中國頁巖氣排采工藝的技術現狀及效果分析

張宏錄 劉海蓉

中國石油化工集團公司華東石油局工程院

中國頁巖氣具有巨大的開發潛力，其資源量有30×1012m3［1］，但頁巖氣的開發工程難度較大，國內相應的關鍵技術并未取得大的突破，未形成頁巖氣的工業化生產能力［2］。其中，頁巖氣（致密砂巖氣）排采工藝技術在整個開發過程中顯得尤為重要［3］。頁巖氣（致密砂巖氣）常用的排采工藝主要有泡沫排水采氣、氣舉排水采氣、電潛泵排水采氣及有桿泵排水采氣等。但每種排水采氣工藝都有一定的缺點。例如：泡沫排水采氣適用于低壓、水產量不大的氣井，尤其適用于弱噴或間歇自噴氣水井；氣舉排水采氣適用于排量大、日排液量高達300m3的氣井，適宜于氣藏的強排液；電潛泵排采工藝適應于高液量頁巖氣井的排采，但不適應于產液量低于30m3的排采井；有桿泵排水采氣對于氣液比高、出砂、含有硫化物或其他腐蝕性物質的井，容積效率降低，該排采工藝用于大斜度井時，抽油桿柱在油管中的磨損將損壞油管，增加維修作業費用。筆者通過對目前國內頁巖氣（致密砂巖氣）排采工藝現狀進行分析，找出排采工藝中存在的主要問題，提出相應的技術對策，將對提高頁巖氣（致密砂巖氣）整體開發水平具有一定的指導意義。

1 頁巖氣排采工藝技術現狀

1．1 排采工藝的選擇原則

1）壓裂后首先采取控制放噴排液方式，待井口壓力為零，放噴排液結束后，依據排采井的儲層特性、地層供液情況優選合適的排采工藝。

2）排采工藝方式主要有氣舉、泡沫排水采氣、電潛泵、抽汲、機抽等方式［4］。

1．2 排采工藝方式

排采工藝方式主要有氣舉、電潛泵、抽汲、機抽等方式［5－6］。統計8口頁巖氣井中，氣舉4口井，電潛泵2口井，機抽1口井，抽汲1口井。其中氣舉占50%。

1．3 氣舉氣源的選擇

氣舉氣源主要有膜制氮氣和天然氣［7］。鄰井有高壓氣的井選天然氣氣舉，鄰井沒有高壓氣的井選擇膜制氮氣氣舉。膜制氮氣氣舉比天然氣氣舉在注氣量、產氣量、產水量等方面更平穩（表1）。

1．4 氣舉方式的選擇

氣舉方式主要有正舉和反舉。通過對建頁HF－1井的分析可看出，采用套管氣舉方式均比油管氣舉效果較好，產量較高且帶水穩定。但考慮氣井實際情況（外輸壓力為1．25MPa），且與產量線性關系較好，則優選套管氣舉方式進行排水采氣，即輸壓1．25～1．39 MPa，產氣量為4 000～5 000m3。說明套管注氣、油管生產時，氣舉效果較好。頁巖氣井自然產能低、生產時間較短，且普遍產水；氣舉生產方式效果較好，帶水明顯（圖1）。

圖1 建頁HF－1井氣舉生產關系曲線

2 頁巖氣井排采效果分析

2．1 東峰2井排采效果分析

2011年12月10日15：40開始返排。先使用3 mm油嘴，后增大，8h后至敞井，油壓由22．4MPa降為零（11．5h后），靠自身能量排液6d，累計799m3，期間點火燃燒時長40h，最高高度1．2m，返排6d后，進行氣舉排液。3次氣舉，共氣舉出液體71m3；敞口觀察，期間均無氣顯示。測試井底流壓為7．6MPa，動液面深度為833m，Cl－含量為27 000～28 000mg／L，檢驗為地層水，折算產水速度2．24m3／d。2011年12月28日，換73mm管柱后仍無液無氣產出，測試結束封井（圖2）。

圖2 東峰2井排采效果曲線

2．2 泌頁HF－1井排采效果分析

泌頁HF1井于2012年1月8日完成15級分段壓裂，壓后獲最高日產油23．6m3、日產天然氣900m3工業油氣流。截至4月7日累計產油722m3，產氣24 635m3。該井目前日產油6m3左右，日產氣200～500m3，已持續穩定3個月時間。原油密度為0．86g／cm3，黏度為14mPa·s（70℃），屬正常原油。

2．3 建頁HF－1井排采效果分析

建頁HF－1井2011年9月14日～17日，逐級采用水力泵送、電纜傳輸方式，實施橋塞坐封＋射孔聯作，完成其余6級壓裂施工，鉆塞后控制放噴，套壓為零后采用液氮助排、泡沫助排，后期采用天然氣助排，最高日產氣量12 700m3，目前產氣量超過2 000m3（圖3）。

2．4 涪頁HF－1井排采效果分析

涪頁HF－1井鉆塞后于3月23日分別用6、10、15 mm油嘴控制套管放噴，初期套壓16MPa，24h后降為零，返出液726．2m3，返排率4．8%。最高產氣量1 500m3。4月8日～11日采用膜制氮氣氣舉，氣舉深度2 000～2 400m。氣舉后放噴，井口不返液，不產氣。5月26日實施酸壓解堵施工，共用酸液110m3，并拌注液氮40m3，施工結束后，套壓43MPa，油壓47 MPa，關井24h壓力擴散，后分別采用6、10、12mm油嘴、油管針閥控制放噴，5月29日氣產量最高達14 750m3，后期采用8mm 油嘴放噴，氣產量10 800 m3／d，目前氣量呈下降趨勢。

圖3 建頁HF－1井氣舉誘噴排采曲線

2．5 寧201－H1井排采效果分析

寧201－H1井壓后該井具有自噴能力，目前6mm油嘴測試日產氣14×104m3，套壓24MPa，壓裂液總量22 140m3，返排率15%。

3 認識與建議

通過對我國頁巖氣井排采現狀分析，取得了以下認識：

1）頁巖氣井自然產能低，但水平井優于直井（2～3倍），普遍產水，開采方式主要以氣舉、泡沫排水采氣方法為主［8］。

2）對于有天然氣氣源的井，直井采用天然氣氣舉排水采氣方式進行生產，水平井采用氣舉、泡排及氣舉＋泡排組合方式進行排水采氣［9］。

3）對于無天然氣氣源的井，膜制氮氣氣舉是頁巖氣（致密砂巖氣）主要排采工藝，膜制氮氣氣舉適應于產液量較大的排采井。

4）泡排工藝適應于產液量低于10m3的排采井，目前泡沫排水采氣工藝尚不能滿足水平井排液要求［10］。

5）電潛泵排采工藝適應于高液量頁巖氣井的排采，但不適應于產液量低于30m3的排采井。

［1］邱中建，鄧松濤．中國非常規天然氣的戰略地位［J］．天然氣工業，2012，32（1）：1－5．

［2］陳建渝，唐大卿，楊楚鵬．非常規含氣系統的研究和勘探進展［J］．地質科技情報，2003，22（4）：55－59．

［3］翟光明，何文淵，王世洪．中國頁巖氣實現產業化發展需重視的幾個問題［J］．天然氣工業，2012，32（2）：1－4．

［4］李漢興，朱必蘭．國外機械采油裝備的現狀與發展趨勢［J］．石油機械，2002，39（增刊）：86－90．

［5］LEA J F，WINKLER H W，SNYDER R E．What＇s new in artificial lift［J］．World Oil，2001，222（4）：51－61．

［6］鄭俊德，張仲宏．國外電泵采油技術新進展［J］．鉆采工藝，2007，30（1）：68－71．

［7］劉琦，蔣建勛．國內外排液采氣方法應用效果分析［J］．天然氣勘探與開發，2006，29（3）：51－55．

［8］黃艷，譚宏兵．氣舉泡排組合排水采氣工藝技術的研究與應用［J］．鉆采工藝，2001，24（5）：49－50．

［9］曲俊耀，朱家富．威23井雙油管氣舉、泡排復合排水采氣新工藝［J］．天然氣工業，1996，16（5）：83－85．

［10］張金川，金之均．頁巖氣成藏機理和分布［J］．天然氣工業，2004，24（7）：15－18．