靖边气田高产水气井井口循环气举效果分析

随着靖边气田逐渐进入开发中后期,部分高产水气井地层压力、产量持续下降,依靠自身能量及常规泡排、柱塞气举等助排措施,已无法满足气井连续携液生产需求,井筒表现出不同程度积液特征,严重影响最终采收率。结合靖边气田地面集输工艺特点及各类助排工艺适应性,开展了气举工艺设计,并在大产水井G1井开展了现场试验,通过分析气井产能、优化气举气量、气举工作制度及工艺流程,形成了"小型撬装压缩机+采出气循环利用"的井口循环气举工艺,可满足套管连续注气助排的生产需求。该井试验期间累计排液1 230 m3,日增产气量1.34×104m3,日产水17.8 m3,注采比1:1.5,取得了良好的经济助排效果。本研究对高产水气井排水采气工艺现场实施具有一定的借鉴意义。     

气举采气技术在白庙气田的应用

白庙气田生产后期大部分井积液严重。本文通过对排液采气方式的分析比较,提出气举排液是白庙气田合适的排液方式。气举采气在白庙气田的成功运用,对解决气田生产后期积液问题,恢复气井生产能力,延长气井生产寿命,保证气井稳产,提高中原油田天然气总产量具有重大意义。     

排水采气工艺在华北油田苏1潜山的应用

针对苏1潜山气藏埋藏深、温度高、大部分井处于带水开采阶段、井口压力高低不一、排液量小、凝析油产量较高的特点,优选出气举作为恢复气井生产的主导排水采气工艺,选择连续气举工艺的开式、正举的气举方式,采用气举工艺压缩机、非平衡式波纹管套压控制偏置式气举阀、(φ)73 mm加厚工作筒和(φ)60.3 mm平式工作筒、采输气设备、水处理设备,并进行注气工艺管柱组合优化和注气参数优化调整.从2000年起陆续在苏1潜山的5口井实施作业,累计生产2253 d,增产天然气2345.75×104 m3,增油1323 t,累计排液2.794×104m3,5口井累计节约注入气量336.1×104m3.气举排水采气工艺的实施,有效地保证气藏的产气能力,提高了气藏采收率.     

涪陵页岩气田柱塞气举工艺研究与应用

气井通常采用柱塞气举工艺进行排水采气,但常规短柱塞无法适应涪陵页岩气田页岩气井井口存在?177.8 mm大阀、井下管柱存在变径等问题,为此研制了弹块式变径组合柱塞。该柱塞采用弹块设计与加长设计,既保证了柱塞的通过性,又降低了柱塞漏失率;柱塞中搭载温压仪,可以监测井下压力与柱塞运行状态,为柱塞工作制度调整提供依据;针对页岩气井不同阶段的生产特征,优化了柱塞气举工艺介入时机与柱塞工作制度。涪陵页岩气田34口井应用了柱塞气举工艺,单井平均产气量提高0.95×104 m3/d,实现了页岩气井的连续稳定生产。柱塞气举工艺为涪陵页岩气田高效开发提供了新的技术途径,对其他页岩气田开发具有借鉴作用。      

柱塞气举排采工艺在龙凤山气田的首次应用

龙凤山气田出液气井生产到一定阶段,由于压力、产量降低不能满足携液需求,形成井底积液,部分积液严重井已停产,尝试泡沫排液效果不理想。为了寻求新的更适合的排液工艺,优选北217井作为首口柱塞气举试验井。文中详细阐述了柱塞气举原理,总结归纳了柱塞气举排采工艺的适用条件,并利用适用条件在龙凤山优选出一口积液直井作为试验井。通过应用该工艺前后生产情况对比分析柱塞气举的效果和适用性。北217井应用柱塞气举排采工艺后日增气2 000 m3,同时排液效率提高,减少了井下积液,下步可以在龙凤山气田其他气井试验。同时,井下冻堵影响柱塞下行,采用注醇恢复柱塞气举排采。     

苏里格气田降油压套气排水采气工艺浅析

气井在进入低产气量、弱携液能力的生产中后期时,压力和产量下降很快,导致部分气井出现积液问题,苏里格气田采取了多种排水采气措施以恢复这些气井的生产。由于气举复产需使用大型的高压制气设备,所以其作业过程往往风险大、投资高。降油压套气排水采气工艺是一种气举复产的新思路,通过降低气井井口压力以排出积液、提高产量,达到使气井"复活"的目的。通过详细论述工艺原理,并与气举复产进行工艺比较;同时研究、分析气井的生产规律和排液过程,设计了降油压套气排水采气的工艺流程。最终经分析、论证,认为该工艺较气举有投资低、风险小、见效快的优势,在苏里格气田的工艺特点和条件下可行。     

深井气举排水采气工艺在蜀南地区的新发展

气举是排水采气工艺集成技术成效最为显著的主体工艺技术之一。现有气举工艺主要应用于井深在2500m左右的出水气井,对于井深达到3000m甚至3000m以上的井其实际应用难度较大,有许多问题需要研究和解决。文中利用双温度曲线综合使用的方法改进了传统气举工艺设计,并采用新型防脱工作筒能有效防止气举阀倒扣、脱落,能够在3000m以上及地层压力高需气举阀长期作为工作阀的气举排水工艺井中应用。通过对包45井的现场试验,证明改进后的气举工艺能使水淹深井恢复生产,且有明显的增产效果。     

优化气举参数提高文24-2井采收率

文24-2 井是文 24 气田的一口生产气井,产气能力低、产水量大,无法形成连续带液生产。实施复线连续气举,用Turner雾状流态临界流速及流量公式计算参数指导气举,气举效果不明显。但应用李闽井筒液滴呈扁平形携液理论公式计算参数指导气举,实现了气井连续稳定带液生产,日产气能力由(0.2~0.4)×104 m3提高到(1.0~1.2)×104 m3,日排水能力由2~3 m3提高到8~12 m3,增产效果明显,至2003年底累计增产天然气215×104 m3。     

地层射孔层段气举系统

美国Schlumberger公司研制成功一种射孔层段气举系统。它是低产气举井、积液气井和煤层甲烷气井的高效机械采油设备。该系统采用气举技术，可穿过生产封隔器下方的长的射孔段，进行气举采油。该系统采用一系列专利气举产品和双简生产封隔器，其常规和偏心工作简装在油管柱上端，而内部气举工作简安装在跨过射孔段的油管柱下端。     

神木气田柱塞气举工艺推广及效果评价

神木气田属典型的致密气藏,气井普遍具有"低压、低产、井筒易积液"的特征,柱塞气举工艺是神木气田主要的排水采气技术,但存在柱塞气举气井分布散、管理难、规模小和效果评价方法单一的问题.为了便于柱塞气举气井管理,提高运行效率和综合评价,提出了柱塞气举示范推广的思路,通过分析神木气田气井生产现状,对比优选排水采气工艺,研究适用...     

长庆苏里格气田天然气欠平衡钻井实践

苏里格气田压力系数低,平均渗透率低,丰度低,产量低,是典型的"四低"气田。针对该气田的储层特征,长庆石油勘探局从1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究。通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究,得出了井壁坍塌压力梯度模式、钻头选型方法等,并在陕242、苏35- 18井和苏39- 14- 1井、苏39- 14- 4井进行了试验,试验数据表明,机械钻速大幅度提高,苏35- 18井的钻速达到18m/h,是邻井的9倍多,苏39- 14- 4井的天然气钻进井段为1092m,是迄今为止天然气钻进井段最长的井。通过研究与试验,初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。     

间苯二酚-甲醛树脂的合成及其与部分水解聚丙烯酰胺的成胶性能

体积压裂技术是非常规气藏后期改造的关键技术之一。苏里格气田属于致密砂岩气藏,为了实现水平井高效开发,提高气藏最终采收率,以苏53区块为例,以体积压裂适用的基本地质条件为依据,对苏里格地区水平井体积压裂适用性进行分析。同时,借用数值模拟方法,对水平井采用不同压裂改造方式进行模拟对比。结果表明:①苏里格气田储层具有微裂缝较发育、渗透率低、石英含量高等地质特征,满足体积压裂改造的基本储层条件;②通过模拟结果对比,苏里格气田水平井实施体积压裂效果明显优于常规压裂。另外,利用裂缝监测技术、FAST和TOPAZE软件等对2012年实施的5口体积压裂水平井进行了效果分析,认为:①体积压裂水平井平均单井加砂量、液量、裂缝条数等参数明显优于常规压裂水平井;②体积压裂水平井初期平均日产气约为12×104 m3,平均无阻流量、动储量分别为77.9×104 m3/d、1.75×108 m3,均为动态Ⅰ类井。     

低渗透气田试验井区开发效果评价

苏里格气田苏10区块山1、盒8气藏为典型的低孔、低渗、低丰度、非均质性强的岩性气藏。充分利用了气藏动、静态资料,对该区块中北部基础井网较完善的苏10-34-32井区进行了生产特征研究、开发效果评价,为气藏下步合理开发提供技术指导。研究结果表明：气井目前处于降压稳产阶段,符合苏里格低渗气田的生产特点;气井合理产量为1．0-1．5×10^4m^3·d^-1;井口压力与时间的半对数呈直线关系、压降速率与时间呈指数关系;井间未出现干扰现象,600m×1200m井网具备加密的物质基础和经济效益。     

腰英台油田腰西区块青二段气藏研究

腰英台油田腰西区块DB33井区2005年投入开发,2006完成产能建设,主要生产层位青一Ⅱ和青二Ⅳ,流体性质为原油。2006年9月4日-9月9日对DB33-5-5井青二Ⅱ砂组2092.2~2093.7、2098.8~2101.6井段压裂测试,生产时间89.5h(1.5天),累计产气7.085×10^4m^3;2006年10月5日-11月1日对DB33-9-3井青二Ⅱ砂组2080.5~2085.2井段常规测试,生产时间35.5h(3.7天),累计产气1.767×10^4m^3,发现了青二Ⅱ气藏。因此对DB33井区107口井青二段进行研究,利用老井测井资料与最新的测井技术进行测井二次解释,新解释气层98层,并对DB33-5-3新解释气层测试,取得工业气流,效果良好。     

徐深气田D区块气井积液诊断及水体规模

徐深气田D区块属于块状底水的火山岩气藏,准确识别气井出水、判断气井是否积液、计算水体规模成为急需解决的问题。通过理论计算与现场动态分析相结合,建立了一套适合D区块气井出水与积液诊断的方法。研究表明:气藏出地层水的水气比下限为0.2 m~3/10~4m~3,矿化度下限为8 000 mg/L,气井临界携液流量为(1.55～3.45)×10~4m~3/d,水体规模为(6.27～6.86)×10~8m~3;综合水气比和矿化度下限可以快速准确识别气井是否出水;气井是否积液,取决于油管直径、井筒温度和压力3种因素综合作用结果。在静态水体规模计算基础上,引入动态方法来验证,有利于减小静态法参数选取的不确定性,能够更准确计算水体规模大小。     

苏里格气田苏6井区开发方案数值模拟优化研究

苏里格气田目前探明储量已超过5 000×108m3,其储层非均质性强,砂体叠置模式复杂。在开发早期,井网密度小,控制程度低,使用传统气藏描述方法不能满足开发设计的需要。利用随机模拟技术建立的精细地质模型开展了数值模拟研究,对气田的开发方案进行全面优化,制定了苏里格气田开发技术策略,以最大限度地提高气田开发经济效益。通过方案对比,确定苏里格气田开发井网为在有效砂体相对发育区的均匀井网,苏6井区应采用一套开发层系、一套井网的衰竭式开采方式,行距与排距分别为700和1 000m。预计年产天然气5×108m3,须钻新井73口,可稳产4 a。     

苏里格气田苏53区块合理井网井距研究

苏53区块是典型的低压、低渗、低丰度、非均值性强的岩性气藏,应用经济极限及合理采气速度方法计算了该区块的技术合理井网井距,并结合数值模拟研究及现场试验结果确定该区块气藏的合理井距。建议开发方案:储量丰度高于1.3×108m3/km2区域采用600m×800m近似菱形不规则井网一次成形,集中建产;而储量丰度低于1.3×108m3/km2区域先采用600m×1 200m近似菱形不规则井网控制。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

异常高压气藏生产特征及后期开采措施探讨——以天东95井为例

以大天池气田沙坪场区块天东95井飞仙关组气藏为例,对川东地区异常高压气藏的生产特点及后期开发措施进行初步探讨.天东95井压力系数为1.65,完井测试产气108.3×104m3/d,储量小(动态储量1.018×108m3),在开采过程中主要表现出投产初期产能高、气藏压力和产量递减迅速、关井压力恢复缓慢等特点.研究认为异常...     

克拉美丽气田火山岩气藏配产方法优选

准噶尔盆地克拉美丽气田火山岩气藏产能受单井控制储量、岩性岩相、储集空间类型等多种因素的影响,产能变化大,评价比较困难,无阻流量配产法表现出明显的局限性。为此,利用动、静态模型将该区储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类３种类型,找到了各类储层的产能特征,以利于指导布井和后期新井的配产;综合利用无阻流量法、采气指数法、类比法、图版法等方法对新井进行产能标定研究;综合利用物质平衡法、试采压降法、单井动态模型法等方法对老井进行产能标定研究。进而得到了每类井的合理配产范围：Ⅰ类储层,直井合理产量为（8.00～10.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（22.00～24.00）×10⁴ m³/d;Ⅱ类储层,直井合理产量为（5.00～6.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（14.00～16.00）×10⁴ m³/d;Ⅲ类储层,直井合理产量为（2.20～3.50）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（9.00～11.00）×10⁴ m³/d。研究结果还表明适合克拉美丽火山岩气藏的配产方法是：新井应该利用系统试井特别是修正等时试井或类比的方法进行配产;老井最好利用单井动态模型法进行配产。