涪陵页岩气田共建成焦石坝、江东、平桥、白涛和白马等5个生产区块，不同区块、不同生产阶段的气井其产气、产水特征差异较大。受产量递减、井筒积液的影响，气井生产时率逐渐降低。该气田主要采用ϕ73.0 mm×5.51 mm、ϕ60.3 mm×4.83 mm普通油管和ϕ50.8 mm×4.45 mm、ϕ38.1 mm×3.68 mm连续油管等4种规格的采气管柱，其中连续油管具有单井成本低、起下速度快、工序简单和施工时效性高等优点^[1]，在涪陵页岩气井中的应用越来越广泛。由于不同气井的连续油管压力损耗、稳产时间、稳产期累计产气量存在差异，笔者基于现场应用情况，分析了连续油管直径、下入深度和下入时机对气井生产效果的影响，明确了连续油管的适用范围，为提高连续油管在涪陵页岩气田的应用效果提供了依据。

1.   涪陵页岩气田连续油管应用情况

目前，涪陵页岩气田42口生产井采用连续油管采气管柱，其中，采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管的井有36口，采用ϕ38.1 mm×3.68 mm连续油管的井有6口。连续油管最浅下深为2 220.00 mm（井斜角30°），最深下深为4 400.00 m（井斜角85°），平均下深3 200.00 mm。采用连续油管采气管柱的生产井初期产气量为（1.10 ～7.80）×10⁴ m³/d，产水量为0.55～18.90 m³/d，水气比为0.08 ～10.90 m³/10⁴m³。总体来看，页岩气井产能在一定程度上决定了气井生产效果，但采气管柱的优选更为重要。在无阻流量相同的情况下，水气比高的页岩气井下入连续油管后生产不稳定、产量较低，其中，15口典型井的生产数据见表1。

表  1  涪陵页岩气田采用连续油管采气管柱的15口典型井生产情况统计

Table  1.  Production statistics of 15 typical wells with coiled tubing gas producing pipe stings in Fuling Shale Gas Field

井号	初期产量/（104m3·d–1）	近期产量/（104m3·d–1）	无阻流量/（104m3·d–1）	平均水气比/ （m3·（104m3）–1）	连续油管生产阶段产气量/ 104m3
JY1	1.0	1.1	3.6	10.90	12.1
JY2	2.0	1.8	4.6	0.45	2 260.6
JY3	2.0	0.3	7.6	5.50	284.6
JY4	2.3	1.2	3.8	2.50	251.4
JY5	2.5	1.2	3.3	2.00	762.6
JY6	3.7	2.1	4.2	0.30	3 300.6
JY7	4.2	4.0	5.1	0.30	6 345.0
JY8	5.5	1.8	2.5	0.10	3 383.0
JY9	6.0	1.2	3.0	0.10	3 073.7
JY10	6.0	3.3	1.5	0.20	2 271.4
JY11	6.0	3.2	3.0	0.10	6 748.3
JY12	6.1	3.3	1.5	0.20	2 196.9
JY13	7.5	5.2	6.6	0.10	2 867.2
JY14	7.5	1.5	4.0	0.08	4 292.9
JY15	7.8	4.6	7.9	0.08	8 356.5

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2.   连续油管生产效果的影响因素

2.1   连续油管直径

2.1.1   连续油管直径对携液效果的影响

页岩气均采用水平井开发，而水平井的造斜段最易积液，故提高造斜段携液能力是解决水平气井积液和优化采气管柱的重点^[2-7]。王琦^[8]通过试验证明井斜角在50°左右时临界携液气量最大，并以50°井斜角的临界携液气量为气井的临界携液气量，建立了振荡式冲击携液临界气流量计算模型。采用该临界携液气流量模型，计算了不同直径油管在不同井底压力（井斜角为50°）条件下的临界携液气量，结果如图1所示。从图1可以看出，与ϕ60.3 mm×4.83 mm普通油管相比，ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管的临界携液气量平均降低38%。因此，单从携液能力的角度考虑，采用的油管直径越小，越有利于气井的携液。

图  1  不同井底压力下不同直径油管的临界携液气量

Figure  1.  Critical liquid carrying capacity of tubings with different diameters under different bottom hole pressures

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2.1.2   连续油管直径对井筒压耗的影响

涪陵页岩气田不同规格连续油管生产井的产气量每增加1×10⁴ m³时的单位长度井筒压耗统计结果如图2所示。从图2可以看出，虽然采用更小直径的连续油管能够降低气井的临界携液气量，但连续油管的直径越小，单位长度井筒压耗越大。由图2还可以看出，水气比对单位长度井筒压耗的影响较大，当采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管生产且水气比大于1.5 m³/10⁴m³时，产气量每增加1×10⁴ m³的单位长度井筒压耗开始有所增大；当采用ϕ38.1 mm×3.68 mm连续油管生产且水气比大于1.0 m³/10⁴m³时，产气量每增加1×10⁴m³的单位长度井筒压耗明显增大。

图  2  ϕ50.8 mm×4.45 mm与ϕ38.1 mm×3.68 mm连续油管单位长度井筒压耗对比

Figure  2.  Comparison on wellbore pressure losses per unit lenghth of ϕ50.8 mm×4.45 mm and ϕ38.1 mm×3.68 mmcoiled tubing

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2.1.3   连续油管直径对气井稳产期的影响

计算不同直径连续油管在临界携液气量下的井底流压，作为气井稳产期末的停喷井底流压，用以评价连续油管生产气井的稳产期。目前，工程上常用的各种气液两相管流压降计算模型的建立基础不同，其适用条件也不相同^[9]。田云等人^[10]对8个常用气液两相管流压降模型进行了评价，发现Gray模型的计算结果与连续油管实际生产情况最吻合。故笔者采用Gray模型，计算垂深3 000.00 m气井、外输压力为4.5 MPa条件下采用不同直径油管生产时的停喷井底流压，结果如图3所示。

图  3  不同直径油管停喷井底流压随水气比的变化

Figure  3.  Variation of bottomhole flowing pressure with watergas ratio for coiled tubing with different diameters when unflowing

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从图3可以看出：水气比越高，油管直径对气井稳产期末停喷井底流压的影响越显著；水气比在0～1.5 m³/10⁴m³时，与采用ϕ60.3 mm×4.83 mm普通油管生产相比，采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管生产时气井的停喷井底流压差别不大且均较低，但ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管的临界携液气量更低，因此水气比在0～1.5 m³/10⁴m³时，能够将气井废弃产量和地层废弃压力降至最低；ϕ38.1 mm×3.68 mm连续油管的停喷井底流压相对较高，适用范围较窄。

统计涪陵页岩气田ϕ60.3 mm×4.83 mm、ϕ50.8 mm×4.45 mm、ϕ38.1 mm×3.68 mm等3种油管在不同水气比条件下的稳产时间和稳产期累计产气量，结果如图4、图5所示。从图4、图5可以看出，水气比在0～1.5 m³/10⁴m³时，采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管生产能够获得更长的稳产期和更高的稳产期累计产气量。综合考虑连续油管直径对气井携液、井筒压耗、气井稳产时间的影响，水气比在0～1.5 m³/10⁴m³的页岩气井，采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管采气管柱，生产效果更佳。

图  4  不同直径油管稳产时间随水气比的变化

Figure  4.  Variation of stable production time with water gas ratio of tubings with different diameters

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图  5  不同直径油管稳产期累计产气量随水气比的变化

Figure  5.  Variation of cumulative gas production with water gas ratio in stable production period of tubings with different diameters

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2.2   连续油管下深

2.2.1   连续油管下深对携液效果的影响

由于井斜角50°左右井段携液最难，因此连续油管应下到井斜角大于50°的井段。表2为3口连续油管不同下深页岩气井生产效果的对比情况；图6为3口连续油管不同下深页岩气井的生产曲线。

表  2  连续油管不同下深页岩气井生产效果对比

Table  2.  Production effect comparison of shale gas wells with different setting depths of coiled tubing

井号	连续油管下深/m	井斜角/（°）	初期套压/MPa	平均水气比/（m3·（104m3）–1）	初期配产/（104m3·d–1）	自喷稳产期/d	自喷累计产气量/104m3
JY20	2 220	30	13.7	0.11	6	556	2 191
JY21	2 250	45	13.8	0.24	6	976	1 730
JY22	2 900	55	12.5	0.79	6	1 037	4 389
注：JY20井、JY21井和JY22井均采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管生产。

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图  6  JY20井、JY21井和JY22井的生产曲线

Figure  6.  Production curves of Well JY20, Well JY21 and Well JY22

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从表2和图6可以看出，在连续油管下入初期井口套压和配产相同的条件下，即使JY22井的水气比略高于JY20井和JY21井，且连续油管下入初期该井的井口套压略低于JY20井和JY21井，JY22井也能维持较长的稳产期和较大的稳产期累计产气量。其原因是，JY22井连续油管下到了井斜角大于50°的井段，JY20井和JY21井连续油管都下到了井斜角小于50°的井段，而井斜角50°的井段携液最难，易积液，导致JY20井和JY21井生产连续性较差。

2.2.2   连续油管下深对井筒压耗的影响

统计涪陵页岩气井不同水气比区间下入ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管生产1×10⁴ m³气的井筒压耗，结果如图7所示。从图7可以看出：井筒压耗与连续油管下深正相关；水气比高于1.5 m³/10⁴m³后，连续油管下深对井筒压耗的影响增大；水气比越高，井筒压耗随连续油管下深增大的幅度越大。

图  7  不同水气比下井筒压耗与连续油管下深的关系

Figure  7.  Relationship between wellbore pressure loss and coiled tubing setting depth under different water gas ratios

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2.3   连续油管下入时机对气井稳产效果的影响

选取下入ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管、生产时间较长、已进入间歇生产的页岩气井进行统计分析，结果见表3。由表3可知：在相同水气比条件下，下入连续油管前页岩气井生产时间越短，页岩气井自喷稳产期越长，自喷期累计产气量越高；下连续油管前页岩气井生产时间相同，水气比越大，连续油管的生产效果越差。因此，在较低水气比条件下，越早下入ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管，生产过程中携液稳产效果越好，自喷稳产期越长，连续油管自喷生产阶段累计产气量越高。

表  3  连续油管下入时机对气井生产效果的影响情况

Table  3.  Statistics on the influence of coiled tubing setting timing on gas well production

水气比/ （m3·（104m3）–1）	生产时间/d		自喷累计产气量/ 104m3
	下入前	自喷稳产
2.50	596	4	12.1
2.00	364	230	762.6
2.50	500	141	251.3
2.00	501	108	284.5
0.30	202	691	3300.5
0.30	10	1 344	4292.9
0.10	212	833	3073.7
0.10	101	956	3382.9
0.10	10	1 411	6344.9

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3.   结论与建议

1）研究表明，油管直径越小，越有利于气井携液，但同时会增大井筒压耗。综合考虑连续油管直径对气井携液、井筒压耗、气井稳产时间的影响，对于水气比小于1.5 m³/10⁴m³的气井，采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管生产效果较好。

2）涪陵页岩气田的页岩气井需要压裂后投产，产出水均为返排压裂液。因此，对于水气比在0～1.5 m³/10⁴m³的气井，建议尽早下入ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管，这样既有助于压裂液连续返排，也能使页岩气井获得更长的自喷稳产时间和更大的自喷累计产气量。