Evaluation on the Production Effect of Coiled Tubing in Fuling Shale Gas Field
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摘要: 连续油管作为采气管柱在涪陵页岩气田的应用越来越广泛，其规格主要有ϕ50.8 mm×4.45 mm和ϕ38.1 mm×3.68 mm两种，不同页岩气井连续油管的生产效果存在差异。为分析存在差异的原因、提高连续油管在页岩气井的应用效果，基于现场应用情况，从页岩气井携液效果、井筒压耗、气井稳产能力等3方面，开展了连续油管生产效果评价，分析了连续油管直径、下入深度和下入时机对连续油管生产效果的影响。结果表明：相比于ϕ60.3 mm×4.83 mm普通油管，采用ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管生产，临界携液气量能够降低38%；水气比对连续油管生产效果影响较大，水气比越大，连续油管直径、下入深度对井筒压耗和气井稳产时间的影响越显著；对于水气比0～1.5 m3/104m3的页岩气井，越早下入ϕ50.8 mm×4.45 mm连续油管，自喷稳产期越长，自喷生产阶段的累计产气量越高。研究结果表明，低水气比页岩气井下入连续油管可实现连续稳定生产。研究结果对于提高连续油管在涪陵页岩气田的应用效果具有指导作用。Abstract: Coiled tubing (CT) is widely used in the Fuling Shale Gas Field as a gas production string, and its specifications are mainly ϕ50.8 mm×4.45 mm and ϕ38.1 mm×3.68 mm. The production effect of CT in different shale gas wells are different. For the goal involved analyzing the reasons for the differences and improving the application effect of CT in shale gas wells, based on the field applications, the production effect of CT was evaluated from the perspectives of shale gas well liquid carrying effect, wellbore pressure loss and stable production capacity of gas wells. Further, the influences of CT diameter, setting depth and setting timing on CT production effect were analyzed. The results showed that the critical liquid carrying capacity could be reduced by 38% using ϕ50.8 mm×4.45 mm CT rather than the ϕ60.3 mm×4.83 mm conventional tubing. The water gas ratio had a significant influence on the production effect of coiled tubing. The larger water gas ratio, the CT diameter and setting depth could more significantly influence the wellbore pressure loss and gas well stable production time. For shale gas wells with a water gas ratio of 0–1.5 m3/104m3 the earlier the ϕ50.8 mm×4.45 mm CT was set, the longer the stable flow production period, and the higher the cumulative gas production in the flow production period. The research demonstrated that the application of CT could achieve the continuous and stable production of shale gas wells with low water gas ratio, and the result could play a guiding role in improving the application effect of CT in Fuling Shale Gas Field.
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Keywords:
- shale gas well /
- coiled tubing /
- production effect /
- setting timing /
- Fuling Shale Gas Field
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根据预测，2035年我国非常规石油产量将超过5 000×104 t，页岩油将成为我国石油稳定发展的新增长点[1-4]。准噶尔盆地吉木萨尔页岩油田开发示范区虽取得比较好的开发效果，但采收率较低。国外大量研究表明，注气吞吐是提高页岩油藏采收率的有效技术[5-8]。页岩储层渗透率极低，改造后存在大量裂缝，注入的气体易沿着人工裂缝窜流，很难到达油藏深部，J. J. Sheng[9]研究认为只有采用注气吞吐才能发挥气体驱油的优势。注气吞吐可以避免邻井之间的气窜，从而提高了页岩油藏采收率[10]。T. D. Gamadi等人[11]利用Barnett、Marcos和Eagle Ford地区的页岩岩样进行了注N2吞吐试验，发现对于不同注入压力和不同类型页岩岩样，采收率可从10%提高到50%。Chen Cheng等人[12]分析了页岩油组分、黏度和密度对注气吞吐提高页岩油采收率的影响。Yu Yang等人[13]评价了闷井时间和生产时间对页岩岩心注气吞吐采收率的影响，发现采收率随着压力消耗速率增大而升高，经10次循环，采收率最高可达50.5%。Li Lei等人[14]研究了岩样尺寸对采收率的影响，直径较大的岩样由于其压力梯度较低、表面积与体积之比较小，采收率相对较低。
注气吞吐虽然可以提高页岩油藏的采收率，但是气体注入阶段仍会发生气窜，目前主要研究了气驱时的气窜问题解决办法，而注气吞吐和气驱抑制气窜的目的不同。气驱是气体由注入井到生产井的流动过程，抑制气窜的目的是让气体由注入井顺利到达生产井；注气吞吐是在同一口井进行注气和采油，抑制气窜的目的则是不让气体到达相邻井的储层，仅在吞吐井附近积累形成高压，促使气体进入储层。因此，注气吞吐不能采用气驱抑制气窜的技术方法。泡沫可以封堵裂缝和渗透率高的地层，有效抑制气窜，解决油藏非均质性带来的波及不均匀等问题[15-21]。大量试验和现场实践表明，注入泡沫能有效提高非均质油藏的采收率[22-28]。与其他防窜剂相比，泡沫由气液两相流体组成，更适用于页岩油藏。因此，笔者选用吉木萨尔页岩油藏岩心，以AOS为起泡剂、氮气为气相配制成泡沫，开展了泡沫辅助氮气吞吐试验，分析了泡沫抑制气窜的可行性，研究了泡沫体积分数、注气速率对泡沫封堵裂缝能力的影响，优化了泡沫注入参数。在对比有无泡沫辅助氮气吞吐条件下页岩油的采收率的基础上，分析了泡沫辅助氮气吞吐提高页岩油采收率的机理。在最优泡沫注入方式下，研究了吞吐轮次和基质渗透率对页岩油采收率的影响规律。
1. 泡沫封堵裂缝试验
1.1 泡沫封堵裂缝能力评价
页岩油藏需要压裂才能投入开发，因此要论证泡沫辅助氮气吞吐是否可以抑制气窜。首先，选用渗透率和尺寸相同的吉木萨尔页岩油藏的岩样，通过线切割的方式沿轴线位置切割获得人工裂缝（见图1）；然后，选用高纯氮气（纯度大于99.9%），采用试验方法评价泡沫封堵裂缝的能力。
试验所用岩样水敏性较弱，且试验时只注入6 mL泡沫，液相与岩石的接触面积小，反应时间短，因此可以忽略岩心的水敏性。裂缝对储层产能有至关重要的影响，可以显著改善地层渗透率，并为流体流动提供通道，对低基质渗透率岩样的渗流能力影响较大[23]。裂缝开度是评价裂缝性质的重要参数，其对裂缝渗透率的影响很大。Cmexoba等人[24]建立了裂缝渗透率与裂缝开度的关系式：
Kf=cb3LS (1) 式中：Kf为裂缝渗透率，mD；b为裂缝开度，μm；L为裂缝长度，cm；S为裂缝端面面积，cm2；c为恒定的裂缝系数，与裂缝在岩心中的分布有关。
从式（1）可以看出，裂缝渗透率与裂缝开度的三次方成正比，裂缝开度的微小变化会导致含裂缝渗透率显著变化。试验时，通过调整围压改变裂缝的渗透率，利用式（1）计算裂缝开度。试验所用岩样只有一个水平的单一裂缝[25]，裂缝系数3.42×10−6，测得裂缝在10 MPa围压下的渗透率为3.5 mD，根据式（1）计算出裂缝开度为13.67 μm。对于渗透率相同的裂缝，为保证其导流能力相同，需要保持围压相同。
动力黏度是衡量流体流动阻力的指标，泡沫在岩心中的流动阻力与压力和岩心渗透率呈正比，与气液相总流速呈反比。因此，可以通过测试岩心两端的压差来评价泡沫的封堵能力。
将岩样1（基本参数见表1）干燥后放入泡沫辅助氮气吞吐试验装置的岩心夹持器（见图2），围压设为10 MPa；岩样以2 mL/min的速度持续注入氮气，记录岩样两端的压差，结果如图3所示。从图3可以看出，随着氮气不断注入岩样，两端的压差快速降低，1 h内就从开始时的0.026 MPa降至0.007 MPa，然后基本稳定在0.007 MPa，说明氮气从一开始注入岩样就沿裂缝窜流。
表 1 泡沫封堵试验用岩样的基本参数Table 1. Basic parameters of cores for foam plugging experiments岩样编号 直径/
mm长度/
mm孔隙度，
%渗透率/
mD1 24.86 100.515 2.76 0.007 2 25.03 100.110 3.02 0.006 ![]()
图 3 注入氮气过程中岩样两端的压差Figure 3. Differential pressure at both ends of the core during N2 injection将岩样2（基本参数见表1）干燥后放入泡沫辅助氮气吞吐试验装置的岩心夹持器中，围压设为10 MPa；以2 mL/min的速度同时将氮气和液体注入泡沫发生器，使其产生泡沫，将泡沫注入岩心夹持器中的岩样，1.5 min后停止注入泡沫；以2 mL/min的速度持续向岩样注入氮气，记录注入泡沫和后续注入氮气过程中岩样两端的压差，结果如图4所示。
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图 4 注入泡沫和后续注氮气过程中岩样两端的压差Figure 4. Differential pressure at both ends of the core during foam injection and following N2 injection由图4可知：在注入泡沫过程中，岩样两端的压差基本不变；随后的注氮气过程中，随着氮气的持续注入，岩样两端的压差开始升高，说明未发生明显气窜，气体被裂缝中的泡沫阻挡在岩样内部；氮气注入压差先逐渐升至7.72 MPa，然后开始降低，表明注入的氮气突破了泡沫形成的封堵层，开始沿裂缝流动，并逐渐形成流动通道；压差降至1.30 MPa后稳定下来，说明气窜持续发生。以上试验结果表明，泡沫可以封堵岩样中的裂缝，抑制气窜，延长注气时间。
1.2 泡沫体积分数和注气速率优化
泡沫体积分数和注气速率是影响泡沫封堵裂缝能力的主控因素。泡沫体积分数是气体体积与气体和液体总体积之比。泡沫体积分数不同会导致泡沫形态不同，泡沫之间的相互作用不同，其对裂缝的封堵效果也不同。采用气液共注的方式在图2所示泡沫发生器中产生泡沫，保持注气速率不变，通过改变发泡剂溶液速率，产生不同体积分数的泡沫。氮气注入速率设定为1 mL/min，AOS发泡剂溶液注入速率设定为1.000，0.428，0.250和0.111 mL/min，氮气和发泡剂溶液分别按设定注入速率同时注入3.0，4.2，4.8和5.4 min，即可产生体积分数为50%，70%，80%和90%的泡沫。先将6 mL不同体积分数的泡沫分别注入尺寸、渗透率和导流能力相同的裂缝岩样，再注入氮气，测定注入氮气过程中岩样两端的压差，结果如图5所示。
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图 5 泡沫体积分数与封堵压差的关系Figure 5. Relationship between the foam volume fraction and the differential pressure of plugging由图5可知，体积分数50%泡沫的封堵压差最大，泡沫封堵裂缝的效果最好。泡沫的形态与气液比有关，会影响泡沫的稳定性，从而影响裂缝封堵效果。采用显微镜观察体积分数分别为50%，70%，80%和90%泡沫的微观形态（见图6），发现泡沫体积分数越低，其平均直径越小，稳定性越好；随着体积分数升高，泡沫中的气体含量增大，液膜受气体的影响变薄，泡沫的稳定性减弱，泡沫之间容易发生聚并破灭。综合考虑封堵压差试验结果和微观泡沫形态，体积分数50%泡沫对裂缝岩样的封堵能力最强。
因为泡沫的流动阻力与注入的总流速有关，因此，选用渗透率和导流能力相同的4个岩样，先分别注入6 mL体积分数50%的泡沫，再分别以0.5，1.0，1.5和2.0 mL/min的速度注入氮气，注入10 min，记录氮气注入过程中岩样两端的压差，结果如图7所示。
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图 7 注气速率与封堵压差的关系Figure 7. Relationship between the gas injection rate and the differential pressure of plugging从图7可以看出，随着注气速率升高，岩样两端的压差增大，说明提高注气速率可以增强泡沫的封堵作用。因此，在进行泡沫辅助氮气吞吐试验时采用体积分数50%的泡沫，2.0 mL/min的注气速率。
2. 页岩油泡沫辅助氮气吞吐试验
利用泡沫辅助氮气吞吐试验分析泡沫辅助氮气吞吐提高页岩油采收率的机理、吞吐轮次和基质渗透率对泡沫辅助氮气吞吐采收率的影响。泡沫辅助氮气吞吐试验步骤：1）将饱和模拟油（吉木萨尔脱气原油与煤油按体积比2∶1配制，密度为 0.857 kg/L）的页岩岩样干燥后放入图2所示岩心夹持器中，施加10 MPa围压；2）将氮气和液体分别以2 mL/min速度注入泡沫发生器，产生体积分数50%的泡沫；3）先向岩心夹持器中岩样注入6 mL泡沫，再向岩样中注入氮气，测得压力传感器2的压力持续上升时停止注入氮气；4）关闭岩心夹持器左侧的注入阀，0.5 h后打开岩心夹持器左侧的产出阀，产油1.0 h；5）计算泡沫辅助氮气吞吐的采收率。
2.1 泡沫辅助氮气吞吐提高页岩油采收率的机理
选取尺寸、渗透率和导流能力相同的2块吉木萨尔页岩岩样饱和模拟油，分别放入图2所示岩心夹持器中进行氮气吞吐和泡沫辅助氮气吞吐试验，测试吞吐一轮次的采收率，结果如图8所示。由图8可知，泡沫辅助吞吐一轮次的采收率为4.57%，氮气吞吐一轮次的采收率仅为0.068%，说明泡沫辅助氮气吞吐能提高页岩油采收率。
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图 8 2种吞吐模式累计采收率随时间的变化Figure 8. Variation of cumulative oil recovery with time in two huff-and-puff modes为了从微观孔隙角度进一步揭示泡沫辅助氮气吞吐提高页岩油采收率的机理，采用核磁方法得到饱和模拟油裂缝岩样吞吐前后的核磁T2谱图，结果见图9和图10。根据页岩孔隙划分标准，将孔隙分为微孔隙（≤2 nm）、中孔隙（2～50 nm）和大孔隙（>50 nm）。页岩核磁T2谱图的弛豫时间T2直接反映孔径大小，因此根据试验岩样的核磁T2谱图，确定了弛豫时间T2与孔径的对应关系：T2 ≤0.1 ms对应微孔隙；0.1 ms < T2≤2.5 ms对应中孔隙；T2 > 2.5 ms对应大孔隙[29-30]。岩样内含油量发生变化时，弛豫时间对应的振幅信号会发生变化，所以可通过核磁T2谱来监测岩样不同孔隙内的含油变化情况[31-32]。
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图 9 氮气吞吐一轮的岩样核磁T2谱图Figure 9. Nuclear magnetic resonance (NMR) T2 spectra for one-time N2 huff-and-puff![]()
图 10 泡沫辅助氮气吞吐一轮的岩样核磁T2谱图Figure 10. NMR T2 spectra for one-time foam-assisted N2 huff-and-puff根据图9和图10计算裂缝岩样不同类型孔隙吞吐前后的含油饱和度，结果见表2。由表2可知，泡沫辅助氮气吞吐不仅能够采出大孔隙和中孔隙中的油，还能够采出微孔隙中的油，说明泡沫封堵了裂缝，使气体进入基质，扩大了气体的波及范围。
表 2 裂缝岩样吞吐一轮前后不同类型孔隙的含油饱和度Table 2. Oil saturation in different pore types before and after one-time huff-and-puff of fractured shale samples孔隙类型 含油饱和度 吞吐前 泡沫辅助N2吞吐后 N2 吞吐后 微孔隙 0.0668 0. 0650 0.0668 中孔隙 0.4971 0.4772 0.4971 大孔隙 0.4361 0.4128 0.4354 合计 1.0000 0.9550 0.9993 2.2 吞吐轮次对泡沫辅助氮气吞吐采收率的影响
选用吉木萨尔页岩岩样饱和模拟油，进行5轮次泡沫辅助氮气吞吐试验，并采用核磁方法监测岩样泡沫辅助氮气吞吐前及吞吐不同轮次后的核磁T2谱图，结果见图11。从图11可以看出，每轮次泡沫辅助氮气吞吐结束后，岩样的含油饱和度都会有不同程度的下降，说明泡沫辅助氮气吞吐可以采出裂缝页岩岩样内的模拟油。
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图 11 泡沫辅助氮气吞吐不同轮次的岩样核磁T2谱图Figure 11. NMR T2 spectra for different rounds of foam-assisted N2 huff-and-puff根据图11计算页岩岩样不同类型孔隙吞吐不同轮次后的含油饱和度，从而计算出不同类型孔隙吞吐不同轮次后的采收率及吞吐不同轮次后的总采收率（见表3）。从表3可以看出，随着泡沫辅助氮气吞吐轮次增多，采收率提高；但随着吞吐轮次增多，采收率提高幅度降低。
表 3 页岩岩样泡沫辅助氮气吞吐不同轮次的采收率Table 3. Oil recovery by different rounds of foam-assisted N2 huff-and-puff of shale samples吞吐轮次 不同类型孔隙的采收率，% 采收率，% 小孔隙 中孔隙 大孔隙 1轮 0.16 1.99 2.42 4.57 2轮 0.21 2.99 4.14 7.35 3轮 0.25 3.66 5.80 9.72 4轮 0.25 4.14 6.59 10.98 5轮 0.25 4.47 7.22 11.94 2.3 基质渗透率对泡沫辅助氮气吞吐采收率的影响
选取吉木萨尔3个基质渗透率不同的页岩岩样（基本参数见表4），饱和模拟油，进行泡沫辅助氮气吞吐试验，结果见图12。
表 4 3个页岩岩样的基本参数Table 4. Basic parameters of three shale samples岩样序号 直径/
mm长度/
mm基质渗透率/
mD3 25.295 100.311 0.010 4 25.274 100.203 0.008 5 25.156 100.274 0.001 ![]()
图 12 基质渗透率对泡沫辅助氮气吞吐采收率的影响Figure 12. Influence of matrix permeability on oil recovery by foam-assisted N2 huff-and-puff从图12可以看出：基质渗透率为0.001 mD岩样的采收率最低；基质渗透率为0.010 mD岩样的采收率最高，但与基质渗透率为0.008 mD岩样相比，两者的采收率相差不大；基质渗透率为0.010 mD岩样吞吐5轮次后的采收率是基质渗透率为0.001 mD岩样的1.39倍，说明泡沫的辅助作用对基质渗透率高岩样的效果明显。泡沫可以封堵裂缝，控制气体沿裂缝流窜，促使气体向基质中流动，如果基质渗透率较高，气体易向基质中流动，增大气体在基质中的波及体积，从而提高采收率。
3. 结论与建议
1）与氮气吞吐相比，泡沫辅助氮气吞吐可以抑制气体沿裂缝流窜，延长气体注入岩样的时间。
2）对于文中选用的吉木萨尔页岩岩样，采用体积分数50%的泡沫封堵裂缝效果最好。先注入泡沫，后续注入氮气的速率为2 mL/min时，可以获得较好的裂缝封堵效果。
3）泡沫辅助氮气吞吐提高采收率的机理是，泡沫封堵了裂缝，使后续注入氮气进入基质，扩大了氮气的波及体积，使微孔隙、中孔隙和大孔隙中的原油都得以采出。
4）随着泡沫辅助氮气吞吐轮次增多，页岩油采收率随之提高，但每轮吞吐之间的采收率提高幅度在减小。页岩岩样的基质渗透率越高，泡沫辅助氮气吞吐的采收率越高。
5）可参照文中思路及方法，探索不同泡沫体系、泡沫注入量和泡沫注入时机等条件下的采收率，为页岩油藏注气吞吐施工参数优化提供依据。
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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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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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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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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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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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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
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/
104m3JY1 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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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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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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