气举排水采气工艺技术研究及应用

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。     

长岭高含CO_2底水气藏气举排水技术研究与应用

随着长岭气田开发的深入,地层能量不断下降,气井的携液能力降低,使得气井井筒积液现象越来越严重,导致气井不能正常生产,气井积液成为气田稳产的难题,严重制约了气田的高效平稳开发。长岭高含CO_2底水气藏开发采用封隔器完井,受腐蚀等影响,常规排水采气工艺应用局限性大,影响气田开发。本文依据营城组气井生产动态资料,针对气井井简积液问题,开展了气举排水采气试验,制定长深A井气举排液工艺设计方案,方案实施效果良好,让水淹气井"死而复生"。     

苏东气田排水采气技术研究

苏东气田气井生产过程中会带出成藏时期形成的滞留水和凝析水,随着生产时间延续,气井产量降低携液能力不足而形成井筒积液,当积液量逐渐增大时,致使气井水淹而无法产气,目前苏东气田有产水气井270口,占投产气井的33.2%,产水井产能不能够有效发挥成为制约气田稳产、上产的主要因素因此苏东气田把排水采气工艺列为气田开发重点工作并将持续开展下去。本文简述了苏东气田采用的泡沫排水采气、连续油管排水采气、井间互联气举排水采气工艺技术原理并对其适应性进行分析评价,建立了排水采气技术路线,为排水采气工艺技术的推广应用提供了依据。     

动能因子-积液高度法诊断气井积液

产水气井井底积液会给气田及气井本身带来严重的危害,准确诊断气井的积液情况是把握排水采气措施实施的关键。文中提出应用动能因子-积液高度法来诊断气井井底积液情况。动能因子、积液高度2个指标相互验证,可对气井的携液能力和积液情况进行综合判断,提高诊断的准确性。动能因子-积液高度法不仅能够判断气井是否积液,而且计算出了积液井的积液高度,为判断气井的积液严重程度及排水采气措施的选择提供了有效的参考依据。应用该方法对青海涩北气田的60口产水气井的生产动态进行了分析,取得了良好效果。     

九龙山气田排水采气工艺技术研究及应用

随着地层能量的衰竭,地层出水增多,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了气田的高效开发。本文针对目前九龙山气田产水气井所面临的问题,对该区块主要的排水采气工艺进行研究及分析后发现,泡沫排水采气工艺对具有一定自喷能力的弱喷积液井具有较好的适用性;气举排水采气工艺则适用于积液较多且产水较多的气井;同时对于水淹程度较大、水体较为活跃的气井,使用电潜泵强排水工作可以对水淹井复产可以取得不错的效果。     

井下涡流排水采气技术在涩北气田的应用

气田持续开发中,随着地层压力的不断下降,气井携液能力逐渐降低,气井开始积液,影响正常生产。通过实施涡流排水采气工艺措施,降低或清除井底积液,恢复气井正常生产,对气井生产至关重要。涩北气田于2011年采用井下涡流排水采气工艺技术,通过现场应用,取得了较好的排水采气试验效果,有利于涡流排水采气工艺技术的后期推广。     

HY-5型泡排棒应用效果分析

榆林气田南区低产气井较多,携液能力较差,凝析水在举升过程中由于滑脱效应逐渐在井筒里及井底近区积聚,积液现象普遍存在,严重影响气井正常生产。泡沫排水采气是解决"气井积液"的有效方法之一,但泡沫排水采气的关键在于起泡剂的性能,地层水矿化度、凝析油含量、地层温度、H_2S含量等条件的不同对起泡剂性能的要求也不同。主要通过对HY-5型泡排棒进行室内评价和现场试验,分析泡排效果,确定该泡排棒适合加注的气井及加注时机,有效提高气井泡排效率。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果

靖边气田气井普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,机械气举排水采气工艺无法长期有效实施.为此,根据靖边气田泡沫排水采气工艺应用和气井生产实际,在靖边气田开展了撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺试验.试验结果表明,该项排水采气工艺在泡沫排水采气后期依靠压缩机辅助能量可实现连续助排;该工艺可应用于低产积液停产气井的有效复产,也可应用于产水气井连续稳定助排生产.     

悬挂式速度尾管在榆林气田南区的应用

在气田开发过程中,气井普遍产水,不同程度地影响了气井的正常生产。近几年来,榆林气田南区开展了以泡沫排水、井下节流助排、间歇提产带液等为主的排水采气工艺技术研究与应用。与其它工艺技术相比,悬挂式速度尾管具有一次性投入,操作简单,连续稳定,有效期长,排水采气和水合物防治双重作用等优点。通过应用悬挂式速度尾管技术,可以有效提高气井携液能力,防止气井积液、保证气井正常生产。     

大宁-吉县区块致密砂岩气井排水采气工艺技术探讨

针对目前大宁-吉县区块致密砂岩气井面临产水气井及产水类型识别难度大,常规助排工艺适用界限不明确两大技术难题,文章通过总结弱喷产水气井识别及生产阶段划分方法,根据常用助排工艺适应性,制定出致密砂岩气井的积液识别方法和排水采气工艺技术。通过现场试验及效果分析,论证排水采气技术对策的可行性,为大宁-吉县区块后期长期稳产提供强有力的技术支撑。     

速度管柱排水采气技术在Z21-22井的应用

子洲气田在滚动开发过程中,低产低效井日趋增多,如何实现气井的有效开采是当前面临的主要问题。子洲气田通常采用泡沫排水采气工艺,以提高气井开采时率;但是由于甲醇和高矿化度、高凝析油地层水严重影响泡排剂的起泡性能,部分气井泡排效果较差。针对现场存在的问题,结合子洲气田工艺特征,通过开展速度管柱排水采气技术理论研究和现场试验,有效地提高了气井的携液能力,为改善低产低效井开发效果提供了新的技术手段。     

提高原油采收率的一种新理论与新方法

近年来,水平井开采底水、气顶油藏显然在初期得到一些令人满意的效果,但对于气、水突入油井,依然没有抑制措施,当水突破油井以后,油井大量出水,影响正常开采,成为阻碍直井、水平井技术发展的一大技术难题。本文研究了油田开发中水气突入油井的机理,首次建立了消除水、气突入油井的新理论,并提出了消除水、气突入油井的多种工艺方法。采用此理论和工艺可高效地开采低渗油气藏、特种油气藏、中高含水期的已开发油藏,可延长油井的无水、气采油期,提高原油采收率,给油田带来重大的经济效益。     

排水采气工艺技术新进展

国内外气藏大多属于封闭性的弹性水驱气藏，在开发过程中都不同程度地存在地层出水。产出水若不能及时排出，就会聚积在井底，增大井底回压、降低产气量，严重时造成气井水淹停产。长时间的积液浸泡还会对地层造成极大的污染和伤害。快速有效地排液复产，是保持气井产能、高效开发气田的关键。因而，排水采气是气田开发所面临的一项重大课题。多年来，国内外石油工作者通过科研攻关已开发出了一系列新的排水采气工艺，如：井间互联井筒激动排液复产工艺技术、同心毛细管技术、天然气连续循环技术、深抽排水采气工艺、单管球塞连续气举工艺等工艺技术。通过这些新技术的应用，稳定了气田生产、提高了采收率、促进了油气田的发展。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

提高边水气藏采收率的方法研究

气藏开发实践表明，边水气藏的采收率要比定容气藏低得多。如何采取有效的方法提高边水气藏的采收率一直是气藏开发领域的一大难点。为此，从目前边水气藏的采收率普遍较低的现状分析出发，通过对边水气藏气、水两相渗流特征及影响水驱气藏采收率机理的分析发现，气藏的废弃压力和水侵波及系数是控制气藏一次采收率的主要因素。为提高边水驱气藏的采收率，目前传统的做法是控制气藏开采速度、保持气藏能量、尽可能地延长气藏的无水采气期和控制边水的入侵速度，这种开采方式最终造成边水气藏水淹时的废弃压力很高，而采收率较低的局面。由此建立了加快边水气藏开采速度、降低气藏废弃压力、增大水侵体积系数可以有效地提高边水气藏采收率的观点，文章从理论上论证了该思路的可行性，并以实际边水气藏为例进行了计算，计算结果说明了本思路的正确性。     

拓展新思路、提高气田开发水平和效益

我国天然气工业处于快速发展阶段，“十一五”期间特别要大力发展和创新低渗砂岩气藏、深层异常高压气藏、多层疏松砂岩水驱气藏、高含硫气藏和深层凝析气藏开发开采技术。文章就其中一些复杂气藏的开发问题提出了10条建议，希望能拓展新思路，特别关注一些我国还未应用的工艺技术，包括水驱气藏注N₂或聚合物粘稠液阻水治水技术、水驱气藏与凝析气藏开发后期注N₂技术、凝析气藏提高气藏采收率和单井产量的各种技术。另外，发展我国压缩机装备和注气技术、加强与俄罗斯为首的独联体国家石油天然气科技交流也至关重要，成组气田开发和低渗气藏试井及动态分析工作等也应受到重视。     

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胜利油气区的浅层气藏主要分布于第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。气藏类型主要为透镜状岩性气藏，少量为构造—岩性气藏。由于气层埋藏浅、成岩性差、胶结疏松，以及大部分气砂体存在边底水，存在气井易出水、出砂、稳产期短等开发特征。经过２０余年的开发实践认识到：①稳定、合理的工作制度是延长气井自喷期的基础；②新井先期防砂是延长气砂体生命期的必要保证；③自下而上逐层上返的分层开采是浅层气藏生产的基本原则；④合理的射开程度是延长边底水气井无水采气期的先决条件；⑤降低井口回压，排水采气是增加气砂体可采储量的有效途径。     

涩北气田气井合理配产的综合技术对策

柴达木盆地涩北气田具有岩性疏松易出砂、多层、气水关系复杂易出水、储量动用程度不均衡等开发技术难题,为了确保气田的稳产及合理高效开发,在制订开发技术对策时单井的合理配产非常关键。针对该气田气井出水、储层岩性疏松应力敏感及多层合采等特点,常规的气藏气井配产方法已不适用,从出水气井无阻流量的评价、抑制地层出砂的临界产量计算、多层多气水系统抑制边水推进的平衡采气等角度出发,探讨了涩北气田气井合理配产的综合技术对策。运用气藏数值模拟技术,对涩北一号气田典型层组的合理配产方案进行了开采指标预测,模拟结果显示所提出的以动态配产为技术特点的配产策略能够达到稳气控水、最大限度地提高天然气采出程度的目的。     

苏里格气田气井产水分析及新型泡排剂试验

分析了苏里格气田气井的产水类型,主要有地层水、淡化地层水、凝析水、凝析油及陈发型出水;分析了气井的井底积液特征,通过压力峰值、油套压变化、产气量变化曲线等特征可以判断气井井底积液情况。介绍了三种产水气井排查方法:生产动态分析法、关井恢复压力排查法、井筒压力梯度测试法,这三种方法是苏里格气田产水气井排查常用且有效的方法。介绍了泡沫排水采气的泡排剂优选方法及优选原则,结合试验区所产地层水的水质分析情况,优选了ERD-05起泡剂和ERD-06泡排棒这两种泡排剂;优化了泡排剂的加注制度,进行了泡沫排水采气现场试验,试验井排水、增产效果明显。     

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孤岛、孤东浅层气藏是位于济阳坳陷沾化凹陷的两个地质条件类似的气藏,也是胜利油田最大的两个浅层气藏。本文主要介绍了这两个气藏的主要地质特征,论述了开发中的主要异同,并指出了浅层气藏开发中应该注意的一些问题。孤岛浅层气藏的主要做法是：利用半报废的油井或注水井转为气井、高采气速度、后期防砂、开采末期进行了精细气藏描述。与地质条件相对较好的孤岛浅层气藏相比,孤东浅层气藏在气藏采收率、气井利用率等方面的整体开发效果得到了明显提高。分析其原因主要在于以下6个方面：1．地质基础工作扎实;2．气藏工程设计细致、求实;3．初期运用了先期防砂等新型采气工艺技术;4．中后期及时采用了经济、有效的排水采气等一系列措施;5．开发方案跟踪工作深入,不断进行调整挖潜;6．生产管理中引进了ABC等现代化管理方法。