邸德家, 毛军, 张同义, 何祖清

(中国石化石油工程技术研究院, 北京 100101)

0 引 言

随着国家对页岩气开采的重视,中石化在页岩气的勘探和钻完井技术上已取得了长足的进步[1],但在产出状况、压裂后效果及各射孔段相互影响等认识上还不清楚,相关动态剖面测试技术处于起步阶段。页岩气开发技术相对成熟,但是开发产出状况、簇射孔方案优选及压后效果评价等认识并不清楚,无法指导后续页岩气井开发。页岩气井的动态产出剖面信息较少的问题尤为突出,大量的页岩气井都需要进行测试并依赖解释评价结果指导后续页岩气井开发的射孔和压裂方案,提高产能。

在国外,页岩气井产出剖面测试技术通常利用连续油管或者爬行器输送带有多探头的阵列仪器,测量井底各段的流量、持率、温度和压力等参数,认识压裂层段的产出、返排规律[2-3]。相对于美国页岩气井,中国涪陵地区页岩气井具有井深、高温、高压的特点。涪陵地区页岩气井斜深4 000～5 000 m,水平段长1 000～2 000 m,水平段压力60～80 MPa,地层温度80 ℃左右,对于井下仪器的输送和仪器的耐压、耐温都是很大的挑战[4]。为提高页岩气井的产量,每口井都需要进行多级分段压裂完井[5]。页岩气井分段压裂主要采用桥塞射孔连作,然而压裂完井后需要钻铣桥塞,但桥塞碎屑返排不彻底,井内常会残留有铁块、铁屑和胶皮等杂物,很容易导致仪器遇阻、遇卡或对仪器造成损坏。

页岩气井产出剖面测试面临着诸多难题。施工方面,需要通过连续油管或者爬行器才能把测井仪器输送到页岩气井水平段,页岩气井水平段较长,安全、顺利地上提下放井下仪器是首先需要解决的问题;仪器方面,常规测试仪器已经不能满足水平井多相流测试的要求,必须采用带有多探头的阵列仪器进行分层测试,但是中国各仪器厂还没有研发相应的阵列仪器,国外的阵列测试仪器价格昂贵,应用受到限制;资料解释方面,水平井的多相流资料解释是世界性的难题,常规的解释模型已经不适用于对水平段流体流动的分析,合理准确地进行资料解释是面临的主要问题。

涪陵地区只有斯伦贝谢公司应用流体扫描成像仪(FSI)进行了十几口页岩气井的产出剖面测试作业,测试成本高,测试结果得不到验证。因此,需要中国的测试服务公司和科研单位尽快研制出一套适用于涪陵地区页岩气井的产出剖面测试工艺技术和资料解释方法。

本文首先详细分析了页岩气井产出剖面测试面临的困难和挑战;针对这些难点提出了相应的技术对策与建议;通过现场实例证明了连续油管输送组合测试仪器工艺的可行性和解释方法的可靠性。

1 产出剖面测试主要技术难点分析

中国页岩气井通常采用大规模多级分段水力压裂完井,成本极高;因其完井特殊性,所有施工作业都要保证采用成熟的技术,避免造成减产甚至事故。

1.1 施工需要带压作业

常规作业为保证井控安全,通常采用压井作业,但是,页岩气井返排不彻底,地层产出情况认识还不清楚,为保证不影响页岩气井正常生产,施工作业要求采用不压井作业,尽量避免关井,给施工作业带来一定的难度和安全风险。

1.2 井下仪器输送困难

涪陵地区井深基本在4 000 m以上,水平井段的长度在1 000～2 000 m,水平井段呈现波浪起伏状,测试层段是所有的射孔段,几乎占据了整个水平井段长度。井深超过3 500 m,连续油管容易发生自锁,爬行器容易发生打滑以及遇阻、遇卡等现象,页岩气井的井况对连续油管和爬行器的输送是一个挑战[6-7]。

1.3 测试仪器优选及测试制度的制定

产出剖面测试参数及仪器种类较多,原理不一,普遍适用于垂直井,但对于流型、流态复杂的水平井并不适用。国外发展了阵列式产出剖面测试仪器[8-10]。针对涪陵地区页岩水平井水平段长、井筒内桥塞碎屑较多、水平段波浪起伏、流型流态复杂等情况,优选适用于页岩气井测试仪器至关重要,也是测试能否成功的关键。测试制度则根据测试仪器串的原理及井况的特点制定。

1.4 井下状况复杂

页岩气井在钻铣桥塞时采用循环洗井洗出钻塞碎屑,但洗井效果并不理想。根据焦石坝多口页岩气井的测试经验,井筒内存在大量的钻塞碎屑,造成了仪器遇卡、牵引器爬行困难、阵列仪器的涡轮和探针等容易发生损坏和掉落等事故。为保证测试施工安全、可靠,测试前期井筒处理非常重要。

1.5 水平井多相流复杂流动问题

页岩气井在生产过程中以产气和反排液混合相为主。水平段流型复杂,目前对其认识还不明确。常规水平井气液两相流一般分为分相流、间断流和均布流,其中气相增加可形成泡状流、环状流和雾状流[11-15]。水平段流型同样受井径、井斜影响,导致资料解释难度增加。

2 技术对策与建议

2.1 仪器输送方式的选取

水平井测试仪器的输送方式有爬行器和连续油管2种方式。爬行器具有操作方便、电缆直读、费用低等优点,但是当水平段超过一定长度,爬行器会出现打滑等牵引力不足的现象,而且在井况复杂、井内残留有碎屑的情况下,爬行器有卡在井下的危险。因此,爬行器并不适用于涪陵页岩气井测试仪器的输送。连续油管具有输送力大、输送水平段长和带压作业的特点,测试资料能够表征地层动态产出情况。连续油管下入深度显著增加,具有穿缆直读的特点,能够满足涪陵页岩气井产剖测试的要求。

中国的连续油管直径主要有1.0、1.5、1.75、2.0、2.5 in*非法定计量单位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同不同型号。井下测试工具较轻,连续油管输送测试作业并非选择型号越大的连续油管越好。相反,尺寸较大的连续油管承受内外压指标较低,而且重量较大,不利于起下。连续油管作业需要考虑连续油管在井筒内受内压和外挤。为防止连续油管发生破裂,需要在连续油管内部注入气体或液体达到压力平衡。另外,为了防止连续油管在井筒内发生自锁,需要考虑连续油管下推力和上提力与磨阻关系,施工之前需要利用专门的连续油管模拟软件,根据测试井的井深、井斜、套管内径等数据计算不同型号连续油管井下受力情况,得出连续油管下入的最大深度和安全系数。通过模拟计算,保证连续油管能够安全、有效地把仪器输送到指定深度。以涪陵地区××井为例,井口压力为18 MPa,井深为4 020 m,水平段长1 414 m,日产气量1.2×105m3。利用连续油管受力分析软件Cerberus对测试作业进行模拟分析,分别模拟了1.5、1.75 in和2.0 in的连续油管在管内充满气和充液2种情况下的受力分析,计算得出只有2.0 in连续油管在2种情况下都能达到目的井深(见图1)。

图1 ××井连续油管井下受力分析

2.2 井控设备的优选

连续油管施工过程中井控设备指连续油管专用的井控设备。包括井口防喷器、防喷管和防喷盒。防喷器主要用来防止在测试过程中出现井涌或井喷事故。连续油管专用的防喷器采用四闸板防喷器,由上而下主要元件有自封胶芯、全封闸板、剪切闸板、卡瓦闸板、半封闸板等。井控装置的配置根据地面压力的最大值和作业的连续油管装置进行调整,连续油管装置的井控元件耐压要大于最大井口压力。连续油管起下过程中是通过防喷盒实现动密封以实现带压作业,防喷盒的密封性能决定着带压作业的最大工作压力。防喷管的作用是容放测试仪器,其长度由测试仪器串长度决定,其耐压指标满足井口最大压力即可。通过对涪陵地区多口井生产压力的统计分析,井口压力普遍在15～30 MPa,考虑测试制度的调整,不压井作业井控装置耐压需大于50 MPa。

2.3 测试仪器的优选

页岩气井的井下流动特点为典型的气水两相分层流动,水平井的完井方式、井眼轨迹、井径变化等因素的综合作用导致井筒中流体分布不对称、重质相回流,使地层水分布于井筒的低凹处,水平井段下部存在流体相态重力分异及气体滑脱效应,常规测试仪器无法分辨流体成分(持水率、持气率),需要带有多个探头的阵列式测试仪器进行精细测试。

国际上主要有2种类型的产出剖面测试阵列仪器。一种为斯伦贝谢公司研制的流体成像扫面仪FSI,它具有5个微转子测量分层流速,6对光学和电阻探针测量三相持率,能够集中测量同一段流体,可实时监测数据质量[16]。这种仪器采用“不倒翁”的原理,在仪器中安装有偏离器和特殊机械部件,保持仪器在井下的平衡。这种仪器涡轮角度和效果受井斜影响较大,在大斜度井中应用受限。斯伦贝谢公司利用FSI在涪陵地区进行了多口井的产出剖面测试,利用带光纤的连续油管进行仪器输送和资料实时采集。另一种阵列仪器是以Sondex公司为代表的阵列流量计SAT、阵列电容持水率计CAT和阵列电阻持水率计RAT,以及Sondex公司仪器的改进型仪器即由加拿大Hunter公司研制的阵列流量计AFV和阵列持水率计AFR。这种类型的流量计在井下张开呈伞状,多个探头沿着井的横截面围绕一周,能够分层测量各相流体的流速和持率,在国外这种类型的仪器应用较为普遍。另外,根据涪陵地区页岩气井的井况和完井方式,需要对测试仪器的耐温耐压指标进行优选,同时仪器尺寸需要满足页岩气井的要求。

2.4 测试制度的制定

页岩气井钻铣桥塞后返排不彻底,井筒内残留有各种碎屑,很容易造成测试仪器遇卡、遇阻,甚至造成仪器损坏。测试之前,需要对井筒进行清理,这也是测试成功与否的关键一步。井筒清理比较有效的方式是循环洗井。为了保证产量,防止水淹,不允许对页岩气井进行清水洗井,只能用氮气代替,但是氮气价格昂贵,返排能力不如清水,在中国应用受到限制。比较普遍的办法是采用打捞工具进行硬打捞,首先采用强磁打捞器打捞井底大的铁块和铁屑;然后采用迷宫式打捞筒,利用连续油管下放速度和井内气液流体上流的作用,使碎屑进入到打捞筒内;最后利用与测试仪器同外形的通井仪进行通井,保证测试仪器能够安全起下。测试制度上,在保证测试数据质量的前提下,应尽量简化测试步骤,特别对于阵列仪器,增加测试的趟数,就意味着增加仪器损坏的风险,增加测试成本和安全风险。

2.5 资料处理解释方法

资料处理曲线校深是关键的一步。根据产出剖面测试所获得原始数据,利用裸眼井的自然伽马和磁定位曲线对产出剖面测试曲线进行深度校正,保证解释结果深度的准确性。进行测试数据质量控制,质量控制的内容包括各个测井速度下上测和下测的温度、压力、流量、转子转动、阵列持水率测量以及PVT数据,利用质量合格的数据进行分析。

在质量控制的基础上需要计算每个相的持率以及流体的视速度(vapp),流量计刻度是视速度计算的关键一环(见图2)。阵列流量计测试具有多个涡轮,需要对不同涡轮分别进行标定。由于各种原因,某个涡轮在井下可能受损或者局部工作不正常,在解释时需要屏蔽涡轮失效的数据[17-19]。

图2 流量计标定示意图

最后,应用校正后的流体压缩系数,采用相应的水平井滑脱模型以及流速校正因子,利用阵列仪器多传感器处理模块计算出气相和水相的在每个深度的产量。

3 现场应用实例

涪陵地区××井利用穿缆连续油管输送常规与阵列组合测试仪器串成功完成了产出剖面测试作业。该井完钻井深3 561 m,水平段长869 m,采用泵送桥塞分段压裂技术压裂11个段,日产气6.0×104m3,井口不产水,井口压力11.8 MPa。

测试之前,利用强磁打捞器和打捞筒对井筒进行了清理,打捞出了部分铁屑、铁块和胶皮等碎屑。利用连续油管分别输送常规测试仪器和常规与阵列组合测试仪器进行了2种方式的测试。测试制度分别采用300、600 m/h和900 m/h的测速进行上下3个回次的测试。

测试期间产量并不稳定,在56 000 m3/d的生产制度下测试结果见图3所示。各段的产量主产层集中在第11、8、7、6和3段,第9段少量产气,其他压裂段基本不产气,第11段产气贡献率为36.47%。通过气体压缩系数换算,计算得到的地面产量为61 970.49 m3,与地面计量产量的误差为9.6%,在工程误差范围之内。

图3 涪陵地区××井测试资料解释成果图

根据测试资料对井筒的流型流态进行了分析,分析数据依据阵列持率计的成像图(见图4)。图4中为全井筒水平段气液分布图,其中蓝色代表水,红色代表气。图4中,水平段内水的比例较大,井筒含水较高,井下积液严重。因全井段压缩严重,选取了4个深度段的气液成像图,前1、3、4段显示为段塞流,第2段为波状层流。通过比较分析,在5.6×103m3/d的生产制度下该井井底以段塞流为主,局部为波状层流。

图4 ××井筒流型流态分布图

4 结论与认识

(1) 根据中国页岩气开发技术现状提出了开展页岩气井产出剖面测试技术研究的必要性。根据涪陵地区页岩气井的特点和完井现状,分析了页岩气井产出剖面测试面临的问题和挑战,包括施工需要带压作业、井下仪器输送困难、测试仪器优选及测试制度的制定、井下状况复杂和水平井多相流复杂流动等问题。

(2) 针对面临的难点和挑战给出了相应的技术对策与建议。仪器输送方式建议采用外径为2.0 in的连续油管,井口防喷装置耐压需要大于50 MPa,仪器采用带有多探头的阵列仪器,测试工艺需要先进行井筒清理和模拟测井仪器通井,根据测试要求和仪器类型决定测试制度。

(3) 通过现场实验,证明了连续油管输送组合测试仪器适用于涪陵地区页岩气井。

(4) 根据资料解释结果和分析应用,说明了资料处理解释方法的可靠性以及产出剖面测试对页岩气井动态监测和生产优化的重要意义。

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