CN111396003B - 一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，涉及油气田勘探和开发领域中的油气井排液测试作业技术领域，将常压页岩气水平井压裂后的整个排液测试阶段划分为纯液相流—见气初期—气增液降—气液稳定四个阶段，确定井口压力、返排液矿化度、阶段产气量、气液比四个关键指标，通过对所述四个阶段的关键指标之一或多个关键指标的组合的分析，确定油嘴调整时机。本发明通过分析常压页岩气水平井压裂后关键返排参数，判断油嘴调整时机，建立完整的油嘴调整方法，实现常压页岩气单井测试产量最大化，同时控制整体测试作业时间。
Description
技术领域
本发明涉及油气田勘探和开发领域中的油气井排液测试作业技术领域，确切地说涉及常压页岩气水平井压裂后排液测试中的一种油嘴调整方法。
背景技术
页岩气水平井压裂后必须通过一定时间排液测试才能投产，能否通过排液测试尽快实现气井较高的稳定测试气产量，完成压裂效果评价和单井测试产量计算，并为投产后生产制度制定提供依据，是该项工作的主要目的。目前国内具备商业开发能力的页岩区块开发层位均为下志留统龙马溪组龙一1号层，该套储层在已规模建产的区块（例如长宁-威远、涪陵）地层压力系数一般为1.6~2.0，属于高压、超高压页岩气藏。但在川南、川东南地区存在多个地层压力系数为0.9~1.3的常压页岩气藏，例如中国石油所属昭通太阳区块、中国石化所属彭水区块。与高压-超高压页岩气藏不同，常压页岩气藏由于地层压力系数相对较低，压裂后返排特征与前者也存在较大差异，主要体现在2个方面：
①常压页岩气井开井排液后见气时间无明显规律，但低产气量阶段持续时间长，油嘴调整时机不明确，油嘴调整过快容易导致储层液相渗透率快速增加，气体不能排出；调整过慢则延长了整个排液周期增加作业成本。
②受裂缝内游离气气体饱和度控制，常压页岩气井排液时气增液降阶段持续时间短，此阶段过后通过增大油嘴的方法不能有效提升产气量，必须采用其他手段。
因此目前主要通过高压-超高压页岩气藏积累起的排液测试方法不能解决常压页岩气水平井压裂后排液测试遇到的难题。
发明内容
本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，本发明通过分析常压页岩气水平井压裂后关键返排参数，判断油嘴调整时机，建立完整的油嘴调整方法，实现常压页岩气单井测试产量最大化，同时控制整体测试作业时间。
本发明是通过采用下述技术方案实现的：
一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：将整个排液测试阶段划分为纯液相流—见气初期—气增液降—气液稳定四个阶段，确定井口压力、返排液矿化度、阶段产气量、气液比四个关键指标，通过对所述四个阶段的关键指标之一或多个关键指标的组合的分析，确定油嘴调整时机。
具体是：常压页岩气水平井压裂完成后开井排液，第一个阶段为纯液相流阶段，此阶段只有液体排出，观察返排液矿化度指标，根据矿化度48h内增幅是否大于20%判断油嘴调整时机，直到见气为止。
所述纯液相流阶段中，如果该指标保持相对稳定，48h内增加幅度小于20%，则一个油嘴制度排液72-120h后即可以1mm为单位逐级增大，如果48h内矿化度增幅超过20%，则立即增加1mm油嘴。
所述见气初期，是指有气体排出但阶段排液量无明显降低的阶段，该阶段观察井口压力和阶段产气量两项指标，根据井口压力能否保持稳定或增加以及阶段产气量增加速率综合决定油嘴调整时机，并判断排液是否进入到气增液降阶段。
见气初期阶段中，井口压力持续下降同时阶段产气量没有明显增加，则保持原有工作制度不变，当出现下述两种情况之一后逐级增加油嘴：
（a）井口压力在6~12小时内保持稳定或持续增加；
（b）阶段产气量连续12小时增加，且每小时增幅超过5%；
执行增加油嘴的程序直到（a）、（b）两种状态均不再出现；
当（a）、（b）两种状态都不再出现时则表明当前的油嘴制度已不能满足气产量的要求，气相渗透率不能有效释放，此时进入气增液降阶段。
所述气增液降阶段是增大井底流动压差，保证气体的快速突破，该阶段参考指标为井口压力、气液比和返排液矿化度，三项指标中有两项满足调整要求后即可增大油嘴，至多满足一个时则定义排液进入气液稳定阶段。
所述三项指标中有两项满足调整要求后即可增大油嘴具体是指：
（a）气液比连续12小时且每小时增幅大于10%；
（b）井口压力下降幅度小于0.03MPa/h或上涨；
（c）返排液矿化度48小时内增幅大于30%；
执行增加油嘴的程序直到（a）、（b）、（c）至多出现一种时；
进入气液稳定阶段后井口压力和阶段排液量相对趋于稳定，气液稳定阶段参考指标为阶段产气量，它会随油嘴的增加而增大，增幅受控于储层内气体饱和度的大小。
根据增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅是否低于100m3/h决定是否增加油嘴，执行增加油嘴的程序直到阶段产气量满足增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅低于100m3/h，根据此时测试产量大小选择关井复压复测一次或结束排液测试。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下：
1、本发明采用井口压力、返排液矿化度、阶段产气量、气液比四个参考指标，结合其在纯液相流—见气初期—气增液降—气液稳定四个阶段的具体变化，实现了常压页岩气水平井排液测试中油嘴调整的量化操作，可降低整体排液测试作业时间。
2、选用返排液矿化度作为常压页岩气水平井排液初期未见气时油嘴调整的参考指标，它能间接反应返排液与储层接触程度，避免了初期油嘴调整过快导致液相渗透率快速增加，气体不能排出。
3、常压页岩气水平井进入气液稳定阶段后，发明人经过若干次的实验，最终测得根据增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅是否低于100m3/h决定是否增加油嘴，根据此时测试产量大小来综合判断气相渗透率的增加是来自储层内气体饱和度的释放还是仅仅依靠井底压差的增大实现，进而为后续是否关井复压继续测试还是直接结束测试提供判断依据。
附图说明
下面将结合说明书附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明，其中：
图1为本发明工艺流程图。
具体实施方式
实施例1
作为本发明的一较佳实施方式，其公开了一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其步骤如下：
（1）常压页岩气水平井压裂完成后开井排液，第一个阶段为纯液相流阶段。此阶段只有液体排出，观察返排液矿化度指标，如果该指标保持相对稳定，48h内增加幅度小于20%，则一个油嘴制度排液72-120h后即可以1mm为单位逐级增大；如果48h内矿化度增幅超过20%，则立即增加1mm油嘴；执行上述程序直到见气为止；
（2）见气初期是指有气体排出但阶段排液量无明显降低的阶段。该阶段观察井口压力和阶段产气量两项指标。井口压力持续下降同时阶段产气量没有明显增加，则保持原有工作制度不变。当出现下述2种情况之一后可以逐级增加油嘴：（a）井口压力在6~12小时内保持稳定或持续增加；（b）阶段产气量连续12小时增加，且每小时增幅超过5%；执行上述程序直到（a）、（b）两种状态不同时出现；
（3）当步骤（2）中（a）、（b）两种状态不再同时出现时则表明当前的油嘴制度已不能满足气产量的要求，气相渗透率不能有效释放，此时进入气增液降阶段，需要增大井底流动压差，保证气体的快速突破。该阶段参考指标为井口压力、气液比和返排液矿化度。当出现下述3种情况中的2种后可以逐级增加油嘴：（a）气液比连续12小时每小时增幅大于10%；（b）井口压力下降幅度小于0.03MPa/h或上涨；（c）返排液矿化度48小时内增幅大于30%。执行上述程序直到（a）、（b）、（c）至多出现一种时；
（4）当步骤（3）中（a）、（b）、（c）至多出现一种状态时，此时常压页岩气水平井进入气液稳定阶段，井口压力和阶段排液量相对趋于稳定。本阶段参考指标为阶段产气量，它会随油嘴的增加而增大，增幅受控于储层内气体饱和度的大小。结合低压页岩气储层含气性特征，当阶段产气量增幅出现以下2种情况时分别采用不同方案进行测试产量计算：（a）增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅低于100m3/h，计算的测试产量低于8╳104/d（根据不同区块情况决定具体值），则采取关井复压措施，恢复储层内气体饱和度，再次开井并重复步骤（3）、（4），若仍表现出上述特征，不论其测试产量是否低于8╳104/d（根据不同区块情况决定具体值），采用最大油嘴下的产量作为本井最终测试产量，结束排液测试；（b）增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅大于100m3/h，继续排液至阶段产气量连续12h内波动幅度小于10%，然后重复本步骤直至阶段产气量满足增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅低于100m3/h，若此时测试产量高于8╳104/d（根据不同区块情况决定具体值），则结束排液测试。
实施例2：实施实例
A井为四川盆地南部边缘的一口页岩气水平井，目的层位龙马溪组页岩，水平段垂深2000-2050m，地层压力系数1.2，属于常压页岩气井。该井经过20段分段压裂改造。
压裂结束后关井230h，用3mm油嘴开井排液测试，具体步骤如下：
（1）开井压力12.5MPa，纯液相流阶段，返排液氯根含量1791mg/L，排液50h后，氯根含量2349mg/L，未见气，增大为4mm油嘴；
（2）总排液时间127h，纯液相流阶段，氯根含量5277mg/L，未见气，增大为5mm油嘴；
（3）总排液时间151h时见气，见气初期阶段，井口压力8.1MPa，油嘴5mm未调整；
（4）至总排液时间338h，见气初期阶段，井口压力5.1MPa（压力保持稳定超过12h），阶段产气量在11~26m3/h之间波动，调整为6mm油嘴；
（5）至总排液时间581h，见气初期阶段，井口压力6.3MPa，阶段测试产量升至530~660m3/h，期间油嘴从6mm逐级增大至9mm；
（6）增大为10mm油嘴后，阶段产气量迅速增大，井口压力缓慢降低，气液比持续增加，为气增液降阶段，同时在返排时间922h时氯根在48h内由9463 mg/L增大至12521mg/L，期间油嘴由10mm逐级增大至12mm，阶段产气量在3500~3700m3/h之间波动；
（7）油嘴增大为13mm，气液稳定阶段，继续返排38h后阶段产气量稳定在3900~4050m3/h之间（持续12h无变化）；油嘴增大为14mm，阶段产气量最高上涨至4700m3/h后逐步回落到4300~4500m3/h，稳定测试24h无变化，结束本井压裂后排液，折算测试产量为10.8╳104/d。
Claims (8)
1.一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：将整个排液测试阶段划分为纯液相流—见气初期—气增液降—气液稳定四个阶段，确定井口压力、返排液矿化度、阶段产气量、气液比四个关键指标，通过对所述四个阶段的关键指标之一或多个关键指标的组合的分析，确定油嘴调整时机；常压页岩气水平井压裂完成后开井排液，第一个阶段为纯液相流阶段，此阶段只有液体排出，观察返排液矿化度指标，根据矿化度48h内增幅是否大于20%判断油嘴调整时机，直到见气为止。
2.根据权利要求1所述的一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：所述纯液相流阶段中，如果返排液矿化度指标保持相对稳定，48h内增加幅度小于20%，则一个油嘴制度排液72-120h后即可以1mm为单位逐级增大，如果48h内矿化度增幅超过20%，则立即增加1mm油嘴。
3.根据权利要求1所述的一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：所述见气初期，是指有气体排出但阶段排液量无明显降低的阶段，见气初期阶段观察井口压力和阶段产气量两项指标，根据井口压力能否保持稳定或增加以及阶段产气量增加速率综合决定油嘴调整时机，并判断排液是否进入到气增液降阶段。
4.根据权利要求3所述的一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：见气初期阶段中，井口压力持续下降同时阶段产气量没有明显增加，则保持原有工作制度不变，当出现下述两种情况之一后逐级增加油嘴：
（a）井口压力在6~12小时内保持稳定或持续增加；
（b）阶段产气量连续12小时增加，且每小时增幅超过5%；
执行增加油嘴的程序直到（a）、（b）两种状态均不再出现；
当（a）、（b）两种状态都不再出现时则表明当前的油嘴制度已不能满足气产量的要求，气相渗透率不能有效释放，此时进入气增液降阶段。
5.根据权利要求1所述的一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：所述气增液降阶段是增大井底流动压差，气增液降阶段参考指标为井口压力、气液比和返排液矿化度，三项指标中有两项满足调整要求后即可增大油嘴，至多满足一个时则定义排液进入气液稳定阶段。
6.根据权利要求5所述的一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：所述三项指标中有两项满足调整要求后即可增大油嘴具体是指：
（a）气液比连续12小时增大且每小时增幅大于10%；
（b）井口压力下降幅度小于0.03MPa/h或上涨；
（c）返排液矿化度48小时内增幅大于30%；
执行增加油嘴的程序直到直到（a）、（b）、（c）至多出现一种时。
7.根据权利要求1所述的一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：进入气液稳定阶段后井口压力和阶段排液量相对趋于稳定，气液稳定阶段参考指标为阶段产气量，它会随油嘴的增加而增大，增幅受控于储层内气体饱和度的大小。
8.根据权利要求7所述的一种常压页岩气水平井压裂后排液测试油嘴调整方法，其特征在于：根据增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅是否低于100m3/h决定是否增加油嘴，执行增加油嘴的程序直到阶段产气量满足增加1mm油嘴12h后阶段产气量增幅低于100m3/h，根据此时测试产量大小选择关井复压复测一次或结束排液测试。
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