王玉海　包 凯　陆俊华　黄树新　郑 威

(1. 中国石化华东油气分公司非常规资源勘探开发指挥部， 南京 210019;2. 西南石油大学机电工程学院， 成都 610500)



彭水区块气举排水采气技术研究与应用

王玉海1包 凯1陆俊华1黄树新1郑 威2

(1. 中国石化华东油气分公司非常规资源勘探开发指挥部， 南京 210019;2. 西南石油大学机电工程学院， 成都 610500)

摘要：彭水区块常压页岩气藏随着开发的不断进行，地层能量减弱，井筒积液严重，严重影响气田的高效平稳开发。通过分析气藏地质特征和开发现状，在对井底积液和排水采气技术现状调研的基础上，利用井筒已有气举管柱，建立天然气增压气举阀气举模型，利用集气站反输气对PY3井进行气举作业，开展了气举效果对比分析。研究结果表明，间歇气举作业对彭水区块常压页岩气自喷井辅助排液生产效果明显。

关键词：彭水区块； 页岩气； 井筒积液； 气举； 现场应用

彭水区块页岩气藏具有地层压力系数低、游离气与吸附气比值低、自喷能力低，需借助人工或机械举升方式进行开采的“三低一助”特征。其中，PY3井在长时间维持低成本自喷生产后，地层能量减弱，井筒积液严重，产气量下降。近年来，部分油田开发已进入晚期，井筒积液问题受到了国内外学者与企业的持续关注[1-2]。在国外，俄罗斯、美国现场应用气举技术最为广泛；在国内，自20世纪80年代起，辽河油田和中原油田相继采用了气举工艺，随后四川部分气田、吐哈油田等对其进行了完善与推广，取得了较好的效果。但目前气举技术较少应用于常压页岩气藏的开发。

本次研究通过对气藏地质特征和开发现状进行分析，在对井底积液分析的基础上，利用井筒已有气举管柱，建立天然气增压气举阀气举模型，利用集气站反输气对PY3井进行气举作业，形成了适合彭水区块常压页岩气井排水采气的生产模式。

1气藏地质特征及开发现状

1.1气藏地质特征

彭水区块地处重庆市东南部以及贵州省北部，位于四川盆地与雪峰隆起之间的武陵褶皱带上。区块内发育桑柘坪、道真、武隆、湾地4个含气向斜。其中，桑柘坪向斜构造相对简单，主要目的层为龙下志留统龙马溪组 — 上奥陶五峰组，埋深相对适中，整体小于3 000 m；厚度自北西向南东方向呈减薄趋势，通过取芯显示该段优质页岩厚约103 m，主要为灰黑色粉砂质炭质页岩，深水陆棚相沉积，富有机质，有利于页岩气富集；页岩地震波组连续，反射能量强，稳定，有利于页岩气勘探[1]。

1.2气藏开发现状

2011年开始，在彭水区块桑柘坪向斜北西翼及核部部署了4口页岩气水平井，其中PY3井位于向斜核部，其余3口井位于翼部。彭水区块地层压力系数为0.92～1.15，属常压低压页岩气藏。水平井经过压裂改造后，地层压力迅速下降，无法完全实现自喷，必须要借助人工举升或机械举升方式进行排采。总体而言，彭水区块页岩气藏具有地层压力系数低、游离气与吸附气比值低、自喷能力低，需借助人工或机械举升方式进行开采的“三低一助”特征[2]。

1.3区块排水采气工艺现状

低压页岩气井无法自喷采气，且压裂改造通常采用大型水力分段压裂的方式，压裂液用量大，单段为1 000～4 000 m3，全井段为15 000～48 000 m3[3]。页岩气井压裂后排采制度为：快速排液、提高返排率、降低压裂液对储层的污染并促使页岩气快速解吸。总体而言，页岩气水平井压裂后排采过程主要经历快速排液时的动液面和井底压力快速下降阶段、稳降动液面阶段和缓慢降压的自喷生产阶段。通过不断探索与总结，对彭水区块常压页岩气井生产建立以下排采模式，如图1所示。

图1　彭水区块常压页岩气井排采模式

目前彭水区块页岩气生产井有4口。由于PY1井、PY2井和PY4井地层压力系数低，为0.92～0.97，自喷生产难度大，因此采用电潜泵抽排，使压裂液尽快返排，同时使井底流压快速降至页岩气解析压力附近，加快解析。PY3井在优化气举管柱结构和工艺参数后，实现了低成本稳定自喷生产，连续自喷生产持续了14个月，平均日产气量为10 598 m3，平均日产液量为19.1 m3。随着生产的不断进行，地层能量减弱，气井产气量急剧降低至临界携液流量，导致井筒积液。井筒积液的不断增加，增加了井底压力，导致产量降低或停产，严重影响气井正常生产。

2增压气举阀气举工艺

2.1气举流程

通过气举阀从地面将高压天然气注入积液或停喷井中，降低举升管中的压力梯度，利用气体的能量举升井筒中的液体，使井恢复生产能力[4-6]。气井排液采气一般根据气井积液规律采取间歇气举，进行周期性排液，气举流程如图2所示。

图2　气举流程示意图

从图2可以看出，气举过程中，天然气经压缩机增压后，由套管注入井筒，达到气举阀打开压力后，经气举阀进入油管，将井筒中的积液带出，气液混合物经分离器分离。气举过程中应重点关注套压、油压、产气量和产液量的变化。

2.2气举阀工作的数学模型

气举阀在气举过程中不仅是注气通道，同时也是举升管柱上注气孔的开关，图3为波纹充气管式气举阀示意图[7]。

图3　波纹充气管式气举阀示意图

从图3可以看出，气举阀的开闭由油管压力pt、注入气压力(或套压)pc和波纹管充气压力pb的合力决定，当气举阀刚好打开时，需满足如下条件：

(1)

式中：Ab—— 波纹管充气室有效面积，mm2；

Ap—— 阀孔面积，mm2，令R=ApAb；

FTE—— 油管效应系数，表征气举阀对油压的敏感性，无量纲。

设气举阀刚好打开时套压为pvo，则：

pvo=pb(1-R)+ptFTE

(2)

由式(2)可知，当气举管柱确定后，气举阀刚好打开时的套压仅与油压pt有关。

2.3气举管柱结构

PY3井安装的气举管柱为开式气举管柱[8]，无封隔器和单流阀，下完气举管柱，安装6级气举阀，具体参数如表1所示。

表1　气举阀具体参数

3现场应用

3.1压缩机选型

通过对气举过程中注气压力和注气量等注气参数敏感性进行分析，综合考虑使用范围、使用时间和地面配套等诸多因素，选择出口压力为25 MPa的水冷天然气压缩机。具体参数见表2。

表2　压缩机具体参数

3.2气举过程分析

PY3井间断进行了2次气举，持续时间约 15 h。气举施工过程中，套压逐渐升高最后基本稳定在7.8 MPa，油压随产液量变化在0.1～0.7 MPa波动。

表3　气举阀具体参数

将表3中的动液面海拔高度与表1中气举阀下入垂深进行比较，并结合实际套压与瞬时产液峰值可知，该井井筒中至少有500 m以上的液柱。综上所述，PY3井气举常开气举阀为第4级气举阀，垂深 2 291 m，气举前油管动液面海拔在1 542 m。

气举过程中产气量与产液量总体表现为：瞬时产气量间隔半小时呈现一个高峰，折算产气量高峰达到1 000～2 000 m3h，持续约10 min后降至 100 m3h；瞬时产液量在产气高峰时候出现，每小时1.5 m3。气举生产曲线如图4所示。

图4　PY3井气举生产曲线

从图4可以看出：(1)气举施工期间产量循环波动，积液未完全排除，存在段塞流。(2)第1次气举结束停压缩机后产气量低，井筒积液未完全排出(第1次共出液5.5 m3)。气体从套管注入，从气举阀进入油管，由于积液较多，油管液柱较高，积液未完全排除，停机后产量没有完全恢复。(3)第2次停压缩机后产量突然上升。这是因为第2次气举时，井筒积液基本排出(第2次共出液5.7 m3)。由于积液较少，气体沿油管向上，降低了油管内流体密度，气体携液能力增强。(4)停压缩机后，气井自喷生产，产气量逐渐下降，然后保持稳定。目前套压为5.0～6.5 MPa，自喷产气量由1 000 m3h降至目前的300 m3h，产液量由1.5 m3h降至目前的0.5 m3h。前期自喷正常生产时套压在6.0 MPa左右，日产气为8 000～12 000 m3，日产液约15 m3。

3.3气举效果对比分析

PY3井气举作业之前的生产方式为低成本自喷生产。随着生产的不断进行，地层能量减弱，产气量急剧降低，气井无法正常携液，导致井筒积液。随着井筒积液的不断增加，井底压力增加，严重影响气井正常生产。为进一步分析气举作业效果，将气举前后该井日产气量和日产液量进行对比。PY3井气举前后生产曲线见图5。

从图5可以看出，PY3井从7月5日至8月23日，能维持自喷生产，产气量有一定的波动，日均产气量为8 250 m3，日均产液量为10.7 m3，套压为 5.0～6.5 MPa；随后产气量与产液量都急剧下降，日均产气量仅为4 203 m3，日均产液量为0.9 m3，套压一直处于高值范围，介于7.5～8.3 MPa；气举作业后，产气量与产液量都有明显提升，日均产气量为 7 660 m3，日均产液量为13.6 m3，套压恢复至6.0 MPa左右。气举效果明显，但并未完全恢复至气举前的水平，其原因主要是注气量不足，排液不彻底。

图5　PY3井气举前后生产曲线

4结语

(1)彭水区块页岩气藏具有地层压力系数低、游离气与吸附气比值低、自喷能力低，需借助人工或机械举升方式进行开采的“三低一助”特征，连续自喷生产困难。

(2)天然气增压气举阀气举适用于彭水区块页岩气井。PY3井气举效果显著。

参考文献

[1] 谷红陶.彭水区块桑柘坪向斜带页岩气勘探前景[J].工业,2015(6):163-165.

[2] 夏海帮,袁航,岑涛.彭水区块页岩气生产井排采方式研究与应用[J].石油钻探技术,2014,42(4):21-26.

[3] 刘红磊,韩倩,李颖,等.彭水区块水平井清水连续加砂压裂技术[J].石油钻探技术,2015,43(1):13-19.

[4] 贾浩民,李治,张耀刚,等.气举排水采气工艺技术研究及应用[J].石油化工应用,2010,29(12):35-38.

[5] 郑小林,李旭成,李司杰,等.九龙山气田排水采气工艺技术研究及应用[J].石油化工应用,2015,34(3):51-54.

[6] 熊巍.气井积液规律及排水采气优化[D].荆州：长江大学,2014：4-5.

[7] 尹国君.气举排水采气优化设计研究[D].大庆：东北石油大学,2012：24-29.

[8] 苏月琦,汪海,汪召华,等.气举阀气举排液采气工艺参数设计与优选技术研究[J].天然气工业,2006,26(3):103-106.

Research and Application of Gas Lift Drainage in Pengshui Block

WANGYuhai1BAOKai1LUJunhua1HUANGShuxin1ZHENGWei2

(1.Unconventional Oil and Gas Exploration and Production Headquarters,Sinopec Huadong Company,Nanjing 210019, China;2.School of Mechatronic Engineering, Southwest Petroleum University,Chengdu 610500, China)

Abstract:With the continuing development of normal pressure shale gas reservoir in Pengshui block, the formation energy decreased, and the liquid was accumulated in the wellbore, which has a strong negative impact on the further development of the gas reservoir. Based on the research of wellbore liquid accumulation and gas lift drainage technology, the analysis of gas reservoir geologic feature and develop situation was conducted in this paper. We can utilize the gas lift string in the wellbore to build the gas lift model of pressure boost gas lift valve, and gas lift operation in PY3 well was processed with the help of reverse gas transmission technology in the gas collection station. Finally the gas lift efficiency result was compared. The research indicated that batch-type gas lift operation has a significant positive impact on the normal pressure shale gas reservoir gusher well auxiliary drainage production in Pengshui block.

Key words:Pengshui block; shale gas; wellbore liquid accumulation; gas lift; field application

收稿日期：2015-09-21

基金项目：四川省科技创新苗子工程项目“多功能钻井泥浆取样装置”(2014-108)

作者简介：王玉海(1989 — )，男，工程师，研究方向为页岩气、煤层气开采。

中图分类号：TE377

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)03-0078-04