頁巖氣井精細控壓生產技術可行性研究與現場試驗

陳學忠， 鄭 健， 劉夢云， 陳 滿， 楊 海， 陳 超， 肖紅紗， 于 洋

1四川長寧天然氣開發有限責任公司 2托普威爾石油技術股份公司 3四川圣諾油氣工程技術服務有限公司 4中國石油西南油氣田公司工程技術研究院

0 引言

四川盆地已成為我國頁巖氣勘探開發的主戰場，自2009年正式進入頁巖氣勘探開發以來，通過十幾年的探索和發展，已完全掌握并創新了鉆井、完井、體積壓裂等關鍵技術[1]，但在頁巖氣開發方面仍面臨諸多工程技術難點[2]。頁巖氣生產初期采用套管放壓生產，導致井下壓差過大，產量遞減過快，且生產過程面臨持續出砂、裂縫閉合、產能下降等問題，致使單井最終可采儲量不能到達預期值。近年，北美頁巖氣的開采經驗表明控壓生產技術能夠在保護儲層的前提下提高單井最終可采儲量[3]。因此，本文借鑒北美頁巖氣開發的經驗，結合國內頁巖氣控壓生產實際情況，進行川渝頁巖氣控壓生產可行性的研究，并首次在國內進行井筒內控壓并配合可調式油嘴精細控壓生產現場試驗，為國內頁巖氣經濟高效開發提供新工藝的技術支持。

1 頁巖氣控壓生產研究進展

頁巖氣的開采方式主要分為放壓生產和控壓生產。放壓生產是在壓裂頁巖儲層后不采取控壓措施的衰竭式開采，最大的優勢是快速采氣和快速回收資金，但存在產量遞減迅速等問題，這也是北美早期開發頁巖氣的常用方式[4]?？貕荷a是將生產壓力衰減速率控制在合理范圍內，達到平穩生產、延長生產年限的目的。對比這兩種方式，控壓生產方式具有減緩人工裂縫閉合、減少壓裂液返排、減弱儲層應力敏感、提高單井最終可采儲量等優勢[5- 7]。

1.1 北美頁巖氣控壓生產研究進展

2008年至今北美頁巖氣的開發歷程主要經歷了從放壓生產到控壓生產5個階段，分別是初期放壓生產追求高初產、井筒內控壓生產、井口更換固定油嘴控壓生產、固定油嘴配合可調式針形閥控壓生產、雙可調式油嘴精細控壓生產。對于高壓頁巖氣藏，精細控壓是單井最終可采儲量最大化的必要手段，油嘴也從固定油嘴向智能油嘴發展。

以北美Haynesville頁巖氣田為例，在2010年以前基本采用放壓生產，之后由于該地區地層壓力較高、應力敏感性顯著，逐漸改為控壓生產。Fred等[8]對Haynesville氣田11口相同完井方式的井進行研究，通過數值模擬得到控壓生產30年后的累計采出量將提高約30%。

目前，北美頁巖氣控壓生產工藝已較為成熟，實踐證明該方式與放壓生產方式相比，單井最終可采儲量可普遍提高28%[9- 11]。

1.2 川渝頁巖氣控壓生產研究進展

經過近幾年的研究，國內對頁巖氣精細控壓生產方式有了初步認識，相關技術還處于探索試驗階段。長寧—威遠頁巖氣田從2016年開始控壓生產先導試驗，該工藝實施后，部分氣井壓力遞減速度減緩[12]。經過幾年的現場試驗后也開始逐步推廣控壓生產的生產方式，以針形閥調控為主。國內學者也逐漸開展對頁巖氣控壓生產的研究，李凱等[13]基于實驗建立了考慮應力敏感的頁巖氣井產能模型，根據模擬結果建議使用控壓生產方式生產。楊波等[14]通過數值模擬研究了應力敏感對單井最終可采儲量及最終采收率(EUR)的影響，認為初期控壓生產的氣井生產潛能更大。賈愛林等[15]對頁巖氣壓裂水平井控壓生產動態預測模型進行了研究推斷，采用控壓方式在生產初期的產氣量及累計產氣量偏低，但最終累計產氣量更高，采取控壓生產的方式更能實現長期穩產。

控壓生產并非簡單的定壓生產，如何在控壓的同時延緩產量遞減是控壓生產的核心目標。本文通過對比分析川渝頁巖氣和北美頁巖氣的地質背景、單井最終可采儲量、單井日產量等方面，研究井筒內控壓和井口精細控壓工藝在川渝頁巖氣井實施的可行性，并首次在國內通過4口不同生產方式的試驗井驗證可調式油嘴精細控壓生產的有效性。

2 可調式油嘴精細控壓生產可行性分析

2.1 川渝頁巖氣與北美頁巖氣對比

2.1.1 產層特征對比

目前川渝頁巖氣的主力開發層為四川盆地下寒武統筇竹寺組、上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組海相頁巖。川渝頁巖氣與北美Haynesville頁巖產層的主要特征對比見表1。北美頁巖產層具有厚度大、熱成熟度適宜、含氣量高、壓力系數高等特點，四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖主要沉積環境與北美頁巖相似，均為深水陸棚，其產層厚度、壓力系數、孔隙度脆性礦物含量等都具有相似性。

表1 川渝頁巖氣與北美Haynesville頁巖產層的主要特征

2.1.2 單井最終可采儲量對比

川渝頁巖氣井具有投產初期產量大、壓力遞減快、井下壓差大等特點，且生產過程持續出砂、裂縫閉合，造成產能下降，致使單井最終可采儲量不能到達預期值。北美頁巖氣單井折算最終可采儲量為3×108m3/1 500 m，川渝頁巖氣長寧—威遠地區的單井折算最終可采儲量為1×108m3/1 500 m，不足北美的35%。川渝頁巖氣單井最終可采儲量偏低，增產空間較大。

2.1.3 單井產量對比

川渝頁巖氣井現階段開采情況同北美Haynesville早期頁巖氣開采情況較為接近，單井產量對比見圖1。產量下降迅速，穩產難。北美Haynesville頁巖氣經過多年的生產經驗形成了有效的生產方式，即開采初期就采取控壓生產，盡管初始產量稍有下降，但生產遞減率降低明顯，累產增加幅度大。因此，通過分析總結北美頁巖氣控壓開發效果結合已有數值模擬理論支持[13- 14]，可考慮對川渝頁巖氣井初期實施精細控壓工藝。

圖1 單井產量對比圖

2.2 控壓生產工藝可行性分析

基于川渝頁巖氣與北美頁巖氣的產層特征、單井最終可采儲量和單井產量的對比分析，認為頁巖氣井精細控壓工藝具有理論可行性。但川渝頁巖氣田是否具備精細控壓生產工藝實施的條件是該技術成功應用的關鍵，因此需對頁巖氣精細控壓生產技術開展可行性研究。

2.2.1 高壓下油管控壓生產

高壓下油管控壓生產即投產前下油管控壓生產工藝，北美Haynesville頁巖氣田對一個平臺的兩口相似井分別進行無阻套管生產和井筒內控壓生產，累計生產6年半(2009年至2015年)生產參數見表2。采用油管控壓生產氣井初始產氣量低，但初始遞減率僅為無阻套管生產氣井的31.25%，累計生產6年半時累計產量增加40%，單井累產增加明顯，控壓生產的效果顯著。國內長寧—威遠頁巖氣示范區控壓生產先導試驗的成功表明油管控壓生產能夠有效減緩產量遞減率[10]。這也為引入可調式油嘴精細控壓生產工藝提供了基礎。

表2 北美Haynesville頁巖氣田控壓生產實例

2.2.2 可調式油嘴精細控壓生產

生產初期帶壓下油管是實現精細控壓生產的前提，井口精細控壓是井筒內控壓的進一步提升。在生產過程中，油嘴的變動容易傷害地層，因此需要精細控壓精準調節油嘴尺寸。可調式油嘴精細控壓生產是專門針對于高壓頁巖氣控壓生產的工藝，在氣井的生產過程中根據油管壓降自動控制油嘴大小，在保護地層的前提下實現產量最大化，同時具有防止裂縫閉合、減少地層出砂、防止老井由于新井投產或者壓縮機停機造成的管線回壓改變而導致產量波動、配合其他間歇作業等功能。

3 現場試驗

選取某頁巖氣建產區塊地質參數和工程參數相似的4口井,進行不同生產方式的對照試驗(表3)，其中X5井采用套管+固定油嘴控壓生產，X6井采用套管放壓生產，X7井初期下油管+最佳油嘴口徑下控壓生產，X8井采用初期下油管+井口可調式油嘴精細控壓生產。

表3 川渝地區頁巖氣試驗井基本參數對比

試驗井生產情況如圖2所示。X5井屬于套管+固定油嘴控壓生產，從第20 d開始控制油嘴保持在8 mm，產氣量先上升后保持穩定，平均日產氣為6.46×104m3，但套壓降至10.6 MPa，降幅達到了48.22%。X6井屬于套管放壓生產，日產氣早期上升，但僅1個月后日產氣出現明顯下降趨勢，套壓降至8 MPa，降幅達到63.69%，后期需采取增壓措施。X7井和X8井屬于初期下油管+最佳油嘴控壓生產。兩口井在放噴測試結束后即下入生產油管，1個月后開始配合可調試油嘴控壓生產。X7井經過6級油嘴調式，優選出最佳固定油嘴口徑為8 mm，配合可調式油嘴能實現壓力降幅不高于0.1 MPa/d，平均日產氣13.48×104m3。X8井借鑒北美控壓經驗，采用井口可調式油嘴精細控壓生產實現平均日產氣14.07×104m3。X7井和X8井試驗階段產氣量均表現出穩產趨勢，且累產量均趕超X5井，油套壓降幅度均低于X5井和X6井。其中X7井初始壓降邊界0.07～0.1 MPa/d，油嘴開度維持在40%左右；后調整壓降邊界0.07～0.2 MPa/d，油嘴開度維持在60%左右，運行穩定。而X8井壓降邊界0.07～0.14 MPa/d，初期存在節流嚴重、井口冰堵的現象，生產過程中油嘴上下波動頻繁，開度無法維持穩定。

圖2 頁巖氣建產區塊試驗井生產曲線

通過計算單井最終可采儲量并進行對比，圖3顯示1年內X7和X8井的累計產氣量將超過X6井，并且X7井的最終可采儲量高于X8井，X7井的控壓模式更適合我國頁巖氣區塊。因此，生產初期下油管配合可調式精細控壓開發效果優于放壓生產和套管控壓生產，能有效提高頁巖氣井單井最終可采儲量。從長遠來看，通過早期下油管配合精細控壓工藝能夠延長頁巖氣井有效生產期。除單井控壓還能通過區域大數據分析實現區域控壓，使氣田長期受益，減少投資風險。

圖3 預測單井最終可采儲量

4 結論及建議

(1)通過國內外控壓生產的調研，結合川渝頁巖氣單井EUR、單井日產和累產曲線特征分析，論證了川渝頁巖氣開展精細控壓生產工藝的必要性。

(2)通過4口井的現場對比試驗，驗證了生產初期下油管配合可調式精細控壓開發效果優于放壓生產和套管控壓生產，能有效提高頁巖氣井單井最終可采儲量。

(3)開展了川渝頁巖氣不同三類壓降邊界條件下的控壓模式對比，為進一步探索和優化單井精細控壓模式提供了參考。