临兴气田井筒堵塞机理及现场解堵工艺研究

临兴区块自投产以来,井筒堵塞问题日益严重,导致气井生产测试、措施作业等无法正常开展。文章结合区块堵塞物的粒径分析、无机成分XRD、红外等分析结果,明确了堵塞物成分主要包括石英、石盐、难溶盐垢(以硅铝酸盐垢为主)及少量的铁垢和固体砂砾等,主要堵塞类型为砂堵、腐蚀结垢及结盐堵塞等。通过解堵实验,优选出HYJD-10和CAWF两种解堵剂体系,静态溶蚀实验最高溶解率分别可达25.3%及18.3%,驱替实验最优渗透率的提高率分别可达105.9%及91.3%。现场结合注解堵剂、气举及泡沫流体等方式进行解堵作业,单井平均增产不小于9 000 m³/d,最高增产25 000 m³/d。本研究为致密气井井筒解堵试验提供了参考。     

克深气田异常高压气井井筒异常堵塞治理

随着克深气田的开发,井筒堵塞井数增多,堵塞程度越来越严重,影响了单井的安全平稳生产,制约了气田的高效开发。为此,针对气井井筒堵塞现状,结合单井生产动态特征、现场解堵情况、井筒返出物系统分析,认为造成气井井筒堵塞的主要堵塞物为垢和砂,堵塞模式分为垢堵、砂堵和砂垢混合堵3种模式。根据堵塞模式特点及井筒完整性,结合酸化解堵、连续油管冲砂解堵和大修3种传统疏通井筒措施的优缺点,提出了4种综合治理措施:垢堵井采用酸化解堵,砂堵井采用连续油管冲砂解堵,砂垢混合堵井采用连续油管冲砂和酸化综合解堵,管柱错断井采用大修更换管柱。实际应用证明,分模式治理不但可以高效疏通井筒,同时也可降低生产成本。     

克深2气田井筒堵塞机理及解堵工艺

塔里木油田库车山前克深2气田76%的气井存在井筒堵塞问题,导致油压、产气量下降,甚至关井停产。现场采用连续油管冲砂取样得到井筒堵塞呈局部井段堵塞特征,采用“微观+宏观”分析方法得出堵塞物主要为碳酸钙结垢,并且存在“井周储层+井筒”复合堵塞情况。研发的“9%盐酸+1%氢氟酸”解堵液体系,溶垢能力94.42%,溶砂能力34.17%,对13 Cr油管的腐蚀速率满足行业标准要求;基于堵塞规律认识制定出以“油套是否连通”和“有无挤液通道”为主要考虑因素的4套解堵工艺,并将“井筒解堵”升级为“井筒-井周储层”系统解堵。截至2019年底,克深2气田共实施气井解堵作业14井次,有效率86%,解堵后单井平均油压由29.7 MPa上升至44.1 MPa,单井平均无阻流量由26.8×104 m3增加至123.3×104 m3,增产3.6倍,实现躺井、异常井的高效复产,为国内外与库车山前高压气田具有相同地质及井况条件的其他油田堵塞治理提供借鉴。     

气井冲砂冲洗解堵复产工艺优化

长庆气田部分气井出现不同程度井筒积砂、混合脏物堵塞现象,对气井的正常生产和后期测试产生了一定的影响。针对这种情况,提出了连续油管胶液+氮气循环顶替+交替注入冲砂工艺。现场开展5口井试验,解堵作业成功率高,多储层伤害小,为关停气井复产措施提供了一种新途径。     

连续油管在川西致密砂岩气藏井筒解堵中的应用

基于现场作业生产经验对川西地区致密砂岩气藏井筒堵塞做出分析,认为井筒堵塞主要有以下几种类型:井下杂质堆积堵塞;管柱结垢堵塞;井下作业工具堵塞;产层水淹.相较于常规修井作业,连续油管解堵作业施工快捷、高效,在川西地区气井解堵施工作业中取得了良好的效果.总结了不同井筒堵塞类型适用的解堵工艺,详细阐述了连续油管解堵技术的现场...     

充气泡沫酸解堵技术在低压气井增产中的应用

针对气藏开发中后期气层污染堵塞特点,研究出一套适应低压气藏解堵的工艺措施——充气泡沫酸解堵技术。该泡沫酸酸液体系耐高温、耐高矿化度、耐油性能好,开发出的泡沫发生器发泡性能好,在高温高压下能形成性能稳定的均匀泡沫流体。充气泡沫酸具有缓速酸溶、增能、高分散、分流、低密度、易返排、携带能力强的特性,有效解决了低压低能气井（层）酸化效果差的问题。在施工工艺上改进了以往解堵措施先将井筒灌满,液体漏失造成储层永久伤害的问题,先往地层注气,形成近井地带暂时高压,同时利用泡沫分流特性,提高低渗层段酸化改造生产能力,最后气氮将残液及反应后残渣带出。整个施工过程不打水,做到少进液、深穿透、二次伤害低。截至目前,泡沫酸解堵技术在文23气田现场施工应用18井次,工艺成功率100%,施工井有效率92.0%以上,累计增气2 069×104 m3,取得了显著的增气效果。现场试验表明,泡沫酸解堵技术是解除气井储层伤害和残液返排行之有效的工艺措施,对低压低能气层解堵有较强优势,填补了低压气井解堵增产中的一项空白,具有很高的推广应用价值,为同类油田油气井治理提供了借鉴。     

沙坪场气田气井有机解堵工艺试验效果评价

气井实施有机解堵可解除井筒及地层堵塞,提高气井产能。沙坪场气田天东93井等4口井在连续加注缓蚀剂多年后实施了不停产有机解堵,在未做配伍性试验的情况下直接从油套环空加注药剂,导致解堵效果不佳。深入剖析解堵工艺后,提出了有机解堵在沙坪场气田推广应用中下一步应重点开展的工作:选择合适的解堵剂;结合气井井身结构和入井液加注年限,选择合适的解堵方式和加注途径。     

资阳须五段高密度体积压裂技术优化

四川盆地资阳须五段致密砂岩气藏具有储层非均质性强,改造体积不高、压裂适应性较差的特点,主要表现在加砂规模较小(20～60 m³),施工压力较高(50～82 MPa),压裂后产量不理想。基于裂缝扩展模型进行地质工程一体化分段分簇实现高密度完井,以大排量造缝携砂理念优化支撑剂铺置,配套双重暂堵转向工艺实现多簇裂缝的均匀扩展,提高裂缝对砂体的控制程度。结果表明,11.8条/100 m高密度布缝能有效提高储层平面动用程度,以2.73 m³/m高强度粒径组合铺置能构建高导流人工裂缝,运用“缝口+缝内”双重暂堵转向工艺可有效提高分簇有效性。该工艺现场应用后加砂规模提高到2 000～3 000 m³,综合砂液比提高到17.6%,横向覆盖率提高至91%,已实施井体积改造测试产量为邻井常规压裂的6～10倍,DF501HF井计算无阻流量46.5×10⁴ m³/d, EUR 0.78×10⁸ m³,增产效果明显,为深层须家河组气藏开发提供技术储备。     

相国寺石炭系气藏改建地下储气库运行参数设计

相国寺气田位于重庆市渝北、北碚区境内。该气田石炭系气藏地理位置优越,储层分布稳定,储层渗流性好,气质纯,气井产能高,井间连通性好,开发中表现出视均质气藏特征,盖层和断层封闭性好,水体能量有限,地层水不活跃,非常有利于改建地下储气库。为此,在比较了枯竭气藏改建地下储气库与气藏开发的异同之后,根据相国寺地下储气库的定位及调峰需求（主要用于解决川渝地区天然气市场的季节调峰问题,可为中卫-贵阳管线提供季节调峰,同时具备天然气战略储备应急能力）,利用该气藏丰富的静态资料和长期开发的动态资料,优化设计了储气库的上限压力、下限压力、库容量、工作气量、垫底气量、注采井数等关键运行参数。模拟结果表明：相国寺气田石炭系气藏改建地下储气库后,运行压力介于11.7～28.0 MPa,库容量可达40.5×10⁸ m³,垫底气量为17.7×10⁸ m³,工作气量为22.8×10⁸ m³,储气库具备较强的调峰能力。最后还对该储气库的注采方案进行了设计分析。     

同步回转压缩机排水采气工艺在丛式气井中的适应性分析

针对L井区丛式气井存在积液减产停产问题,采用并联的方式将多口备选气井接入同步回转压缩机,逐口对积液单井抽吸降压,通过降低井口流压的方式降低井底流压,增大生产压差进而提高气产量,保证井底积液顺利排出,恢复气井产能。结合气井井筒压降模型、气井流入流出曲线以及临界携液流量的理论,研究了同步回转压缩机对降压、排液以及增产的影响。经Y2井场7口井成功应用,结果显示单井井口流压从1.3～1.6 MPa降低至0.1～0.58 MPa,降压效果明显;单井增气量为0.56×10⁴～2.76×10⁴ m³/d不等,排水采气增产稳产效果好;同步回转压缩机降压增产工艺成本低,利润率高。该研究丰富了积液气井恢复生产的方法和理论,提供了排水采气的良好思路,为该项工艺的后期应用和气井负压开采提供了工艺技术支撑。     

异常高地应力致密砂岩储层压裂技术研究

随着勘探的不断深入，首次在新探区采用压裂技术时难度越来越大，部分井岩性致密，加之地应力异常高，导致压裂施工时在低排量情况下施工压力非常高，无法加砂而使压裂施工失败，达不到改造和认识储层的目的。文章以武1井为研究对象，该井为吐哈油田在民和盆地的一口探井，第一次压裂因施工压力异常高，在1.3 m³/min排量下井口压力达到83.3 MPa，支撑剂根本无法进入地层而未获成功。通过分析武1井首次压裂失败的原因，研究并采取了高能气体压裂、酸化解堵等近井筒处理措施和小粒径支撑剂、支撑剂段塞、优化泵注程序等针对性工艺，使第二次压裂施工获得成功，加砂26.04 m³，压后日产水5.0 m³，日产气2000 m³，这对类似储层的压裂改造积累了宝贵经验。     

致密含水气藏产液评价模型及应用

针对目前致密含水气藏产液评价方法单一、实用性差的问题,在气井产气、产液特征研究基础上,对产液进行静态、动态评价分类,并以此为基础,建立了致密含水气藏产液评价模型。针对模型中不同类型气井,制订了相应的排水采气思路和建议。将研究成果应用于大牛地气田D28井区,实施一个月后,目标区块日产气量由82.5×10⁴m³/d提高至86.6×10⁴m³/d,日产液量由412m³/d提高至447m³/d,气井生产时率由84.1%提高至87.3%。与现有评价方法相比,新模型可以同时描述气井产液静态特征和产液动态变化趋势,为致密含水气藏气井的精细分类和准确处理提供理论依据,具有现场应用价值。     

靖边气田北部丛式井积液排查及复产技术

靖边气田北部上古气藏是低产、低压、低丰度、非均质性强的复杂气藏,主要以丛式井低压串接,集中增压开发模式进行效益开发。丛式井单井产量低,平均单井产量在1.0×104m3/d左右。气井因气量小,部分气井产气量达不到临界携液流量,出现井筒积液,影响了整个上古气藏的开发效果。本着稳定并提高单井产量的上古气藏开发思路,本文通过分析丛式井井筒积液的特征,归纳总结了丛式井积液的排查标准,同时通过井筒积液井排水技术的对比评价,介绍了车载式天然气压缩机气举排水采气工艺及其优越性。积液排查及复产技术对靖边气田北部乃至整个长庆气区上古丛式井的高效开发具有重要意义。     

尖北气田高温深井新型解堵体系研究及应用

２０２０年以来,青海油田尖北气田部分气井连续出现压力测试遇阻问题,且采取连续油管清水通洗井且反复冲洗均无法解堵,严重影响了该区块气井的生产及各项测试作业的开展。针对气井堵塞的现状,室内开展了井筒堵塞组份分析,认为是由于联苯在井筒析出沉积,包裹地层出砂导致井筒堵塞。由于该区块为裂缝性基岩储层,井温高达170 ℃,对解堵剂的研究提出了很大的挑战。文章通过大量室内研究,研制出一套化学复合解堵剂配方,结合连续油管带压施工解堵工艺,成功解除 ２口井井筒堵塞,解决了现场生产技术难题。     

鄂尔多斯盆地南缘山1盒8储层混二氧化碳压裂技术新探索

鄂尔多斯盆地南缘山1、盒8储层地质储量大,具有低孔、低渗、低压的特征,该储层气井返排、产气和携液能力弱。为了解决储层的改造和生产难题,以井区内山1、盒8储层气井为研究对象,对比常规水力压裂和混二氧化碳压裂的储层改造效果以及常规油管生产和下入速度管生产的排水采气效果,并结合油套压、气水量等生产数据,使用多相流稳态模拟器,对气井做流入流出曲线分析。结果表明：(1)混二氧化碳压裂用水量大幅减少,总加砂量和常规水力压裂加砂量相当,改造效果表现优异,同等厚度储层条件下,试气绝对无阻流量是常规水力压裂的1.3～3.3倍,试验井无阻流量提升2～3倍,单米产气从0.1×10⁴～0.2×10⁴ m³/d提升至0.3×10⁴ m³/d;(2)速度管针对于该储层井有非常好的排水采气效果。选用合适尺寸(内径)和下入深度的速度管后,山1、盒8储层的产出水和压裂残留液体能够通过速度管及时排出,气井携液正常能够连续稳定生产。混二氧化碳压裂增产技术结合速度管柱排水采气工艺为鄂尔多斯盆地南缘山1、盒8储层开发提...     

元坝高含硫气井解堵工艺技术

元坝气田自2014年底投产以来,气井井筒不可避免地出现了堵塞现象,为此,通过深入调研国内外气井井筒堵塞相关文献,结合元坝高含硫气井井筒实际问题,将井筒堵塞问题分为地层原因引起、井筒积液、井筒形成水合物冰堵节流、井筒机械类堵塞、井筒物质堆积产生节流及机械物和赃物混合作用6种类型,主要分析了产生堵塞的产气量、井口油压等参数变化特征,并根据不同现象针对性提出了相应解堵措施,最后对元坝205-1井详细分析了井筒堵塞现象及原因,在优化溶硫剂及活性酸的基础上,提出了溶硫剂解堵、活性酸解堵及连续油管解堵3种具体的解堵方案,通过现场实施,成功地解决了井筒堵塞问题,为元坝气田高含硫气井完全稳定生产提供了技术支撑。     

新场气田低渗致密沙溪庙组气藏气井防堵解堵工艺技术

新场气田沙溪庙组气藏为典型的低渗致密气藏，气井投产后堵塞非常严重，堵塞类型主要为蜡堵、水合物堵、砂堵和复合型堵塞。在对其形成原因分析的基础上，提出了水合物化学抑制剂法、防蜡剂JD-3、改进流程设计防砂技术，并形成了JD-5解堵剂、JD-3+放喷和热水+放喷解堵方法。经现场应用，气井防解堵技术取得了较好的效果，维护了气井的正常生产。     

川东石炭系低压气井解堵工艺研究与应用

川东石炭系气井生产时间长,部分气井出现不同程度的井筒堵塞影响产能,常年反复酸化导致气井井周形成大的近井酸蚀通道,酸液未发挥作用就已漏失,酸化效果差且稳产周期短。鉴于目前川东石炭系气井解堵难的问题,通过井筒堵塞物分析明确了堵塞物主要由铁的氧化物、碳酸盐、BaSO₄和SiO₂等无机物和月桂醇聚醚类有机物组成,推荐的解堵工作液体系(15%(w)HCl+1%(w)缓蚀剂+2%(w)铁稳剂+3%(w)表面活性剂)在地层温度下对垢物的溶蚀率最高达77.6%。对不同堵点位置的堵塞提出了针对性的解堵工艺,油管堵塞推荐连续油管或油管注酸解堵,套管堵塞推荐真空回位抽砂工艺,地层堵塞推荐泡沫酸酸化解堵。采用研究的解堵液体系和工艺开展现场试验6口井,解堵有效率100%,为本区和同类型低压气井解堵提供了有效的技术手段。      

煤层气井低产水期产量预测模型

煤层气产量高低直接关系到区块或气井的开发价值，准确预测煤层气产量是选区、井位部署的关键环节。针对煤层气藏气井生产后期产水较少的情形，根据煤层气渗流连续性方程、煤层气解吸模型，推导得出煤层储层压力分布半解析解。结合压降叠加原理，推导建立了菱形井网中心井的产量预测模型。采用博文盆地Duckworth井组储层基础参数，预测气井产量，并与实际产量进行对比。结果表明，气井生产初期煤储层含水高，受该因素影响，该模型对煤层气生产初期产量预测效果差，预测相对误差达56%;但后期产水量较低时，实际产气量0.19×10⁴ m³/d,预测产气量0.18×10⁴ m³/d,预测相对误差仅5%,预测精度较高；该模型可在产水量较低的煤层气井产量预测中推广应用。     

长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山₂³储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低（压力系数0.4～0.6）,成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素;且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井,其中Y37-2H完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m,创长庆气田水平段Φ215.9 mm井眼的施工记录,Φ139.7 mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×10⁴ m³/d 的高产气流。应用效果表明：该体系较好地保护了山₂³储层,钻完井施工作业安全顺利。