一种页岩气井全生命周期合理配产新方法——以泸州地区页岩气为例.pdf

一种页岩气井全生命周期合理配产新方法以泸州地区页岩气为例胡浩，汪敏，隆辉，凡田友，赵文韬，伍亚，张皓虔，沈秋媛（中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川 泸州 646000）摘要：页岩气井的合理配产是影响气藏最终采收率的关键因素之一，尤其是针对快速上产的页岩气区，如何快速并准确地评价单井合理配产存在一定的难度。为了探索适合泸州地区页岩气井的生产全过程合理配产方法，首先针对页岩气井配产的三种方法推荐采用无阻流量配产系数法，然后根据泸州地区页岩气井的返排液量特征和生产特征，结合合理配产基本思路，典型井的合理配产分析，确定了“井口压降速率0.1MPa/d、高水气比、产量波动不大于10%、大于临界携液流量”这四条投产初期配产原则。同时通过对比合理配产值和一点法计算的无阻流量的相关性来确定无阻流量的1/41/3作为投产初期的配产系数；在生产过程中采用压降产量动态配产法优化气井配产，也可采用两者兼顾的方法指导页岩气井合理配产。该配产方法在现场得到了广泛应用，取得了很好的效果，为泸州地区页岩气井的快速化、规模化上产开发提供了技术支撑。关键词：页岩气；合理配产；产能评价；泸州地区；四川盆地中图分类号：TE37文献标志码：AA new method of rational production allocation in the whole life cycle of shale gaswells：A case from shale gas in LuzhouHU Hao，WANG Min，LONG Hui，FAN Tianyou，ZHAO Wentao，WUYa，ZHANG Haoqian，SHEN Qiuyuan（Southern Sichuan Gas District of PetroChina Southwest Oil&Gas Field Company，Luzhou 646000，China）AbstractAbstract：The reasonable production allocation of shale gas wells is one of the key factors affecting the final recovery rate of the gasreservoir，especially in rapidly producing shale gas areas，and it is difficult to quickly and accurately evaluate the reasonableproduction allocation of individual wells.In order to explore the reasonable production allocation method for the whole productionprocess of shale gas wells in the Luzhou area，the open flow production allocation coefficient method is first recommended for the threemethods of production allocation in shale gas wells，and then based on the characteristics of backflow fluid volume and productioncharacteristics of shale gas wells in Luzhou area，combined with the basic idea of reasonable production allocation，it is analyzed therational production allocation of typical wells.It is determined the four production allocation principles of“wellhead pressure drop rate U.1BeNeEU图1Lu203井测试产量与规整化压力相关性1.1.2一点法由于工区内大部分页岩气井未进行试井解释，无法进行产能试井法计算无阻流量，故通常采用一点法来求取无阻流量。一点法无阻流量计算经验公式在四川盆地应用较广泛，并且得到了前人7-8的 138第16卷第2期肯定。常用的一点法无阻流量经验公式（适用条件：当生产压差达到地层压力的20%时，计算无阻流量的误差大体不超过10%）8为：QAOF=6qg1+48pD-1,pD=pe2-pwf2pe2（3）式中，QAOF为无阻流量，104m3/d；pD为无量纲压力。1.2可变油嘴式产能预测法页岩气藏十分致密，难以获得自然工业产能，通常需要采用分段式大规模压裂水平井技术进行储层改造。国内外多年页岩气勘探开发的实践证实，精细控压生产在一定程度上抑制了支撑剂回流，减少了页岩气储层应力敏感伤害，提高了页岩气井最终EUR9。开采初期进行控压生产（带压下油管配合井口可调式油嘴精细控压生产方式），可起到延缓压力衰减、减少地层出砂，达到保护储层的目的。引用页岩气井产能曲线计算公式如下10：Pq=mt+b（4）式中，m为曲线斜率；b为纵坐标轴的截距；t为时间，h；Pq纵坐标表征产能倒数的特征，即纵坐标的值越大，该井的产能越低。通过实时监测页岩气井不同油嘴下的产能变化（见图2），表明随着油嘴的增大，产量增加，曲线的纵坐标值随之下移，即气井的产能在增加；若斜率保持不变，则该井的产能未发生改变，即反映了地层的产气/产液能力；当斜率增大时，表现为地层受到了额外的压降，即地层受到了某种伤害。1.3临界携液流量法对于产水页岩气井，如果初期配产过低，井底地层压力不足以支撑地层液体连续从井筒内流出井口，积液容易在井底附近形成，导致回压难度增加、制约气井的生产能力，甚至导致气井停喷停产11。因此页岩气井在实际生产过程中，配产量必须高于携液临界流量。气井临界携液流量模型包括液膜模型和液滴模型，研究表明液滴模型更具实用性。液滴模型是指当气体对液滴的正向拉力和液滴自身重力相同时，最大液滴持续上升至井口时，此时所对应的气体流速即为井底不积液的最低条件，对应的气体流量即为临界携液流量。根据不同学者假设的液滴在高速运动时的不同形态，目前临界携液流速计算模型主要有以下3种11：（1）液滴模型。vcr=5.5(L-g)g20.25（5）（2）椭球模型。vcr=2.5(L-g)g20.25（6）（3）球帽模型。vcr=1.8(L-g)g20.25（7）根据计算出的临界流速，结合有关直径和温度、压力等参数，便可求得气井的临界携液流量。本文应用椭球模型来进行页岩气井的最小携液流量计算。其计算公式为11：qcr=2.5 104APvcrZT（8）式中，vcr为气井最小携液速度，m/s；为气液两NNNNNNNNNNNN!UKI*.1B图2不同油嘴制度下的产能变化曲线（X7井）胡浩，等.一种页岩气井全生命周期合理配产新方法以泸州地区页岩气为例 139复杂油气藏2023年6月相界面张力，mN/m；L为井内流体密度，g/cm3；g为气体密度，g/cm3；qcr为临界携液流量，104m3/d；A为油管外径面积，m2；Z为气体偏差系数；T为开尔文温度，K；p为压力值，MPa。页岩气井在生产过程中会返排出压裂工作液，根据油层套管评价结果，需要在生产过程中下入油管进行排液生产。以泸州地区Lu207井为例，该井井口平均温度为20 C，根据上述公式（8）计算在不同油管内径（50.67，62，76，114.3 mm）条件下的临界携液流量（见图3）。*FNeE.1BNNNNNNNN图3Lu207井临界携液流量与压力关系曲线从图3中可以看出，在相同油管尺寸下，随着井口压力的增大，气井临界携液流量也增大，增大程度先急后缓，临界流量随压力变化幅度很小。随着油管尺寸的不断增大，页岩气井油管最小携液流量能力也不断加强。油管尺寸越大，临界流量随压力的变化程度越大。Lu207 井主要采用内径 50.67114.3 mm油管尺寸进行生产，井口生产油压50 MPa左右，根据临界携液流量计算结果，采用62 mm油管生产，气井合理配产需要大于4104m3/d，才能保证页岩气井保持连续性生产状态。1.4合理配产方法优选综合对比临界携液流量法、无阻流量法、可变油嘴式产能预测法这三种方法的原理和适应性（见表1），其中可变油嘴式产能预测法适用于页岩气井整个生产阶段的动态调产，但需要实时获取井底流压数据，条件苛刻，成本高不利于大规模的推广，可操作性较低；临界携液流量法能够根据不同油管尺寸和产能的相关性确定合理配产的下限，但无法准确给出一个数值；无阻流量法中产能试井资料少，方法不适用，利用一点法可以计算投产初期的无阻流量，但配产系数还不确定，需要摸索确定。因此本文采用一点法计算无阻流量确定页岩气井初期产能，然后根据合理配产的思路和方法确定单井的合理配产值，同时结合临界携液流量法确定的配产下限，形成多方法联合下的页岩气合理配产方法。表1三种页岩气井配产方法简介配产方法可变油嘴式产能预测法临界携液流量法无阻流量法特 征通过实时监控不同油嘴对应的产能变化规律，判断页岩气井最佳的合理产能通过分析不同油管尺寸下携液临界流量与压力的关系，计算当前生产状况下的最低产量配产值通常采用产能试井法和一点法计算页岩气井投产初期的无阻流量，以此来确定页岩气井产能。然后统计分析区块内单井无阻流量和合理配产的对应关系，一般页岩气井的合理生产能力为无阻流量的1/41/3适应性从原理上看，该方法是目前页岩气井最合理的配产方式，但受限于成本管控和工艺操作问题，大规模推广存在一定的缺陷该方法只能列出一个合理配产的最低下限值，无法准确给出上限值工区内仅1口井进行过专项产能试井，并且由于井筒积液等因素导致数据无法计算产能，因此只能应用一点法计算投产初期无阻流量。但是生产实际过程中缺少相应的地层压力数据，无法实时利用一点法计算无阻流量2气井全生命周期合理配产方法探讨2.1工区概况四川盆地泸州地区页岩气区构造背景属川南古坳中隆低陡弯形带，整体发育相对紧闭的背斜和宽缓的向斜构造，具有复式褶皱特点12。工区内目前页岩气井31口，区块从2010年开始投入正式生产，页岩气井具有单井产能差异大、初期递减快、递减率较高的特点。测试日产量为（0.26137.9）104m3，平均日产量15.8104m3，年递减率63%76%，因此需要根据气井的产能确定合理配产。2.2配产思路及具体原则2.2.1配产思路相较于常规气藏，页岩气藏显著特征表现为初期产量迅速递减，首年递减率高达30%60%，后期生产能力需要及时调整和动态跟踪13，所以合理配产思路主要侧重于以下几点5：1）大于临界携液流 140第16卷第2期量，需要充分考虑页岩气地层中的压裂液分布情况，尽量保持较高的水气比，充分利用地层天然能量带出地层中的压裂液，提高页岩气井返排效率，延长气井自喷时间，尽量控制井底积液的产生；2）配产值要低于出砂气量，一方面避免压裂支撑剂大规模流失造成裂缝闭合，另一方面当生产压差过大时，应力敏感导致储层渗透率降低，影响储层产能；3）尽量保持页岩气井流入与流出平衡，充分利用井筒携液能力，减弱气井紊流状态下的影响，提升生产效果；4）气井生产过程中保持稳定的生产状态，日产气量、水量稳定。2.2.2合理配产原则根据本次合理配产的思路，结合对单井合理配产取值的分析，围绕水气比、井口压降速率、气井临界携液产气量这几个参数来确定页岩气井投产初期合理配产值，确定具体划分标准为：（1）控压生产下保持较低的递减率，确保井口压降速率低于0.1 MPa/d。（2）水气比相对较高，保持一定能力的井筒带液功能。（3）保持稳定的生产状况，日产气量、水量稳定，波动在10%以内。（4）大于气井临界携液流量。2.3合理配产方法2.3.1一点法计算的早期无阻流量配产分析2.3.1.1单井合理配产取值论证按照上述配产思路，对单井的合理配产制度进行探索。首先应用一点法计算单井的无阻流量，根据投产初期的生产变化特征指标，如“高水气比、低压降速率”来分析投产初期的合理配产值，然后根据合理配产与无阻流量的关系确定合理配产系数，以2口井的分析实例来论证投产初期的无阻流量配产分析。选取了L2、L3这2口气井的4个不同配产阶段的水气比，压力下降速度及井口油套压差数据进行了分析（见图4），分两种不同的曲线交会形式来确定合理的配产值。（1）L2井合理配产值分析。L2井配产小于12104m3/d时，水气比小于0.75 m3/104m3，地层携液能力不足，不满足配产思路；L2井配产在（1214）104m3/d时，水气比相对较高，达到0.82 m3/104m3，保持较低的压降速度0.074 MPa/d，符合配产思路；L2井配产在（2022）104m3/d时，水气比上升至0.85 m3/104m3，但是压降速度也增至0.13 MPa/d，生产状态不稳定，不符合合理配产思路，因此根据“水气比较大，压降速度低，生产较稳定”的配产思路，L2井在现阶段合理配产建议为（1214）104m3/d，该井初期一点法计算无阻流量42.3104m3/d，合理配产系数0.280.34。（2）L3井合理配产值分析。L3井配产小于3104m3/d时，水气比仅7.6 m3/104m3，地层携液能力不足，不满足配产思路；L3井配产大于4104m3/d时，水气比相对较高，达到8.5 m3/104m3，但是压降速度均大于0.1 MPa/d，生产状态不稳定，不符合配产思路；当L3井配产在（34）104m3/d时，水气比和压降速度曲线交点处水气比7.8 m3/104m3，压降速度0.1MPa/d，此交点代表了该井最合理的配产值，因此L3井在现阶段合理配产建议为（34）104m3/d，该井初期一点法计算无阻流量14.2104m3/d，合理配产系数0.210.28。FUNeEUB-C-KEU.1BeEU!UNeNUFUNeEUKEU.1BeEU!UNeNU!KE!KE图4不同配产下水气比及套压下降速度曲线2.3.1.2单井合理配产及配产系数确定以工区内10口井为研究对象，根据本次制定的页岩气井合理配产的原则，确定每口井的合理配产值，并且计算相应的配产系数。统计对比分析合理配产及初期无阻流量后发现，页岩气井投产初期配产与初期无阻流量的比值在28.4%44.82%，最终确胡浩，等.一种页岩气井全生命周期合理配产新方法以泸州地区页岩气为例 141复杂油气藏2023年6月定无阻流量的1/41/3作为页岩气井投产初期的合理配产（见图5）。KFF!FUNeEUF2-)-)-)-););););)KFF!FF2图5无阻流量与配产对比2.3.2生产过程中动态配产法投产初期的配产可根据气井无阻流量的1/41/3来确定，而生产过程中的配产主要通过压降产量动态配产法14来确定。压降产量动态配产法是考虑到气井压力和产量对配产的影响，引入气井单位压降产气量的概念，它等于阶段产气量与阶段压力差的比值。动态配产法的核心就是寻求不同配产时气井的最大阶段压降产量，确定气井的合理配产。在相同的外部条件下，单井压降产气量越大，证明该配产值越合理。以工区内 Z201H2-5井为例，通过计算该井不同生产阶段的单位压降产气量（见表2），来评价生产过程中合理配产气量。表2Z201H2-5井不同配产下压降产量结果配产/（104m3d-1）2015105压降速度/（MPad-1）0.470.380.080.02阶段产气量/104m3267.15173.61985.9387.87阶段压力差值/MPa5.604.647.751.67单位压降产气量/（104m3MPa-1）47.7137.42127.2252.62如图6所示，当日产气量为20104m3时，日产气量和水量波动比较大，日产气量波动程度0.64%3.30%，套压下降幅度较大，压降速率达到0.47 MPa/d，该生产制度下对应的单位压降产气量为 47.71104m3/MPa；当日产气量为 15104m3时，套压下降幅度减缓，但是压降速率仍在0.38 MPa/d，单位压降产 气 量 为 37.42104m3/MPa；当 日 产 气 量 为 10104m3时，生产状态趋于稳定，油压、套压下降趋势明显减少，压降速率0.08 MPa/d，单位压降产气量为127.22104m3/MPa；当日产气量为5104m3时，日产水量降低，气井携液能力减弱，套压上升，压降速度为 0.02 MPa/d，单 位 压 降 产 气 量 为 52.62104m3/MPa，说明该配产下地层能量供应充足，该配产值偏低。综合来看，为了保证气井能够稳定连续地生产，连续携液，在控制较低的压降速度条件下保持较高的单位压降产气量，认为该井的合理配产为10104m3/d。.1B!N!N!图6Z201H2-5井采气曲线2.3.3基于临界携液流量的配产界限分析页岩气井的临界携液流量与油管直径、温度、压力等参数有关，随着页岩气的生产动态变化而变化。本次研究主要考虑不同生产阶段的压力变化与临界携液流量之间的关系。通过公式（8）来计算不同阶段的临界携液流量。综合投产初期无阻流量配产分析、生产过程中的压降产量动态配产法与全生命周期的临界携液流量的配产界限分析，达到页岩气井全生命周期的合理配产方案。本次统计了 10 口井（2022 年 1 月2022 年 6月）的不同方法配产取值。从三种方法综合对比分析来看，最合理的产量是介于临界携液流量和投产初期无阻流量的合理配产之间（见表3）。142第16卷第2期表3三种方法合理配产取值井号L207L208L203H6-6L203H6-7L203H6-8Z201H1-4Z201H1-8Z201H2-4Z201H2-5投产初期无阻流量配产无阻流量/(104m3d-1)22.8342.2519.7617.7517.8514.2839.5014.8228.51合理配产/(104m3d-1)1012878312510配产系数0.440.280.400.390.450.210.300.340.35动态合理配产/(104m3d-1)5.84.63.43.43.83.44.81.33.9临界携液流量/(104m3d-1)1.211.291.421.481.531.281.201.662.13合理配产值/(104m3d-1)1.2110.01.2912.01.428.01.487.01.538.01.283.01.2012.01.665.02.1310.03结论和建议（1）本文系统梳理了多种页岩气井合理配产方法，如可变油嘴式产能预测法、临界携液流量法、无阻流量经验配产系数法。综合这几种配产方法的原理、可操作性和方法适应性，结合本区页岩气井的生产现状和产能建设，建议采用一点法计算无阻流量法来确定页岩气井投产初期的合理配产系数。（2）根据泸州地区页岩气井的返排液量特征和生产特征，结合合理配产基本原则，探索适合本地区页岩气井的快速配产方式，建立快速合理的配产制度。在投产初期根据一点法计算无阻流量，根据无阻流量的1/41/3来确定初期的合理配产值；在生产过程中，采用压降产量动态配产法来优化气井的配产，计算不同生产阶段的临界携液流量，保证配产高于此值。（3）下步页岩气合理配产建议：一是在投产初期配产系数采用无阻流量的1/41/3，但是在投产过程中采用的是压降产量动态配产法指导配产调整，这种方法需要定性对比判断，下步计划针对不同生产阶段开展无阻流量合理配产系数法，探索全生命周期的合理配产系数；二是对不同压力系数、埋深条件的页岩气区块要进一步对比分析，探索不同区块的配产方法。参考文献：1 杜君，张海燕，王玮，等考虑气井排液的节点分析方法及应用 J.天然气工业，2004，24（1）：43-46.2 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