0 引 言
近年来，我国煤层气、致密砂岩气、页岩气等煤系气开采发展迅速，提高了天然气产量，在鄂尔多斯盆地发现了丰富的资源储量，但部分煤系气储层存在开采某种单一资源难度大、经济效益低的问题[1-3]，目前合采设计思路主要针对煤系气层间干扰以及各自相应的开采方式进行，郭本广等[4]通过地质研究，提出鄂尔多斯盆地煤系储层有埋深较深、垂向上叠置分布的特点，具有综合开发的地质条件；梁冰等[5]通过煤系地层特性、成藏机理以及开采方式等分析了煤系气合采的可能性，认为煤系气合采技术是提高单井产量和经济效益的有效措施；孟尚志等[6]基于现场试验井提出通过排液控压避免层间干扰，表明同井合采的可行性；张芬娜等[7]提出同井双管柱结构对上部煤层下部致密砂岩层的叠置关系进行分压合采的技术，具有一定的适用性。在鄂尔多斯盆地东缘区块不同的煤系储层叠置关系中，上部高压致密砂岩层与下部煤层具有较高的合采价值，但目前尚在数值模拟阶段，未有适用的分压合采技术满足这一要求[8-9]。而常规油气合采设备由于占用井下空间大，开发效益低，不适用于煤系气的合采[10-12]。笔者在分析临兴地区致密砂岩气、煤层气叠置条件的基础上，提出了一种基于气举技术的合采管柱，其优点在于通过设计的变径油管短节将气举和速度管技术结合，以气携液的方式，利用上部高压致密砂岩气能量举升下部煤层井液，实现煤层气与致密砂岩气的协同合采，并着重对合采管柱进行可行性分析，结合生产实例，分析了合采所需携液气量以及适用性范围，对于提升煤系气的开发效益有一定的帮助。
1 基于气举的同井合采关键问题
煤层气与致密砂岩气分压合采，两储层物性、压力等有较大差异，各自开采方式不同，且煤系气井生产套管直径为139.7 mm，井下空间有限，管柱结构不宜过于复杂[13-15]。相比于传统的气举技术一般使用压缩机或邻井气注入的方式，通常应用于常规油气井，气量稳定且压力较高[16-17]。钟子尧等[18]利用在生产油管内下入小油管，通过小油管内注气由小油管与生产油管环空携液排出，实现煤层气的排采。基于上部致密砂岩层与下部煤层的气举同井合采技术，设计了油管变径短节，利用上部致密砂岩气的能量对下部煤储层排水降压，在气举过程中，需协调致密砂岩气的产气量与携液量的关系，分析气举生产因素对气携液的影响；判断煤层气是否能实现解吸并通过油管产出等；综上所述，确定气举所需致密砂岩气层的产气量与携液量的关系模板、煤层气储层的压力是否满足煤层气解吸排出的条件是气举同井合采技术的关键。
2 基于气举的同井合采的结构及工艺
根据研究区块煤系地层特点和合采的关键问题，提出如图1所示的气举同井合采管柱，基于闭式气举管柱[19]，该管柱采用“油管+封隔器+固定阀+气举阀”的结构，采用封隔器防止高压致密砂岩气对煤层气储层造成伤害，单向阀防止油管内煤层井液回流。采用可投捞式气举阀+偏心工作筒的气举设备，便于气举阀的安装与更换。为了适应致密砂岩气层产气量较少的特点，选用小油管提高气体流速，为保证气举阀的安装空间，变径油管短节将油管与偏心工作筒连接，实现了气举技术与速度管技术的有效结合，其结构如图1所示。
图1 气举同井合采管柱
Fig.1 Column structure of gas lift co-mining in the same well
该管柱的工艺过程为：在合采生产初期，利用致密砂岩气对煤层进行气举排水降压作业，关闭油套环空，致密砂岩气通过气举阀进入油管，降低油管内流体密度。气举阀逐级开启、关闭，在末级气举阀稳定进气时，致密砂岩层积液和煤层气储层的井液均通过油管内气液混合物排出地面。待排水作业至一定阶段，煤层气储层的井底流压下降到低于储层的解吸压力时，进入煤层产气阶段，这时，适当调节油套环空的产气量，使得部分致密砂岩气从油套环空产出，煤层气储层的气、液由油管产出，实现了两气分压合采，其工艺流程如图2所示。
图2 气举同井合采的工艺流程
Fig.2 Gas lift co-mining in the same well technique process
3 基于气举的同井合采可行性分析
为了实现两气分压合采，需要满足：①进入油管的致密砂岩气与煤层井液需要满足气携液匹配关系；②煤层井底压力应低于煤层气解吸压力，方可使煤层气解吸并从油管排出，其适应性分析流程如图3所示。
图3 气举同井合采适应分析流程
Fig.3 Gas lift co-mining in the same well adaptive
analysis process
3.1 气举携液条件分析
气举携液计算方法是由克雷洛夫提出[20]，主要用于油井气举生产中，结合气举同井合采管柱直径、气举深度及注气量，给出油井在最优工况下设定的产液量，得出在总注入气最优值下气液混合物的气液比：
(1)
式中：L为工作气举阀距离地面的高度，m；LL为油管液柱高度，m；ρl为煤层井液密度，kg/m3；D为油管内径，mm；p1为气举阀油套环空处的压力，MPa；pw为井口油压，MPa。
煤层前期主要为单相水产出，因此可设原始储层气量为零，则对于注入气与储层产液量气液比：
(2)
式中：Rg为原始储层气液比；Qg为注入气流量，m3/d；Qy为储层产液量，m3/d。
在煤层气与致密砂岩气同井气举合采中，煤层前期主要是排水降压作业，由于煤储层压力系数一般小于1，井口油压、固定阀过阀压差与油管内液柱压力之和等于煤层井底压力，液面稳定在距井口一定高度l，计算公式为：
(3)
式中：H为井口距离煤层中部的距离，m；δ为压力系数，一般取0.8～0.95；Δp为过固定阀压差，MPa；h为煤层厚度，m;g为重力加速度，m/s2。
为保证煤层井液连续稳定排出，在套管压力、井口油压、油管直径、气举深度等不同生产因素下分析致密砂岩气气量与携液量关系，得出生产因素对致密砂岩气举升煤层井液关系的影响趋势。由于前期煤层未有气体解吸，忽略地层气液比的影响，通过试气数据拟合曲线得出适用于研究区块致密砂岩气气量与携液量的气举关系如下式：
[ρ1g(L-l)-p1+pw](Q1+Qz)1.82
(4)
式中：Qs为气举所需致密砂岩气气量，m3/d；Qz为致密砂岩层积液，m3/d。
根据煤层井液产出量，以致密砂岩气气量为变量，求得气举特性曲线，改变井口油压、管柱直径以及套管压力等参数，可以得到不同状态下气举所需气量与携液量的关系。
3.2 煤层气解吸条件分析
油管内煤层井液通过气携液排出，井底压力不断降低，煤储层达到煤层气解吸压力后进入产气阶段，需满足煤层井底压力低于煤层气解吸压力，根据气举同井合采管柱结构，煤储层井底压力主要由井口油压与油管内流体压力决定，通过节点分析法，以煤层井底为解节点，得出煤层气解吸条件计算公式：
pf=pw+pg+pl+Δp≤pj
(5)
式中：pf为煤层井底压力，MPa；pw为煤层井底压力，MPa；pgl为工作气举阀至井口段气液混合物的压力，MPa；pl为工作气举阀至固定阀段纯液柱的压力，MPa；pj为煤层气解吸压力，MPa。
致密砂岩气经气举阀与煤层井液混合，在油管内形成气液两相流，由于混合气液比很大，选取拟单相雾流模型，采用Hagedorn-Brown迭代计算，工作气举阀至井口段气液两相流压力计算公式：
(6)
式中：ρm为煤层井液与致密砂岩气混合密度，kg/m3；fm为两相摩阻系数；Mt为地面条件下，每产生1 m3液体致密砂岩气与煤层井液的总质量，kg/m3；vm为气液混合速度，m/s。
为降低煤层井底压力，应减小油管内流体压力梯度，工作气举阀应靠近煤层，缩短煤层井液纯液柱高度，使煤层井底压力降至最低。
4 数值模拟及实例计算
根据煤储层产液量及试气数据，利用MATLAB进行数值模拟，对井口油压、油管直径及套管压力等影响因素分别进行气举动态适应性分析。
以鄂尔多斯盆地临兴地区某合采井L井试气数据资料为基础，气举同井合采管柱为直径40.3 mm油管，井口温度为20 ℃，地温系数为2.75 ℃/hm，地层压力系数为0.84，工作气举阀深度取1 656 m，煤层深度为1 756 m，煤储层产液量为8 m3/d，致密砂岩层深度为1 352 m，产气量可达48 751 m3/d，致密砂岩层积液为1.5 m3/d；致密砂岩层稳产压力为8 MPa，煤层气解吸压力为6.98 MPa，环空气柱压力根据Cullender-Smith模型迭代计算。
选用油管直径分别为40.3、50.3 mm的尺寸型号，分析气举同井合采管柱尺寸对气举动态响应的适应性。
图4 不同管径下注气量与携液量的关系
Fig.4 Relationship between gas volume and carrying liquid
under different pipe diameter
在同等气举气量条件下，选用较小直径的油管可以携带更多的煤层井液(图4)，说明大直径油管内举升气液混合物的能量损失较大，当致密砂岩层产气量较低或煤储层压力较低时，可选用小直径油管。
选取不同的井口压力，其余参数不变，得到不同井口压力下致密砂岩气气量与携液量的关系曲线如图5所示。
图5 不同井口压力下注气量与携液量的关系
Fig.5 Relationship between gas volume and carrying
liquid capacity under different wellhead pressure
由图5可以看出，在致密砂岩气气量相同的条件下，气举携液量越小，井口压力越大，煤储层排采初期可以适当增加井口压力，减小油嘴孔径，避免煤层排液速度过快；排采后期可以减小井口压力，弥补致密砂岩层产能衰减带来的注入气量与压力的不足，保证煤层井液连续排采。
同样改变套管压力，其余条件不变，得出如图6的关系曲线，在气举气量相同的条件下，携液量越大，套管压力要求越高，而在合采前期，煤层井液产出较多，致密砂岩层地层能量充足，生产压力较大，适应于举升较多的煤层井液；合采后期，煤储层产液量变小，致密砂岩层能量衰减，套管压力变小，通过更换气举阀，适用于举升较少的煤层井液，适当控制致密砂岩层能量衰减可提高气举的效率。
图6 不同套管压力下注气量与携液量的关系
Fig.6 Relationship between gas volume and carrying liquid
capacity under different casing pressure
随着气举深度的增加，油管内气液混合物需克服更多的摩阻及自身重力，气举所需致密砂岩气气量越大，如图7所示，在携液量分别为10、15 m3/d条件下，后者所需气量比前者明显变大，且随着气举深度增加，所需致密砂岩气气量增幅越大，因此，合采气举深度不宜超过2 200 m。
图7 不同液量下气举深度与致密砂岩气气量关系
Fig.7 Relationship between gas lift depth and tight sandstone
gas volume under different liquid volumes
由于目前仅有研究区块合采井煤层与致密层的基本试气参数，仍以合采井L井数据为依据，工作气举阀至煤层距离100 m，其液柱压力为1 MPa，通过固定阀压差取0.3 MPa，致密砂岩层深度为1 352 m，油管内产液量为9.5 m3/d，则根据数值模拟分析得出气举所需气量为16 650 m3/d，满足产出液量下的所需致密砂岩气气量的条件；L井口油压选用0.5、1.0 MPa进行分析，油管内气液两相流压力根据式(6)迭代计算，L井煤层气解吸压力为6.98 MPa，可以得到在不同井口油压、煤层井底压力见表1，由式(5)得出，下部煤层井筒压力可降至4 MPa，煤层气解吸压力为6.98 MPa，满足煤层气解吸的条件。因此，此井可以应用气举合采管柱进行两气合采。
表1 L井各项压力
Table 1 Various pressure of Well L
井口油压/MPa携液率两相流压力/MPa过阀压差/MPa液柱压力/MPa煤层井底压力/MPa1.00.0742.60.50.0661.90.313.93.2
5 结 论
1)提出了一种适用于上部为高压高产致密砂岩层与下部为低产水煤层的叠置储层的合采管柱，该管柱将气举与速度管技术结合，根据气携液原理，利用上部致密砂岩气对下部煤层排水降压，协同开采两储层，满足煤层井液量低的气举携液，实现两层合采。
2)根据气举动态方程，对套管压力、环空气量、井口油压、油管直径、气举深度等关键因素进行适应性分析，得出携液量所需气举气量的确定关系以及煤层气由油管产出的条件；并通过气量实时调节生产制度，建立了根据储层参数制定合理的排采工艺。
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