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文２４气田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,含气面积１．０１ｋｍ２,天然气地质储量２．９２×１０８ｍ３,凝析油３×１０４ｔ。天然气中甲烷含量８５％～８７％,凝析油相对密度０．７,属典型的凝析气藏。储层为下第三系沙河街组（Ｅｓ２下）,埋深２３８０～２３４１ｍ,气层平均孔隙度２１％,原始地层压力２３．１８ＭＰａ,露点压力２０．５ＭＰａ。该气田文２４、文２４－２两口气井于１９８９年１２月投产,至１９９２年８月,累计生产天然气６２０２×１０４ｍ３,凝析油３８０４ｍ３。因地层压力远低于露点压力,大量凝析…     

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四川石油管理局川西南矿区魏家勇王之林地质特征及开发动态家１９井位于四川石油管理局川西南矿区黄家场气田茅口组构造长轴东段。钻井时产层严重垮塌,电测证实井深２５６３５ｍ以下垮塌,特别是２５６８～２５２６ｍ,所测最大井径５５５ｃｍ,下面被垮塌物所填部分...     

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中35井位于中坝构造须二顶面轴线北端偏东,于1978年1月2日开钻,3月24日完钻;完钻井深2750.0ｍ,先期裸眼。产层为Ｔ3ｘ2,油管直径88.9ｍｍ,下入深度2664.29ｍ,产层中部井深2647.0ｍ。完井测试天然气无阻流量22.57×104ｍ3,关井地层压力24.77ＭＰａ。该井于1978年10月22日投产,1979年4月逐步间断产水,1979年8月提产后大量出水,于1979年10月15日关井,在1980年1月开井1ｄ20ｈ(产气2.65×104ｍ3),1981年7月开井14ｈ(产气1.27×104ｍ3)后再无法生产,一直关井至1993年5月。用电潜泵对其进行排水采气初期效果较好,但由于井底地层水对机组腐蚀严重及…     

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气井开采末期,采用降压生产的方法可以增加气井的产能,提高最终采收率。然而,有水气井降压生产还具有其它一些独特的效果。本文将结合现场实例分析总结出有水气井降压生产使其自喷期延长、使带水效果增强、以及使排水采气工艺措施效果提高等优点。并简述降低气井回压的一些措施。基本理论 1.产层渗流天然气稳定渗流的产气方程式为:Q=c(p_R～2-P_(wt)～2),这个方程很容易反映出随井底流动压力P_(wt)的降低,天然气产量Q将增加。     

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卧龙河气田石炭系气藏已进入开采后期 ,由于气藏埋藏较深 ,随着气藏的开采 ,地层能量下降 ,致使气藏产出流体从地层举升到地面困难 ,从而造成井底积液 ,给气井生产造成一定困难。为了使气井能正常生产和提高气田最终采收率 ,该气藏从 90年代初开始采用泡排措施 ,达到了增产、增效的目的。截止 1 998年底已开展泡排生产井 1 5口 ,累计增产天然气 6572 .4× 1 0 4 ｍ3,加注泡排剂 7754ｋｇ ,净增产值362 5.88万元。气井积液的原因分析该气藏 1 998年底生产气井 33口 ,其中产地层水井 1口 ,井下积液致使生产不正常井 2 5口 ,占生产井的 75.8% ,…     

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1977年10月,相18井钻至阳一层下面一套白云岩新地层后获高产气流,测试日产气76.38万m～3,经分析确定产层为中石炭统。这一重大发现,不仅为该气田的勘探开发打开了局面,还为整个川东地区石炭系气藏的勘探开发拉开了序幕。相18井位于构造轴部主高点以北,完钻井深2333m,气层中部井深2310m,气层厚度9m,为φ127mm尾管射孔完成,油管φ63.5mm×2309.29m,原始地层压力P_1为28.576MPa,二项式无阻流量Q_(AOF)为391.9万m～3/d。该井于1977年11月14日投产,初期套压24.48MPa,油压22.58MPa,日产气34.5万m～3。至1993年1月,套压2.67MPa,油压2.16MPa,日产气6.9万m～3,累计产气达12.586亿m～3,是一口典型的     

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威109井位于震旦系气藏西翼轴部高渗带,1982年4月16日完钻,井深3135m。先期裸眼完成,井底距离原始气水界面31.86m,原始含气高度95.77m,φ177.8套管下至井深3037m,裸眼长98m. 该井在钻井过程中,钻至井深3122.6m,放空0.25m,漏失泥浆93.7m～3。产气井段3083～3086.6m,3126～3130m产水,气水界面上升34.09m。完井测试排液127.2m～3,套压从7.84↗10.78MPa,油压从5.68↗7.74MPa,产气1.08万m～3/d,产水19m～3/d。 1982年～1984年5月进行清砂,洗井、酸化等增产措施后组织试生产,初期产气15.0万m～3/d,生产22小时气井产水后自行停喷。因产水量大长期未     

超深高温高压气井排水采气技术研究及应用

克深气田位于库车坳陷克拉苏构造带,主开发层系为白垩系巴什基奇克组,气田边底水活跃,开发方式为衰竭开发。随着克深气田的深入开发,产水井逐渐增多,目前KS2区块、KS8区块、KS24区块等陆续见水,且见水形式严峻。为延缓气藏水侵、提高气藏采收率,开展排水采气是气藏治水的主要手段,而针对超深高温高压气井尚未开展排水采气技术研究,鉴于此,克深气田先后开展了泡沫排水、电潜泵排水、气举排水技术先导试验。通过现场试验,论证了气举排水采气技术在超深高温高压气井排水的中适用性,同时,该技术具有应用范围广、工艺简单、自动化程度高、管理方便等特点,为超深高温高压气井排水提供了技术手段,为同类气井排水采气提供了借鉴。     

气举注气速度的稳定

不稳定流是连续气举系统内存在的普遍现象，这是由该系统的性质决定的。它的微小干扰就会导致流动参数发生很大的摆动。     

新型气举采油注气计量自控装置的研制和应用

中原油田是国内气举采油方式应用较早、规模最大的油田，但其配气工艺水平的滞后一直制约着气举采油效率的提高。针对这一问题，开发研制了气举采油配气计量自控装置。文章阐述了装置的工作原理、功能以及应用情况。     

泡排剂效果的室内测试方法

文章通过与其他测定泡沫性能的方法和现场试验的比较说明,以对气井带水条件和发泡剂在气井排液中的作用分析基础上建立的测试气井用发泡剂的模拟试验结果,较好地反映了气井用发泡剂的实际效果。     

气举采油技术在让纳若尔油田的应用

让纳若尔油田于1983年投入开发,确立气举采油为油田的主要人工举升方式。油田气举采油始于2001年,为了提高低孔低渗油田的整体开发效益,相继研发了加深注气、湿气气举、喷射气举等技术,较大幅度地提高了油田的气举开发效果。同时,也为国内外类似油田的开发提供了借鉴。     

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纳1井位于纳溪构造主高点,1958年7月完钻,层位飞一段(T_1f～1),井深1359m。射孔层位嘉一段(T_1c～1),井段1165.5～1185m。射孔段酸化后,测试套压9.905MPa,油压8.581MPa,产气34.1×10～4m～3/d,原始地层压力14.730MPa(绝)。该井与东长轴上纳5、13井及西长轴上浅4井为同一裂缝圈闭,压降储量5.96×10～8m～3。纳1井于1958年12月29日投产,其它3口井随后也相继投产。纳5井采气枯竭,于1980年7月作回注井;纳13井1978年11月枯竭停产;纳浅4井目前仍维持间隙低压小产生产。纳5、13、浅4井至1992年11月底共     

气举优化配气技术及经济评价

根据优化配气原理．针对文东油田生产特点．建立了一套系统优化配气方法和操作程序。谈方法全面考虑了油田的产能、设备及技术条件、管理手段和综合经济效益等因素．具有先进性和可操作性。     

井组连续气举系统优配气的二次规划

对各井连续气举动态曲线用一元二次函数拟合，然后采用二次规划处理井组（单元）连续气举系统注气量的最优分配。根据实际情况对各井注气量的取值予以限制，并按不等式约束条件下的非线性最优化理论的库恩－图克条件，得到其等效问题。再用迭代法求解等效问题，继而得到原问题的最优化解。与常规方法相比，该方法计算简便，精度高。     

注气助推柱塞气举采油技术在塔里木油田增油效果明显

2007年以来，塔里木油田开发事业部先后在轮南2—43—5井、轮南2—33—6井、塔中408井3口井实施注气助推柱塞气举采油技术，取得较好的增油效果。     

四川页岩气开发排水采气技术优选

页岩气是一种非常重要的非常规能源,开发潜力巨大。四川盆地海相页岩储层埋藏深、储层致密、孔隙度和渗透率较低,天然气产量衰减较快,因此优选稳产、增产的排水采气技术尤为重要。页岩气井具有低压低产时间长、采用排水采气措施生产周期长的特点,文章对四川地区常用的排水采气方法进行了适应性评估,基于低成本、分期有效的原则,首先下入利用储层自身能量的速度管柱进行生产,速度管柱携液困难后再选择实施泡排、柱塞、气举、泵类排水采气等工艺措施,为页岩气井中后期排水采气技术优选提供参考。     

丘陵油田气举采油优化设计

针对且陵油田气举选井的具体情况,开展弱挥发性油藏气举采油工艺优化设计。优化的主要内容是优选符合丘陵油田气举生产的垂直多相管流的计算方法,气举方式及装置、气举工艺参数及单井的产量及注气量等。