长宁页岩气构造位于四川省长宁县境内,为丘陵地貌,面积约4200km2。自2010年,在威远地区完钻我国第1 口页岩气井—威201井,完井试油在该井下古生界志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组页岩层段均获得了工业气流,截至2018年底,长宁页岩气田累计投产90余口井,年产气量达22×108m3。长宁页岩气井中,多数井初期采用套管生产,气井水平井段长,压力、产量递减快,到目前,前期投产的部分水平井产气量低且不同程度产水,井筒气液两相流滑脱现象严重,普遍存在积液,生产不稳定,气液两相流动规律复杂。因此,本文在分析和总结长宁气田气、水产出特征和规律的基础上,开展了水平井连续携液实验、长宁页岩气产量递减预测研究,并基于长宁页岩气井生产现状,开展了长宁页岩气水平井排采工艺技术应用研究。主要完成了以下工作:(1)综合分析长宁页岩气水平井的生产特征,对水平井的产气量、产液及压力变化情况进行了分析,按产量及累计水气比将气井分类,为页岩气井动态分析和排采工艺提供依据。(2)利用长宁页岩气井近50井次的井筒压力、温度测试数据,对常用管流计算Ansari 模型、Gray 模型、Hagedom-Brown 模型、Orkiszewski 模型、Beggs-Brill 模型和Mukherjee-Brill模型进行了评价优选,按井斜角优选了合适的管流计算模型。(3)根据长宁地区水平井井眼轨迹特点(主要可以分为上翘型和下倾型),搭建可视化模拟实验装置分别进行了上翘型和下倾型水平井的连续携液模拟实验,测试了不同压力、温度条件下的携液临界气量,并将实验结果同各携液模型公式计算结果进行了对比分析,提出了适用于两种井型的连续携液临界流量计算方法。(4)对长宁页岩气井产量递减进行了预测,通过将Arps递减和Duong递减模型进行线性组合得到了组合递减模型,其基本符合长宁页岩气井产量递减特征。(5)对长宁地区亟需开展排采工艺的气井进行了工艺选井,以3 口页岩气井为例分别进行了优选管柱、气举复活、泡沫排采工艺设计及现场试验效果分析;基于长宁地区特殊的生产方式(前期为套管生产),提出了一种适合长宁页岩气水平井的新型柱塞排液举升系统,该系统可以下入水平段(由油管下深决定),具有更好的防漏失与气窜能力。通过上述研究工作形成了针对长宁页岩气水平井的排采工艺技术,对长宁页岩气水平井生产具有重要的现实意义,并可供国内同类页岩气田开发借鉴。