张宏录 刘海蓉

中国石油化工集团公司华东石油局工程院

中国页岩气具有巨大的开发潜力，其资源量有30×1012m3［1］，但页岩气的开发工程难度较大，国内相应的关键技术并未取得大的突破，未形成页岩气的工业化生产能力［2］。其中，页岩气（致密砂岩气）排采工艺技术在整个开发过程中显得尤为重要［3］。页岩气（致密砂岩气）常用的排采工艺主要有泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气及有杆泵排水采气等。但每种排水采气工艺都有一定的缺点。例如：泡沫排水采气适用于低压、水产量不大的气井，尤其适用于弱喷或间歇自喷气水井；气举排水采气适用于排量大、日排液量高达300m3的气井，适宜于气藏的强排液；电潜泵排采工艺适应于高液量页岩气井的排采，但不适应于产液量低于30m3的排采井；有杆泵排水采气对于气液比高、出砂、含有硫化物或其他腐蚀性物质的井，容积效率降低，该排采工艺用于大斜度井时，抽油杆柱在油管中的磨损将损坏油管，增加维修作业费用。笔者通过对目前国内页岩气（致密砂岩气）排采工艺现状进行分析，找出排采工艺中存在的主要问题，提出相应的技术对策，将对提高页岩气（致密砂岩气）整体开发水平具有一定的指导意义。

1 页岩气排采工艺技术现状

1．1 排采工艺的选择原则

1）压裂后首先采取控制放喷排液方式，待井口压力为零，放喷排液结束后，依据排采井的储层特性、地层供液情况优选合适的排采工艺。

2）排采工艺方式主要有气举、泡沫排水采气、电潜泵、抽汲、机抽等方式［4］。

1．2 排采工艺方式

排采工艺方式主要有气举、电潜泵、抽汲、机抽等方式［5－6］。统计8口页岩气井中，气举4口井，电潜泵2口井，机抽1口井，抽汲1口井。其中气举占50%。

1．3 气举气源的选择

气举气源主要有膜制氮气和天然气［7］。邻井有高压气的井选天然气气举，邻井没有高压气的井选择膜制氮气气举。膜制氮气气举比天然气气举在注气量、产气量、产水量等方面更平稳（表1）。

1．4 气举方式的选择

气举方式主要有正举和反举。通过对建页HF－1井的分析可看出，采用套管气举方式均比油管气举效果较好，产量较高且带水稳定。但考虑气井实际情况（外输压力为1．25MPa），且与产量线性关系较好，则优选套管气举方式进行排水采气，即输压1．25～1．39 MPa，产气量为4 000～5 000m3。说明套管注气、油管生产时，气举效果较好。页岩气井自然产能低、生产时间较短，且普遍产水；气举生产方式效果较好，带水明显（图1）。

图1 建页HF－1井气举生产关系曲线

2 页岩气井排采效果分析

2．1 东峰2井排采效果分析

2011年12月10日15：40开始返排。先使用3 mm油嘴，后增大，8h后至敞井，油压由22．4MPa降为零（11．5h后），靠自身能量排液6d，累计799m3，期间点火燃烧时长40h，最高高度1．2m，返排6d后，进行气举排液。3次气举，共气举出液体71m3；敞口观察，期间均无气显示。测试井底流压为7．6MPa，动液面深度为833m，Cl－含量为27 000～28 000mg／L，检验为地层水，折算产水速度2．24m3／d。2011年12月28日，换73mm管柱后仍无液无气产出，测试结束封井（图2）。

图2 东峰2井排采效果曲线

2．2 泌页HF－1井排采效果分析

泌页HF1井于2012年1月8日完成15级分段压裂，压后获最高日产油23．6m3、日产天然气900m3工业油气流。截至4月7日累计产油722m3，产气24 635m3。该井目前日产油6m3左右，日产气200～500m3，已持续稳定3个月时间。原油密度为0．86g／cm3，黏度为14mPa·s（70℃），属正常原油。

2．3 建页HF－1井排采效果分析

建页HF－1井2011年9月14日～17日，逐级采用水力泵送、电缆传输方式，实施桥塞坐封＋射孔联作，完成其余6级压裂施工，钻塞后控制放喷，套压为零后采用液氮助排、泡沫助排，后期采用天然气助排，最高日产气量12 700m3，目前产气量超过2 000m3（图3）。

2．4 涪页HF－1井排采效果分析

涪页HF－1井钻塞后于3月23日分别用6、10、15 mm油嘴控制套管放喷，初期套压16MPa，24h后降为零，返出液726．2m3，返排率4．8%。最高产气量1 500m3。4月8日～11日采用膜制氮气气举，气举深度2 000～2 400m。气举后放喷，井口不返液，不产气。5月26日实施酸压解堵施工，共用酸液110m3，并拌注液氮40m3，施工结束后，套压43MPa，油压47 MPa，关井24h压力扩散，后分别采用6、10、12mm油嘴、油管针阀控制放喷，5月29日气产量最高达14 750m3，后期采用8mm 油嘴放喷，气产量10 800 m3／d，目前气量呈下降趋势。

图3 建页HF－1井气举诱喷排采曲线

2．5 宁201－H1井排采效果分析

宁201－H1井压后该井具有自喷能力，目前6mm油嘴测试日产气14×104m3，套压24MPa，压裂液总量22 140m3，返排率15%。

3 认识与建议

通过对我国页岩气井排采现状分析，取得了以下认识：

1）页岩气井自然产能低，但水平井优于直井（2～3倍），普遍产水，开采方式主要以气举、泡沫排水采气方法为主［8］。

2）对于有天然气气源的井，直井采用天然气气举排水采气方式进行生产，水平井采用气举、泡排及气举＋泡排组合方式进行排水采气［9］。

3）对于无天然气气源的井，膜制氮气气举是页岩气（致密砂岩气）主要排采工艺，膜制氮气气举适应于产液量较大的排采井。

4）泡排工艺适应于产液量低于10m3的排采井，目前泡沫排水采气工艺尚不能满足水平井排液要求［10］。

5）电潜泵排采工艺适应于高液量页岩气井的排采，但不适应于产液量低于30m3的排采井。

［1］邱中建，邓松涛．中国非常规天然气的战略地位［J］．天然气工业，2012，32（1）：1－5．

［2］陈建渝，唐大卿，杨楚鹏．非常规含气系统的研究和勘探进展［J］．地质科技情报，2003，22（4）：55－59．

［3］翟光明，何文渊，王世洪．中国页岩气实现产业化发展需重视的几个问题［J］．天然气工业，2012，32（2）：1－4．

［4］李汉兴，朱必兰．国外机械采油装备的现状与发展趋势［J］．石油机械，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］郑俊德，张仲宏．国外电泵采油技术新进展［J］．钻采工艺，2007，30（1）：68－71．

［7］刘琦，蒋建勋．国内外排液采气方法应用效果分析［J］．天然气勘探与开发，2006，29（3）：51－55．

［8］黄艳，谭宏兵．气举泡排组合排水采气工艺技术的研究与应用［J］．钻采工艺，2001，24（5）：49－50．

［9］曲俊耀，朱家富．威23井双油管气举、泡排复合排水采气新工艺［J］．天然气工业，1996，16（5）：83－85．

［10］张金川，金之均．页岩气成藏机理和分布［J］．天然气工业，2004，24（7）：15－18．