中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析

第３２卷第１２期　　　　　　　　　　　　　　　　　开　发　工　程　　　　　　　　　　　　　 １

中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析

张宏录　刘海蓉

中国石油化工集团公司华东石油局工程院

　　张宏录等．中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析．天然气工业，２０１２，３２（１２）：４９‐５１．

　　摘　要　在页岩气开发过程中，页岩气排采工艺是提高页岩气开发水平的关键技术，常用的泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气及有杆泵排水采气等技术都有一定的应用条件和缺陷。因此，优选合适的页岩气排采工艺就显得尤为重要。为此，通过分析我国页岩气排采井工艺选择的原则和排采工艺方式以及气举气源及气举方式的对比，重点论述、分析了目前国内已投产的５口页岩气井气举方式及排采效果，提出了对不同页岩气排采工艺的认识。研究结果表明：气举是页岩气（致密砂岩气）的首选排采工艺，气举气源主要有膜制氮气天然气，采用套管气举方式的排采效果优于油管气举方式；泡沫排采工艺适应于产液量低于１０ｍ３的排采井；电潜泵排采工艺只适应于高液量页岩气井的排采。　　关键词　页岩气　工艺　气举排采　泡沫排采　电潜泵排采　现状　分析　　ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１２．１２．００９

　　中国页岩气具有巨大的开发潜力，其资源量有３０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］

×１０１２ｍ３［１］，但页岩气的开发工程难度较大，国内相应

。其中，页岩气（致密砂岩气）排采工艺

［３］

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］

［４］

技术在整个开发过程中显得尤为重要。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３００ｍ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３０ｍ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。

３３

。

。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

　　作者简介：张宏录，１９６６年生，高级工程师，硕士；１９８９年毕业于原江汉石油学院采油工程专业；现从事机械采油工艺的研究及其推广应用工作。地址：（２１００３１）江苏省南京市浦口区新马路１８２号。电话：（０２５）５８８６９５１５，１３８５１７６２７１６。Ｅ‐ｍａｉｌ：ｚｈｌ５４５６＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ

２ 　　　　　　　　　　　　天　然　气　工　业　　　　　　　　　　　

表１　气举方式对比一览表

波动较大平稳　　

平稳　　平稳　　

平稳　　平稳　　

平稳递减且压差较大平行变化且压差较小

　　　　　　２０１２年１２月

平稳　　　　　　平稳　　　　　　

３

膜制氮气气举

油管气举套管气举

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

后，进行气举排液。３次气举，共气举出液体７１ｍ；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２７０００

～２８０００ｍｇ／Ｌ，

ＭＰａ，产气量为４０００～５０００ｍ３

。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为零油嘴（１１．５，后增大ｈ后），靠自身能量排液，８ｈ后至敞井，油压由６ｄ，累计２２．４７９９ＭＰａｍ降

３

，期间点火燃烧时长４０ｈ，最高高度１．２ｍ，返排６ｄ

检验为地层水，折算产水速度２．２４ｍ３

／ｄ。２０１１年１２月２８日，换碬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２４６３５ｍ３。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／３

，黏度为１４ｍＰａ ｓ（７０℃），属正常原油。

２ｃｍ．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１２７００ｍ３，目前产气量超过２０００ｍ３

（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

为零ｍｍ油嘴控制套管放喷，返出液７２６．２ｍ３

，初期套压，返排率４１６．８％Ｍ。Ｐａ最高产气量，２４ｈ后降

１５００ｍ３

。４月８日～１１日采用膜制氮气气举，气举深度２０００～２４００ｍ。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，

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３

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［９］

３

并拌注液氮４０ｍ，施工结束后，套压４３ＭＰａ，油压４７ＭＰａ，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

３

１４７５０ｍ，后期采用８ｍｍ油嘴放喷，气产量１０８００３

ｍ／ｄ，目前气量呈下降趋势。

＋泡排组合方式进行排水采气。

　　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。

３

　　４）泡排工艺适应于产液量低于１０ｍ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。

　　５）电潜泵排采工艺适应于高液量页岩气井的排

［１０］

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１４×１０４３

，返排率１５％ｍ３

，套压２４ＭＰａ，压裂液总量２２１４０ｍ。

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

采，但不适应于产液量低于３０ｍ３

的排采井。

参　考　文　献

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（收稿日期　２０１２‐０８‐０２　编辑　韩晓渝）