獲得了商業(yè)突破，落實頁巖氣探明儲量1 900×108m3，目前正進(jìn)行開發(fā)建產(chǎn)。

前人在高壓頁巖氣的合理開發(fā)方面開展了大量研究[4-8]。頁巖氣開發(fā)方式主要有3 種：一是大壓差生產(chǎn)，以北美Haynesville 等高壓—超高壓頁巖氣為代表；二是適當(dāng)控壓生產(chǎn)，以中國石化威遠(yuǎn)、昭通頁巖氣為代表；三是定產(chǎn)生產(chǎn)，以涪陵頁巖氣為代表。基于北美Haynesville 頁巖氣開發(fā)經(jīng)驗，認(rèn)識到開發(fā)初期采用大油嘴增大生產(chǎn)壓差會導(dǎo)致產(chǎn)量遞減過快[9]，采用適當(dāng)控制壓降的方法能提高單井最終采出量[10]。北美Haynesville 頁巖氣田于2010年開始采用控壓限產(chǎn)生產(chǎn)制度[11]，以壓力為主要參數(shù)，分三段式生產(chǎn)：投產(chǎn)初期采用套管生產(chǎn)，前20 d 井底流壓維持在35 MPa 以上；之后將日降壓力控制在0.3 MPa 以下，生產(chǎn)3 個月左右；壓力降低至10 MPa后，下入油管控壓生產(chǎn)。

借鑒北美相關(guān)礦場實踐，中國石油長寧—威遠(yuǎn)示范區(qū)在2016年陸續(xù)開展控壓限產(chǎn)先導(dǎo)試驗[12-13]。長寧頁巖氣田寧201 井區(qū)投產(chǎn)水平井初期平均井口壓力為28 MPa，投產(chǎn)后產(chǎn)量、壓力遞減較快，約150 d后降到10 MPa以下，平均日降壓力控制在0.2 MPa以內(nèi)，投產(chǎn)1.5 a 后，壓力產(chǎn)量下降75%，需要采取工藝措施維持氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)。中國石油昭通頁巖氣采取初期控壓生產(chǎn)，低壓下油管生產(chǎn)低于輸壓增壓生產(chǎn)的開采方式[14]。總體上，中國石油長寧—威遠(yuǎn)、昭通頁巖氣井生產(chǎn)表現(xiàn)為產(chǎn)量、壓力雙遞減的特征。涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊按照開發(fā)方案設(shè)計的單井產(chǎn)能采用定產(chǎn)生產(chǎn)[15]，一般按照定產(chǎn)6×104m3/d，穩(wěn)產(chǎn)期2～3 a，井口壓力與輸壓持平后定井口壓力生產(chǎn)，產(chǎn)氣量呈現(xiàn)出遞減特征[16]?？傮w上，焦石壩頁巖氣井生產(chǎn)階段劃分為穩(wěn)產(chǎn)降壓、定壓遞減、增壓開采3個階段。

南川區(qū)塊位于渝東南地區(qū)，構(gòu)造位置上處于四川盆地盆緣過渡帶，壓力系數(shù)1.0～1.3，為典型的盆緣過渡型常壓頁巖氣藏。南川區(qū)塊的構(gòu)造及儲層特點決定了其頁巖氣井的生產(chǎn)特征不同于涪陵、威遠(yuǎn)等高壓頁巖氣井，具體表現(xiàn)為：南川地區(qū)常壓頁巖氣井地層能量較低，投產(chǎn)后井口壓力低，且產(chǎn)液量大，具有氣液兩相生產(chǎn)特征，不適合采用北美、中國石油及涪陵等超壓頁巖氣的生產(chǎn)方式。以南川區(qū)塊平橋背斜南區(qū)頁巖氣井開發(fā)實際資料為基礎(chǔ)，綜合考慮“保壓+排液”，細(xì)分生產(chǎn)階段，優(yōu)選合理生產(chǎn)方式，確保實現(xiàn)氣井全生命周期的合理開采，以指導(dǎo)盆緣過渡型常壓頁巖氣勘探開發(fā)。

1 氣藏地質(zhì)及生產(chǎn)簡況

南川區(qū)塊勘探落實平橋背斜、東勝背斜、陽春溝背斜3 個頁巖氣有利目標(biāo)，目前頁巖氣開發(fā)主要集中在平橋背斜南區(qū)和東勝背斜。

平橋背斜為平橋西與平橋東2 號斷層夾持的北東向狹長斷背斜，構(gòu)造穩(wěn)定簡單。其頁巖氣開發(fā)層系為五峰—龍馬溪組深水陸棚相富有機質(zhì)泥頁巖，埋深2 500～3 800 m。龍馬溪組龍一段優(yōu)質(zhì)頁巖厚度30～35 m、有機碳3.6 %～4.2 %，孔隙度3.6 %～4.0%，測井解釋總含氣量4.4～6.0 m3/t，含氣飽和度64%～76%，原始地層壓力系數(shù)1.0～1.3?？傮w評價南川區(qū)塊頁巖儲層品質(zhì)優(yōu)，埋深適中，保存條件較好，展現(xiàn)了良好的勘探開發(fā)潛力和滾動建產(chǎn)的資源條件。目前，南川區(qū)塊平橋背斜南區(qū)投產(chǎn)30口井，測試平均產(chǎn)量22.9×104m3/d，平均井口壓力17.8 MPa，平均無阻流量29.7×104m3/d。

2 頁巖氣井筒多相流動及生產(chǎn)階段劃分

氣井多相流動通常分為泡狀流、段塞流、環(huán)狀過渡流、霧狀流4種基本流型。平橋背斜南區(qū)頁巖氣井在套管放噴測試評價結(jié)束后，下入油管轉(zhuǎn)為采氣階段。投產(chǎn)初期，井筒內(nèi)氣體流速較高，油管內(nèi)流型主要為霧狀流。隨著生產(chǎn)時間延長，產(chǎn)氣量下降，從水平段到地面的流型會隨氣體流速的降低而改變，產(chǎn)氣量下降導(dǎo)致井筒部分液體難以排出，井筒上部流型變?yōu)榄h(huán)狀過渡流。由于產(chǎn)氣量持續(xù)降低，導(dǎo)致產(chǎn)量不穩(wěn)定，井筒中氣體流速隨時間逐漸降低，氣體攜帶的液體速度下降得更快，液體逐漸凝結(jié)，井筒上部過渡流會變?yōu)槎稳?，而井筒下部出現(xiàn)泡狀流。如果不采取排水采氣措施或措施不當(dāng)，氣井產(chǎn)量會持續(xù)降低直至井筒水淹，最終導(dǎo)致停產(chǎn)（圖1）。

圖1 南川區(qū)塊常壓頁巖氣井生產(chǎn)階段劃分Fig.1 Production stage division of normal pressure shale gas well in Nanchuan Block

JY194HF井投產(chǎn)初期采用井下油嘴節(jié)流+油管的生產(chǎn)方式，流壓監(jiān)測壓力梯度基本在0.05～0.08 MPa/hm，判斷氣井油嘴以上為霧狀流。2018年11月，套壓從16.9 MPa 上漲至20.9 MPa，日產(chǎn)氣量從3×104m3下降至2×104m3，水氣比從1.4 m3/104m3下降至0.2 m3/104m3（圖2）。流壓監(jiān)測顯示水淹前流壓梯度可劃分為3段（表1）：2 700～3 300 m流壓梯度為0.31～0.82 MPa/hm，變化較大，對應(yīng)段塞流；1 700～2 400 m 流壓梯度為0.21～0.45 MPa/hm，顯示為氣液混合相，對應(yīng)段塞-環(huán)狀過渡流；30～1 400 m流壓梯度為0.09～0.15 MPa/hm，以氣相為主，對應(yīng)環(huán)流-霧狀流。2018年11月底完全水淹后，日產(chǎn)氣量降為0，關(guān)井測試流壓顯示液面在3 150 m，分析3 150 m以下為泡狀流。

表1 平橋背斜南區(qū)JY194HF井不同流態(tài)對應(yīng)壓力梯度Table 1 Pressure gradient of different flow patterns in Well-JY194HF of southern part of Pingqiao anticline

圖2 平橋背斜南區(qū)JY194HF井排采曲線Fig.2 Production curve of Well-JY194HF of southern part of Pingqiao anticline

氣井在不同的采氣方式和流動階段條件下，氣液兩相流流態(tài)存在較大差異[17]。由于頁巖氣井屬于衰竭式開采，氣井產(chǎn)量隨著氣井壓力的降低而降低，當(dāng)?shù)陀谂R界攜液流量后，氣井出現(xiàn)積液。積液量上升到一定程度后，導(dǎo)致氣井水淹不能生產(chǎn)。氣井投產(chǎn)后隨著時間延長，壓力、產(chǎn)量會不斷降低，其攜液能力將逐步減弱，后期需采取各種排液措施方可維持氣井正常生產(chǎn)[18]。因此，需要在氣井不同的生產(chǎn)階段采取提高生產(chǎn)壓差的措施，如采取更大規(guī)格的井下油嘴或取出油嘴，采用壓縮機地面增壓及人工舉升等方式，提高單井產(chǎn)量，防止水淹出現(xiàn)泡狀流，減少段塞流，盡可能讓井筒流態(tài)保持環(huán)流-霧狀流、段塞-環(huán)霧流。

3 不同生產(chǎn)階段的合理生產(chǎn)方式

平橋背斜南區(qū)JY200HF 井于2017年投產(chǎn)后，采用井下4.2 mm 油嘴節(jié)流控壓生產(chǎn)，壓力降幅小于0.05 MPa/d。2019年6月，日產(chǎn)氣量低于3×104m3，小于臨界攜液流量，出現(xiàn)水淹。在取出井下油嘴改為無節(jié)流油管生產(chǎn)提產(chǎn)攜液后，日產(chǎn)氣量上升至10×104m3，日產(chǎn)液量上升至14 m3。2019年12月，井口壓力降至輸壓附近，采取間歇開井的方式實現(xiàn)自噴生產(chǎn)。2020年1月，采用連續(xù)進(jìn)壓縮機生產(chǎn)，增大生產(chǎn)壓差，加強排液，日產(chǎn)氣量上升至6.2×104m3，日產(chǎn)液量上升至7.8 m3，目前井口壓力為2.7 MPa，處于壓縮機增壓生產(chǎn)階段，生產(chǎn)穩(wěn)定。該井在各個階段根據(jù)不同的生產(chǎn)特征及時調(diào)整工作制度，采取不同的生產(chǎn)方式，保持了氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)。目前，累計產(chǎn)氣量達(dá)到7 887×104m3，壓裂液返排率達(dá)到33 %，取得了很好的產(chǎn)氣效果（圖3）。

圖3 平橋背斜南區(qū)JY200HF井不同階段排采曲線Fig.3 Production curve in different stages of Well-JY200HF of southern part of Pingqiao anticline

基于井口壓力及積液情況，根據(jù)平橋背斜南區(qū)生產(chǎn)井的階段特征，將氣井細(xì)分為“控壓生產(chǎn)、提產(chǎn)攜液、間歇生產(chǎn)、增壓開采、低壓低產(chǎn)”5 個生產(chǎn)階段（圖4），分階段建立氣井的合理生產(chǎn)方式，提高了氣井?dāng)y液能力，實現(xiàn)了氣井連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。

圖4 平橋背斜常壓頁巖氣井生產(chǎn)階段劃分Fig.4 Production stage division of shale gas well in the southern area of Pingqiao anticline

控壓生產(chǎn)階段主要是在氣井自噴階段為了防止產(chǎn)量遞減過快，采用井下油嘴節(jié)流的方式控制壓降，提高單井最終采出量；提產(chǎn)攜液階段是在氣井自噴產(chǎn)量和壓力遞減后，攜液能力下降，需要采取取出油嘴等方式進(jìn)一步增大壓差，提高單井產(chǎn)量，加強攜液能力；間歇生產(chǎn)階段指氣井井口壓力接近輸壓后，氣井不能連續(xù)生產(chǎn)，需要間歇關(guān)井來恢復(fù)地層能量，才能實現(xiàn)自噴生產(chǎn)，在實際生產(chǎn)過程中為提高單井產(chǎn)量，采取措施后，該階段持續(xù)時間可能比較短，主要為后續(xù)增壓等措施提供依據(jù)；增壓階段是指采用壓縮機地面增壓，降低外輸壓力對氣井產(chǎn)量的影響，增大生產(chǎn)壓差，提高單井產(chǎn)量；低壓低產(chǎn)階段是指井口壓力低于壓縮機正常運轉(zhuǎn)最小進(jìn)氣壓力0.5 MPa 后，采用增壓等措施后仍不能保持氣井連續(xù)生產(chǎn)，必須采用人工舉升等生產(chǎn)方式才能實現(xiàn)連續(xù)生產(chǎn)。

3.1 控壓生產(chǎn)階段

由于平橋背斜南區(qū)為常壓頁巖氣藏，氣井投產(chǎn)井口壓力相對較低，需要對氣井合理配產(chǎn)、控制壓降速率，防止氣井壓力迅速衰竭，延緩氣井積液水淹，以便充分利用地層本身能量，實現(xiàn)自噴時間最長化。在氣井投產(chǎn)后借鑒北美及昭通頁巖氣的控壓配產(chǎn)思路，進(jìn)一步優(yōu)化以“保壓+排液”為原則，投產(chǎn)后采用不加厚外徑73.02 mm 油管，下深至A 靶點附近，提高油管攜液能力，同時考慮到氣井積液主要在造斜段和水平段，下入井下油嘴至造斜點附近。井下油嘴具有保持地層壓力、降低井口壓力、降低冰堵風(fēng)險、節(jié)省地面加熱爐的優(yōu)點[19]。井下油嘴直徑的選擇和單井配產(chǎn)依據(jù)臨界攜液、采氣指示曲線、解析模型等多種方法綜合分析，在采用井下油嘴控壓生產(chǎn)后，氣井平均日降壓力幅度控制在0.05 MPa 以內(nèi)，當(dāng)井口套壓介于15～20 MPa時，平均日遞減率在0.1%以內(nèi)。

以JY194HF 為例，該井采用12 mm 油嘴試氣，測試無阻流量27×104m3/d，投產(chǎn)后采用井下3.8 mm 油嘴生產(chǎn)，油嘴下至造斜點附近，深度約2 002 m，內(nèi)徑為62 mm 的油管下深至A靶點附近，深度約2 865 m。在控壓生產(chǎn)階段累計生產(chǎn)623 d，累產(chǎn)氣量為3 579×104m3，日產(chǎn)氣量由9.3×104m3逐漸遞減至4.7×104m3，平均日遞減率為0.08%；井口套壓由25 MPa 下降至13.3 MPa，日降套壓0.02 MPa，壓力保持水平為53.2%。井下油嘴生產(chǎn)實現(xiàn)了較好的保壓、控制遞減率的目的（圖2）。

3.2 提產(chǎn)排液階段

對于采用井下油嘴生產(chǎn)氣井，氣井產(chǎn)量低于臨界攜液流量后，需要增大油嘴或取出井下油嘴來增大生產(chǎn)壓差，實現(xiàn)氣井連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。產(chǎn)水氣井的攜液和積液模型的研究都是在Turner 液滴模型和液膜模型基礎(chǔ)上進(jìn)行的[20-23]，臨界攜液流量還與溫度和壓力沿井深的分布有關(guān)系。水平井受生產(chǎn)管柱傾斜角的影響，在垂直段、傾斜段、水平段的攜液能力存在較大差異[11，24]。通過對水平井的臨界攜液流量進(jìn)行模型優(yōu)選，分別計算垂直段、斜井段、水平段的臨界攜液流速，取其最大值即為水平井臨界攜液流速判別式[25]，如式（1）。

式中：vcrd為直、斜井段臨界攜液流速，m/s；vcrH為水平段臨界攜液流速，m/s；vcr為水平井臨界攜液流速，m/s；ρl為液體密度，kg/m3；ρg為氣體密度，kg/m3；ρ為氣液混合密度，kg/m3；θ為井筒與水平方向的夾角，°；l為水平段長度，m；σ為氣液表面張力，N/m。

水平井的臨界攜液流量為：

式中：qcr為臨界攜液流量，104m3/d；A為油管面積，m2；p為壓力，MPa；Z為氣體偏差因子；T為溫度，K。

以JY194HF 井為例，該井在井口油壓為5.8 MPa的條件下，日產(chǎn)氣量為4×104m3，傾斜段的臨界攜液流量大于水平段和垂直段，在45°井斜位置最易積液，臨界攜液流量4.2×104m3/d，井斜角大于70°或小于15°時，攜液流量的影響較小，直井段臨界攜液流量僅需1.8×104m3/d。此時，氣井產(chǎn)量已接近臨界攜液流量，流壓梯度0.37 MPa/hm，表現(xiàn)為純氣相向氣液混相過渡特征（圖5），判斷在井斜角40°以下位置應(yīng)有積液特征，后通過取出井下油嘴，提高生產(chǎn)壓差，使得日產(chǎn)氣量大于臨界攜液流量，井筒積液清除。

圖5 平橋背斜南區(qū)JY194HF井控壓生產(chǎn)后期井筒流壓及流壓梯度Fig.5 Wellbore flowing pressure and flowing pressure gradient of Well-JY194HF of southern part of Pingqiao anticline

取出JY194HF 井井下油嘴后，繼續(xù)生產(chǎn)180 d，階段產(chǎn)液691 m3，壓裂液返排率由6.3 %上升到8.2%，與采用井下油嘴控壓生產(chǎn)階段比較，增大了生產(chǎn)壓差，井口壓力雖然降低，但提高了日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)液量水平，防止井筒積液（圖2）?？紤]到氣井變壓變產(chǎn)生產(chǎn)，采用物質(zhì)平衡法評價兩個階段的產(chǎn)氣能力，采氣指數(shù)由3.3（m3/d）/[MPa2/（mPa·s）]上升到5.2（m3/d）/[MPa2/（mPa·s）]，增大壓差前評價動態(tài)儲量為0.7×108m3，增大壓差后動態(tài)儲量0.71×108m3，動態(tài)儲量變化不大。

3.3 間歇生產(chǎn)階段

氣井通過提產(chǎn)排液后，隨著壓力和產(chǎn)量降低，不能連續(xù)攜液，井筒積液嚴(yán)重，進(jìn)入間歇生產(chǎn)階段。為保持氣井連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，需根據(jù)氣井“間歇帶液、弱積液、水淹停產(chǎn)”的不同積液程度，實施“氣舉、泡排”針對性措施，維護(hù)氣井正常生產(chǎn)。

平橋背斜南區(qū)間歇帶液井，往往具備一定的自噴能力，受間歇出液的影響，套壓呈鋸齒狀波動，采用柱塞氣舉基本能夠?qū)崿F(xiàn)較長時間自噴生產(chǎn)，已在平橋背斜南區(qū)成功試驗5 口井。此類井生產(chǎn)特征表現(xiàn)為關(guān)井油壓能在2～6 h內(nèi)恢復(fù)至7 MPa，限位器以上有一定的液面，油套壓差小于5 MPa，氣液比大于450 m3/m3，產(chǎn)水量小于20 m3/d。

平橋背斜南區(qū)弱積液井通過泡沫排水采氣（簡稱泡排）提高氣井的攜液能力，降低井筒內(nèi)壓力梯度，減小滑脫效應(yīng)。泡排生產(chǎn)根據(jù)不同水氣比、產(chǎn)量和壓力情況分別采用不同的制度，周期性出液井采用間歇泡排，大液量井采用大比例泡排，低壓低產(chǎn)井采用連續(xù)泡排方式。在已實施的15口井中取得了較好的效果，泡排后表現(xiàn)為兩種生產(chǎn)特征：一是油套壓差減小，日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)液量增加；二是油套壓差減小，日產(chǎn)液量增加，產(chǎn)氣遞減率變緩。

平橋背斜南區(qū)水淹停產(chǎn)井可先實施關(guān)井憋壓后放噴，若不能復(fù)產(chǎn)則考慮用壓縮機氣舉-抽吸復(fù)合連續(xù)排液工藝[26]，利用同平臺井氣源或管道氣作為氣源采用車載式壓縮機氣舉，清除油管、油套環(huán)空間的積液，氣井復(fù)產(chǎn)后輔以增壓、泡排，若仍有積液，定期對氣井實施氣舉。

2019年4月，JY195HF井井口壓力降低到2.5 MPa，日產(chǎn)氣量降低到2.9×104m3，油套壓差達(dá)到3.5 MPa，流壓梯度測試A靶點附近達(dá)到0.4 MPa/hm，分析該井存在一定積液，采取關(guān)井憋壓+放噴的方式清除井筒積液，氣井成功復(fù)產(chǎn)。由于氣井自噴能力不足，采取關(guān)2 h開6 h的間歇生產(chǎn)制度，日產(chǎn)氣量維持在3×104m3左右。2020年10月，由于鄰井壓裂影響導(dǎo)致該井水淹，在鄰井壓裂結(jié)束后，利用鄰井氣源采用車載式壓縮機對該井進(jìn)行氣舉，氣舉過程中該井出水33 m3，復(fù)產(chǎn)后由于日產(chǎn)水量較壓竄前增加較多，采用定期放噴的方式生產(chǎn)，之后將該井導(dǎo)入壓縮機生產(chǎn)，增大生產(chǎn)壓差，同時輔以泡排生產(chǎn)，日產(chǎn)氣量和日產(chǎn)液量明顯上升，目前日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在3×104m3。

3.4 增壓開采階段

隨著氣田開采的不斷深入，氣井的壓力和產(chǎn)量逐年下降，增壓開采作為成熟工藝，在氣田各集氣站陸續(xù)推廣并取得了良好效果[27]。氣井井口壓力下降至輸壓附近時，需采用壓縮機地面增壓方式減少輸壓對產(chǎn)氣量的影響?？紤]到各個平臺以及同平臺內(nèi)各井的投產(chǎn)時間差別較大，增壓方式以單站增壓為主，壓縮機小型化、橇裝化。單站增壓具有可最大程度降低井口壓力、增壓時機靈活、配套簡單、適應(yīng)性強等優(yōu)勢。壓縮機類型主要采用電驅(qū)往復(fù)式風(fēng)冷兩級壓縮機，能夠適應(yīng)更寬的壓力范圍，滿足現(xiàn)場工況，充分保證機組高效運行，并能通過調(diào)節(jié)壓縮機氣缸余隙、壓縮機工作氣缸數(shù)量、轉(zhuǎn)速等方式與工況相適應(yīng)。單臺壓縮機處理能力為5×104m3/d或10×104m3/d兩種規(guī)格，進(jìn)氣壓力設(shè)計范圍為0.5～3 MPa，根據(jù)輸壓設(shè)計壓縮機出口壓力范圍為4～6.3 MPa。平橋背斜南區(qū)生產(chǎn)井地面增壓取得了較好的效果，如JY197HF 井增壓前1 個月平均井口壓力5.2 MPa，平均單井日產(chǎn)氣4.8×104m3；增壓后1個月，平均井口壓力2.8 MPa，平均單井日產(chǎn)氣量為6.0×104m3，平均日增產(chǎn)量為1.2×104m3（圖6），應(yīng)用RTA 軟件預(yù)測單井增壓后可提高單井經(jīng)濟可采儲量1 500×104m3。

圖6 平橋背斜南區(qū)JY197HF井增壓排采曲線Fig.6 Production curve of Well-JY197HF in pressurization stage of southern part of Pingqiao anticline

3.5 低壓生產(chǎn)階段

當(dāng)氣井進(jìn)入生產(chǎn)后期，井口壓力低于壓縮機進(jìn)氣壓力以后，即進(jìn)入低壓生產(chǎn)階段。此時，氣井井筒內(nèi)積液難以有效排出，必須采用射流泵排采、管柱優(yōu)化、機抽排采等方式維持氣井的穩(wěn)定生產(chǎn)，提高氣井的攜液能力。射流泵排采以高壓水為動力液驅(qū)動井下排水采氣裝置工作，以動力液和采出液之間的能量轉(zhuǎn)換達(dá)到排水采氣的目的，目前在平橋背斜南區(qū)JY211HF井取得較好的應(yīng)用效果。

JY211HF 井水平段長為2 559 m，水平段中部垂深2 950 m，埋深較大，壓裂施工過程中，施工壓力超過90 MPa，壓裂改造難度較大，試氣試采產(chǎn)量較低。該井于2020年7月投產(chǎn)，投產(chǎn)后地層能量不足，處于低壓生產(chǎn)階段；進(jìn)壓縮機生產(chǎn)后，由于日產(chǎn)氣量不足0.5×104m3，壓縮機進(jìn)氣壓力低導(dǎo)致頻繁停機。2020年8月，采用射流泵生產(chǎn)，泵下深至2 600 m，隨后，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在1.5×104m3，平均日產(chǎn)液量為38 m3，實現(xiàn)了該井低壓階段的連續(xù)生產(chǎn)（圖7）。射流泵排采過程中需要注意防止泵芯堵塞，動力液含有泥砂容易造成水體結(jié)垢，因此，對水質(zhì)要求較高，需要在地面加裝除砂裝置和在動力液中注入阻垢劑，同時，盡量保持氣井連續(xù)生產(chǎn)，停產(chǎn)時要把泵芯反洗到井口，防止泵芯堵塞。

圖7 平橋背斜南區(qū)JY211-4HF井排采曲線Fig.7 Production curve of Well-JY211-4HF in the southern area of Pingqiao anticline

4 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

平橋背斜南區(qū)常壓頁巖氣井可劃分為“控壓生產(chǎn)、提產(chǎn)攜液、間歇生產(chǎn)、增壓開采和低壓低產(chǎn)”5 個生產(chǎn)階段。在30 口井投產(chǎn)后，分階段制定合理的生產(chǎn)方式，氣井措施效果明顯（圖8）。在前期控壓生產(chǎn)階段，以“保壓+排液”為原則，采用井下油嘴生產(chǎn)方式，提高自噴周期，平均生產(chǎn)時間為7個月，平均壓降幅度為0.04 MPa/d，平均日產(chǎn)氣量為7.2×104m3，平均日產(chǎn)液量為17.5 m3。在自噴階段中后期提產(chǎn)攜液階段取出井下油嘴，防止氣井積液，該階段平均生產(chǎn)時間為8.6 個月，平均日產(chǎn)氣量為6.6×104m3，平均日產(chǎn)液量為6.7 m3。在間歇生產(chǎn)階段采用氣舉、泡排等措施提高氣井?dāng)y液能力，平均生產(chǎn)時間為5 個月，平均日產(chǎn)氣量為5.6×104m3，平均日產(chǎn)液量為8.6 m3。在增壓開采階段采用壓縮機地面增壓，平均日產(chǎn)氣量為5.8×104m3，平均日產(chǎn)液量為3.8×104m3，目前大部分井仍處于增壓階段，已生產(chǎn)4.5 個月。通過細(xì)化生產(chǎn)階段，根據(jù)氣井生產(chǎn)動態(tài)，分階段優(yōu)化合理配產(chǎn)及配套排水采氣工藝，實現(xiàn)了常壓頁巖氣井連續(xù)生產(chǎn)，生產(chǎn)近2 a 的平均日產(chǎn)氣量達(dá)到6.5×104m3，單井經(jīng)濟可采儲量評價達(dá)到1.02×108m3，取得了較好的生產(chǎn)效果。

圖8 平橋背斜南區(qū)頁巖氣井歸一化生產(chǎn)曲線Fig.8 Normalized production curve of shale gas well in the southern area of Pingqiao anticline

5 結(jié)論及認(rèn)識

1）平橋背斜南區(qū)常壓頁巖氣井地層能量較低，投產(chǎn)后井口壓力相對較低，產(chǎn)液量大，具有氣液兩相生產(chǎn)特征，氣井可劃分為“控壓生產(chǎn)、提產(chǎn)攜液、間歇生產(chǎn)、增壓開采、低壓低產(chǎn)”5個生產(chǎn)階段。

2）平橋背斜南區(qū)氣井生產(chǎn)各階段采取合理的生產(chǎn)方式：在控壓生產(chǎn)階段通過“保壓+排液”原則，采用井下節(jié)流的生產(chǎn)方式延長自噴周期；在提產(chǎn)攜液階段應(yīng)取出井下油嘴，使得氣量大于臨界攜液流量，防止氣井積液；在間歇生產(chǎn)階段需要采用氣舉、泡排等措施提高氣井?dāng)y液能力；在增壓開采階段主要采用壓縮機地面增壓，降低管輸壓力的影響；在低壓低產(chǎn)階段采用射流泵等低成本排水采氣工藝。

3）通過細(xì)分階段，采取合理生產(chǎn)方式，能夠?qū)崿F(xiàn)全生命周期開采。平橋背斜南區(qū)常壓頁巖氣井日產(chǎn)氣可達(dá)到6.5×104m3，穩(wěn)產(chǎn)期為2 a，單井經(jīng)濟可采儲量1.02×108m3，取得了較好的生產(chǎn)效果，可為盆緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)常壓頁巖氣開發(fā)提供借鑒。