段承琏，魏风玲，魏瑞玲，刘 芳，刘 静，吴小丁

（中国石化中原油田石油工程技术研究院，河南濮阳457000）

彭水页岩气藏地层压力系数较低，为0.92 ～0.96，属常压页岩气藏，由于储层的孔隙度和渗透率较低，因此，区块试采井全部采用压裂投产。由于地层能量不足，压裂改造后无法依靠地层能量自喷返排压裂液。在正常生产中也有地层水持续产出，由于产气量较低，无法携液生产，井底积液导致产能进一步下降，需要采用人工举升方式进行排液生产。彭水页岩气具有以下排液特点：投产初期，需要快速大量返排压裂液；生产后期排液量低，返排液含泥质、粉砂、固相颗粒等；目前主要采用的电泵排液维护作业成本高。

页岩气井常见的排水采气工艺有：优选管柱、气举、泡排、柱塞气举、电潜泵、射流泵、机抽。在国外，美国Marcellus气田针对大井斜柱塞气举需要安装安全接头的问题，设计了单垫圈柱塞，现场应用中减少了柱塞和油管之间的摩擦力[1]；Alliance 页岩气田在不带封隔器的气井应用了环空注入泡排＋气举的排采方式，达到了有效增产的目的[2]；Bakken 页岩气井在生产中应用了射流泵＋气举进行排采[3]。

在国内，针对页岩气井生产中后期带液困难的问题，长宁页岩气藏优选了由多种甜菜碱两性离子表面活性剂复配而成的起泡剂CT5-7CΙ，具有发泡力强、稳泡性好、抗矿化度的特点，现场应用2 口井，具有较好的排采效果[4]。川东南地区针对页岩气井开采后期的特点进一步优化排水采气工艺技术，在LY-X 气井实验应用了连续油管液氮正举的排采工艺，气井顺利复产[5]。

由于彭水页岩气的排液特点，这些方法都不能适应气井的完整生产阶段，需要作业更换排液管柱，导致地层伤害。为避免频繁更换管柱，在页岩气排水采气工艺的研究基础之上，针对现场的实际情况研究设计了多种高效排液管柱，延长管柱的应用周期。

1 彭水地区页岩气排采工艺分析

彭水区块的地层压力变化可分为快速递减期、平稳下降期、缓慢衰退期三个阶段。在快速递减期（0 ～120 d）地层压力系数从1 下降至0.6；平稳下降期（120 ～400 d）由0.6下降至0.4；缓慢衰退期（400 d以上）小于0.4（表1）。

彭水页岩气的返排液主要为压裂液和原始页岩水。在生产初期压裂液迅速排出，返排难度小，产液量高（＞50 m3/d），返排率最高达到108%，分析返排液中含有地层产出水；生产中期返排难度较小，液量稳定（20 ～50 m3/d）；生产后期需克服页岩吸附力返排滞留在微孔隙的残余水，产液量低（＜20 m3/d），返排难度大（图1）。

表1 区块气井压力系数变化趋势Table 1 Variation of formation pressure coefficient with production in Pengshui Block

图1 彭水气藏产液随时间变化特点Fig.1 Feature of water discharge with time in Pengshui Block

彭水常压页岩气在生产中产量递减较快，要求页岩气排采工艺有效地适应气井的低产量和高产量；日排液量幅度较广，从投产初期的50 m3/d以上到生产后期20 m3/d 以下，要求排采工艺能够满足较大变化幅度的排液需求。

彭水常压页岩气藏先后采用了放喷、气举诱喷、电潜泵排采、自喷井管柱优化、连续油管等排采工艺及措施，其中电潜泵为压后排液的主要方式。随着地层供液能力下降，先后进行了连续/间歇气举、自产气压缩机气举、射流泵举升等试验。

1.1 电潜泵排液

从投产初期到生产末期，电潜泵的排量逐渐变小，下深加深，末期下至炮眼附近。这种深抽方式能够放大生产压差、提高产气量、低液量排液，但下深加大也导致了地层出砂、电泵过载而损害设备性能。针对出砂问题，现场采用的沉砂筒、滤砂管起到一定防砂作用，但产出液中的泥质无有效预防措施。且根据现场生产情况及数值模拟情况（表2），该工艺无法满足10 m3/d 以下的低排液需要，更适用于投产初期快速排液。

1.2 自产气气举排液

2015 年9 月5 日，PY3 井实施自产气气举排液。利用PY1、PY2 井产出的天然气，通过气体压缩机从套管注入高压气体，吸入压力恒定在0.1 MPa，气量300 m3/h，套压在气举施工期间稳定在7.5 ～7.8 MPa，实施后增气0.3×104m3/d，增液3 m3/d（图2）。从生产曲线中可以看出，间歇气举效果明显，但产气量低，气举有效持续时间短，与注气量不足，排液不彻底有关。

表2 不同开采阶段电潜泵排液模拟Table 2 Discharge simulation of electric submersible pump in different mining stages

图2 PY3井间歇气举前后生产曲线对比Fig.2 Production curves before and after intermittent gas lift of well Pengye-3HF

2015年12月7日连续气举累计施工时间12.4 h，套压4.2 ～6.7 MPa，油压0.25 ～0.6 MPa，产气量11 228 m3/d，产液量9.57 m3/d。气举后的产量高于临界携液气量0.8×104m3/d（图3），有效期85 d。

1.3 射流泵排液

图3 PY3井间连续气举时瞬时产气量统计Fig.3 Statistics of instantaneous gas production during continuous gas lift of well Pengye-3HF

在PY1 井开展了射流泵排液试验。射流泵频率39.0 ～40.5 Hz，泵压23.0 ～23.8 MPa，注水量30.48 ～139.68 m3/d，施工中排液量0.1 m3/h，井底积液无法排除，试验失败，原因分析见表3。从分析结果来看，该排液方式不适合彭水区块的低液量气井。

1.4 套管排液和连续油管排液效果模拟分析

分别对外径139.7 mm套管环空（内径121.36 mm，油管外径73 mm）和内径32 mm、38 mm 连续油管采气方式进行了携液能力预测（表4）。从最小携液气量的模拟分析看，套管带液能力弱、稳定带液气量要求高，只适用于高压、高产井，不能作为常规排采工艺应用。连续油管排液时在同等压力条件下仅需较小的产量就能携液，因此，能够延长低压、低产井的自喷携液期，但用于高产气井时由于管径较小会对产量产生限制，更适用于开发中后期的低压低产井。

表3 射流泵存在问题及原因分析Table 3 Problems analysis of jet pump

表4 连续油管和套管携液能力模拟结果Table 4 Simulation result of liquid unloading capacity of coiled tubing and casing

根据分析，彭水区块目前的排采工艺较为单一，未系统考虑不同开发阶段排采需求，无法同时满足初期大排量返排和后期小排量稳定排采的要求，导致开发后期需作业更换管柱，造成储层的二次污染。

针对存在问题，高效排采方式研究重点考虑不同开发阶段排液特点和地面条件，尽量采用一种排采方式贯穿整个开发过程，降低作业中压井对储层的伤害。

2 排采工艺优选与管柱优化设计

现场常用的排采方式有气举、泡排、柱塞气举、电潜泵、射流泵、机抽等[6-7]，针对彭水区块的排液特点开展技术适应性分析，考虑定向井、高气液比、地面管网和投资成本等因素的影响，机抽、超声旋流雾化排液、水力射流泵、柱塞气举等排采方式不适宜。电潜泵、气举、泡排、同心小直径管较适宜[8]。从扩大工艺适用范围、提高排采效果考虑，可采用电潜泵—气举等复合工艺（表5）。

从经济性和较长的适用周期出发，根据管柱结构和动力源，优选设计了电潜泵+气举、外输气气举、自产气增压机气举、同心管（小直径管）气举4种排采工艺作为不同开发阶段的排采方式。

2.1 排采工艺优选

2.1.1 电潜泵+气举复合排采方式

针对电潜泵单一排采存在的问题及局限性，复合气举工艺，拓展工艺的应用范围。投产初期采用电潜泵或电潜泵+气举大液量高效排液；生产后期单一电潜泵无法满足低液量排液需要时，及时转换气举排采方式，气源可选择膜制氮气或天然气源[9]。该工艺提高了页岩气井返排效果，缩短了排液周期，适用于不同开发阶段（图4）。

表5 常用排采方式适应性对比Table 5 Adaptability analysis of common water drainage methods

图4 电潜泵+气举排采方式Fig.4 Electric submersible pump+gas lift drainage

2.1.2 同心管（小直径管）排采方式

在原有生产管柱的基础上，生产末期的低压、低产气井直接下入小直径气举管柱（或连续油管）作为速度管柱[10-12]，无需作业，能够满足页岩气井开发后期产量最大化和稳定带液要求，延长气井稳产期（图5）。

图5 同心管+气举排采方式Fig.5 Concentric tube+gas lift drainage

2.1.3 自产气压缩机气举排采方式

对于具有一定产气量的气井，可配套压缩机+气举管柱利用自产气体气举排液[13]，灵活、便利（图6）。从不同开发阶段排液效果模拟看，该工艺可以满足彭水地区不同产水阶段的排液采气工艺要求（图7）。

图6 自产压缩机气举排采方式Fig.6 Self-sufficient gas lift

图7 不同开发阶段气举排采效果模拟Fig.7 Simulation of gas lift effect in different development stages

2.1.4 外输气气举排采方式

对今后建立管网的气井，配套气举阀，将集输压力作为注气压力气举，举升深度最深可达3 000 m左右，用于投产初期诱喷、压裂液返排、中后期生产井的日常维护（图8）。该工艺无须配套地面压缩机，具有较强的经济性、较高的排液效率，可贯穿生产开发的每个阶段，适用期较长。

图8 外输气气举方式Fig.8 Transmission gas lift

2.1.5 经济适应性分析

将优选的排采方式与目前应用的排采方式进行技术与经济性分析（表6）。

可以看出，优选的排采方式在排液效率、适应性上比目前在用的排采方式更优。根据评价结果，在初期、稳定期及自喷期可选用自产气压缩机气举、外输气气举、电潜泵排液；递减期选用自产气压缩机气举、外输气气举、同心管/小直径管排液。

2.2 管柱优化设计

2.2.1 同心管/小直径管尺寸确定

综合考虑产能、携液和减少换管作业次数等因素，确定出同心管排采方式所使用速度管柱的尺寸。目前的同心管可选类型主要有连续油管、小直径油管等。其中连续油管规格多、无接箍，适用于ϕ50.3 mm、ϕ62 mm、ϕ76 mm油管，但成本较高，无法安装气举阀，只能笼统注气；小直径油管价格适中，但有接箍限制，加入小直径气举阀后只能适用于内径76 mm油管。

表6 优选排采工艺和现有排采工艺技术、经济适应性对比Table 6 Technology and economic adaptability comparison of optimal drainage and existing drainage

彭水区块在投产初期采用内径62 mm的气举管柱，因此，建议对生产末期低产气量、低产液量气井采用内径38 mm的连续油管作为同心管柱（表7）。

2.2.2 气举参数优化设计

选择典型井PY3 井，按照井口回压1.0 MPa 进行气举参数模拟（表8）[14-15]，模拟结果显示4 级气举阀能够满足排液需要，气举阀深度2 251 m，气举排液量50 m3/d。

表7 不同开发阶段油管尺寸Table 7 Tubing size at different development stages

表8 气举参数设计结果Table 8 Design of gas lift parameters

3 实例应用

现场在LY1、PY3、PY4 井实验应用开式气举管柱、橇装膜制氮设备实施气举排液采气。平均单井排液时间132 h，注氮气10.9×104m3/d，排液233.06 m3，均诱喷复产成功，平均单井增气1.9×104m3/d。

LY1井2015年投产，生产层井深2 894 ～2 951 m，放喷生产，2016年1月关井测压后产气量由4×104m3/d下降至1.5×104m3/d，产液量由40 m3/d下降至20 m3/d，采取气举排液（图9），产气量恢复至2×104m3/d。

PY3井2013年投产，生产层井深2 753 ～2 780 m，气举前自喷生产，产气量8 500 m3/d，产液量15 m3/d，2015 年12 月气举排液后（图10），产气量恢复至2×104m3/d以上，产液量18 m3/d，效果明显。

图9 LY1井排采复产后生产曲线Fig.9 Production curve after gas lift of well-LY1

图10 PY3井排采复产后生产曲线Fig.10 Production curve after gas lift of well-PY3

现场的成功试验应用说明气举阀排液技术能有效排出井筒积液，实现气井复产，验证了彭水区块气举排采方式的可行性。

4 认识与结论

1）电潜泵排采工艺适用于投产初期高液量页岩气的排采阶段，气举排采管柱排采范围较广；射流泵排采工艺适用于较高液量气井；同心管排采方式适用于生产后期低产、低液量页岩气井。

2）彭水区块常压页岩气藏产量递减快，排液量变化幅度广，排采工艺的选择应系统考虑排液效率和较长的适用周期，降低作业成本。

3）复合气举排液采气管柱排液范围广、效率高，具有较强的经济性和适应性，能够满足彭水页岩气不同生产阶段、不同液量和气量条件下的排液需求。