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10 m³的排采井；电潜泵排采工艺只适应于高液量页岩气井的排呆。

关键词：页岩气  工艺  气举排采  泡沫排采  电潜泵排呆  现状  分析

中国页岩气具有巨大的开发潜力，其资源量有30×10¹² m^3[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300 m³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30 m³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-l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1.25 MPa)，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l.25～1.39MPa，产气量为4 000～5 000 m³。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)。

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l5：40开始返排。先使用3mm油嘴，后增大，8 h后至敞井，油压由22.4 MPa降为零(11.5 h后)，靠自身能量排液6 d，累计799 m³，期间点火燃烧时长40 h，最高高度1.2 m，返排6 d后，进行气举排液。3次气举，共气举出液体7l m³；敞旧观察，期间均无气显示。测试井底流压为7.6 MPa，动液面深度为833 m，Cl^-含量为27 000～28 000 mg／L，检验为地层水，折算产水速度2.24 m³／d。2011年l2月28日，换ø73 mm管柱后仍无液无气产出，测试结束封井(图2)。

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l5级分段压裂，压后获最高日产油23.6 m³、日产天然气900 m³工业油气流。截至4月7日累计产油722 m³，产气24 635 m³。该井目前日产油6 m³左右，日产气200～500 m³，已持续稳定3个月时间。原油密度为0.86 g／cm³，黏度为l4 mPa·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～l7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l2 700 m³，目前产气量超过2 000 m³ (图3)。

2.4 涪页HF-l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1 6 MPa，24 h后降为零，返出液726.2 m³，返排率4.8％。最高产气量1 500 m³。4月8日～ll日采用膜制氮气气举，气举深度2 000～2 400 m。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110 m³，并拌注液氮40 m³，施工结束后，套压43 MPa，油压47MPa，关井24 h压力扩散，后分别采用6、10、12 mm油嘴、油管针阀控制放喷，5月29日气产量最高达14 750 m³，后期采用8 mm油嘴放喷，气产量l0 800 m³／d，目前气量呈下降趋势。

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6 mm油嘴测试日产气14×10⁴ m³，套压24 MPa，压裂液总量22 140 m³，返排率l5％。

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l0 m。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30 m³的排采井。

参考文献

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本文作者：张宏录  刘海蓉

作者单位：中国石油化工集团公司华东石油局工程院