崖城13-1气田水淹气井的特征及复产方法

针对崖城13-1气田部分气井存在的水淹问题，根据该气田的水体特征和气井出水特征，运用石油地质学和油气藏动态分析方法，并结合气井堵水效果分析，提出了气井的水淹类型和“先堵后排”的复产方法，论述了该气田为提高水淹气井的排水采气能力所实施的降低井口回压改造工艺。     

白音诺勒气田动态分析方法应用

应用气藏工程理论、气井生产动态资料、气藏动态分析方法,对白音诺勒气田的主要开发特征进行了研究,确定了气藏驱动类型,气田动态储量,合理的采气速度及气井产量递减规律,对该气田下步的合理开发利用具有重要的指导意义。     

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。     

苏里格气田数字化排水采气系统研究与应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量的特点,单井产量低,携液能力差,部分气井井筒存在积液甚至出现水淹停产。为了确保气田平稳生产,在低压低产气井实施了多项排水采气措施,取得相应效果。随着 气田开发时间增长,积液井不断增多,排水采气方面的工作量不断增大,如沿用以前工作方式难以满足气田发展需要。数字化排水采气系统集成气田数字化技术和采气工艺技术,优化核心技术,创新排水采气工作模式,实现了自动排查气田产水井、展示积液井、计算井筒积液、优选气井排水采气措施、实时跟踪气井生产情况、分析总结排水采气措施效果等功能。通过该系统,量化排水采气措施关键参数,减轻技术人员工作量,提高技术人员工作效率,改 善气田现场技术支撑环境。     

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气藏水侵是川东气田开发过程中遇到的普遍现象。气井的出水会对气藏开发带来严重的不利影响。目前气田开发现场所采用的一些常规监测和分析手段对气藏的早期水侵也收效甚微。如何探测气井的早期水侵并预报气藏水侵情况一直是困扰气田中后期开发的一大难题。章通过对不稳定试井理论模型研究，得到了识别天然水侵边界的方法，将这种方法应用到实际的有水气藏开发动态分析中证实：可以通过试井分析来诊断气井的早期水侵和预报气藏水侵状况。这样，就可以根据气藏的实际水侵情况及时调整气藏的生产规模和采气速度，以减缓水侵速度，延长气井的无水采气时间，提高气藏的采收率，从而提高气田开发的经济效益。     

合兴场气田须二气藏开采影响因素分析与对策

针对合兴场气田须二气藏气井在开采过程中存在的问题，分析了气井水侵特征，以及井内油管腐蚀的主要因素；认为无水采气期缩短的重要因素是须二气藏气井早期配产过高；分析并提出气井各生产阶段的工艺技术措施与对策，气井生产后期应用复合型排水采气技术是提高气藏采收率的重要措施。     

螺杆泵排水采气技术在川渝某气田的应用

某气田开发已进入开发晚期,绝大部分气井进入了排水采气阶段。针对不同类型的气井,某气田采用了化排、气举、电潜泵、系统增压等工艺措施。由于气井地层能量的进一步减弱,现有的排水采气工艺措施有效率大大降低,有些工艺措施已不能继续使气井维持正常生产。仅依靠引进成熟的工艺技术已不能满足气田老区的进一步开发,必须开展排水采气新工艺技术攻关,确保气田的稳产、增产。开展螺杆泵排水采气和技术攻关,有望在短期内获得突破,并能尽快应用于生产。通过两口井的试验,不断改进和完善螺杆泵系统,检泵周期已经达到了4个月,是气田机抽排水采气的平均检泵周期的2倍。试验证明螺杆泵通过改进也可以应用于气井排水采气     

合川气田井下节流气井动态分析新方法

合川气田属于我国典型的低渗透、低产气田,为提高开发效益,合川气田气井绝大多数已应用了井下节流工艺。但是,井下节流阻断了井口油压与井底流压的自然联系,给合川气田气井生产动态分析带来了极大挑战。为实现对井下节流气井井口动态监测资料的有效分析,文中以单井开采系统为研究对象,根据气藏、气水两相井筒管流和油嘴节流理论模型及动态分析特征化方法,建立了新型井下节流气井系统综合生产动态分析方法。该方法将传统动态特征化分析法扩展到井下节流气井,并通过对合川气田实际井下节流气井生产数据的拟合分析,验证了新方法的可靠性和实用性。     

含节流器气井生产动态分析方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田单井普遍采用井下节流工艺生产,但井下节流技术给气田常规动态监测和气井动态分析带来较大困难,现有常规方法已难以解决节流气井的动态分析问题。通过分析含节流器气井流动的理论和实际生产曲线的特征后认为:含节流器气井早期具有明显的临界流特点,生产后期则具有明显的亚临界流特点,进而基于气井不同生产时期试井测试资料的系统研究,提出含节流器气井的试井解释具有气井早期临界流时以高表皮为主要特征、气井晚期亚临界流时以高井储为主要特征的新认识,并以此提出"等效表皮系数"方法,研究节流器对气井不同生产时期的影响,建立了含节流器气井动态分析方法。应用Topaze软件进行含节流器气井的生产动态拟合,经对比表明该方法具有较高的准确性、可靠性,为含节流器气井的动态分析提供了新的方法参考和技术支持。     

低产低效井排水采气工艺技术研究

苏里格气田西部区域含水气井增多,产水量不断增大,排水采气难度不断增大,急需对这些低产低效井进行有效开发,以期提高气井的利用率和采气量。通过模糊数学法对低产低效井进行了判别,研究了其物性特征,总结了苏西地区低产低效井的分布规律。根据苏里格气田西区的生产实际,对泡沫排水采气和速度管柱排水采气的工艺适用条件、应用现状等进行了评价。这对深化苏里格气田排水采气工艺技术的应用具有一定指导意义。     

昭通太阳区块浅层页岩气水平井试气返排规律

针对川南昭通国家级页岩气示范区太阳区块浅层页岩气藏埋藏浅、地层能量低和返排率高的特点,准确掌握浅层页岩气水平井试气返排规律,制定针对性的试气制度,对提高单井采收率具有重要意义。为此,借鉴邻区中深层页岩气水平井试气返排规律,结合研究区已试气井排采规律,根据气液两相渗流理论和应力敏感分析方法将研究区水平井试气过程划分为6个阶段,总结出每个阶段的试气返排规律,并制定相应的排采制度。结果表明：以日产气量、日产水量和井口压力作为评价标准,选择最优焖井时间、油嘴直径和调整油嘴时机,可大大降低应力敏感带来的储集层伤害,充分释放单井产能,达到准确求取试气产能、提高单井采收率的目的,同时也为投产初期配产提供依据。在此基础上,建立了2套针对研究区浅层页岩气水平井试气返排标准图版,用以指导现场生产,取得了较好的应用效果。     

产能预测、试井设计参数优选方法

以科学编制试油地质设计、取全取准试油资料为目的,统计整理了1990年以来的探井资料600多层30余种数据,主要应用了大庆探区已有的岩心、井壁取心、钻井液、钻时、测井及试油等技术,根据以上各种技术所取得的参数及试井软件解释得到的地层参数之间的相关性,建立了产能预测、试井设计参数优选动态方法及图版,通过现场应用,取得了较好效果。     

现代产量递减分析基本原理与应用

近期国际上出现了利用油气井日常生产数据通过"递减曲线典型图版拟合法"计算储层储渗参数的现代产量递减分析技术,这为油气田开发动态分析提供了一种新方法。在调研大量文献的基础上,结合实际应用情况,系统阐述了现代产量递减分析方法中的基本概念以及常用的Arps、Fetkovich、Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI及FMB递减曲线典型图版的理论基础、适用条件和主要功能,并给出了应用实例。现代产量递减分析技术的出现,实现了不同类型油气井、不同阶段生产曲线的标准化,为利用大量的日常生产动态数据定性和定量分析油气井储渗特征提供了手段。与不稳定试井相比,该方法成本低、资料来源广泛,但由于是基于不稳定试井的基本思想发展而来的,生产动态数据录取的准确性对分析结果会产生很大影响。因此还不能代替不稳定试井分析。     

涪陵焦石坝区块页岩气井动态合理配产技术

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征和生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有适用该类页岩气井的配产方法。借鉴国外页岩气生产经验,根据页岩储层应力敏感试验结果和实际生产情况,确定采用定产控压的生产方式。在此基础上,借鉴常规气藏配产方法,根据该区块页岩气井实际生产特征,选用采气指示曲线法和不稳定产量分析法确定不同产能页岩气井的合理配产系数。引进页岩气井分区、分阶段动态合理配产的理念,结合分区不同产能区间页岩气井产能的递减规律,按照页岩气井当前累计产气量对应产能的合理配产系数调整配产。按照此方法对涪陵焦石坝区块页岩气井的配产进行了调整,调整后既满足了该区块页岩气井稳产3年左右的需要,又使页岩气藏获得了较高的采收率和较好的经济效益。      

海上断块油田定向井初期产能评价方法分析

为确定DST测试法评价海上断块油田产能时的测试时间校正系数和边界校正系数大小,建立了不同边界断层定向井不稳定产能方程,并对其进行无因次化,获得了不同断层条件下油井无因次采油指数随时间变化的曲线,得到测试时间校正系数图版和不同断层距离及夹角的校正系数图版。机理分析表明,断块油田定向井产能综合校正系数为0.60~0.80,并且校正系数随测试时间不同而不同。海上2口生产井实例计算分析结果表明,利用理论图版分析各井产能综合校正系数与实际生产动态数据验证综合校正系数基本吻合,验证了产能综合校正系数图版的可靠性。研究结果表明,不同边界类型定向井DST测试产能校正系数与测试时间、边界距离呈指数递减趋势,可利用产能综合校正系数图版为海上短时DST测试法评价产能确定准确的综合校正系数。      

考虑闪蒸的凝析气井动态产能计算

凝析气井在生产中常会出现反凝析现象,会对其产能预测产生影响,特别是在凝析油含量较高的气藏中影响尤为明显。为此,提出了使用关井压力恢复试井结果,计算凝析气井瞬态产能的方法。从油、气两相渗流方程出发,利用相渗曲线定义拟压力,得到线性化后的油气两相渗流方程。结合状态方程及多组分闪蒸计算,准确描述了凝析气藏在开发过程中相态的变化,得到准确的地层压力和油相饱和度关系,实现了压力与拟压力的转化。利用线性化的拟压力方程可计算试井分析图版,并通过试井分析得到地层渗透率等参数。使用这些地层参数,通过拟压力方程计算得到凝析气井的IPR曲线,最终可对凝析气井的产能进行准确计算和预测。将模型的计算结果与实际井例的生产测试数据进行对比,结果表明其计算合理准确,与已有的井产量数据基本吻合,可在凝析气井中推广使用,以获得准确的产能预测数据。     

连续油管动态监测技术在相国寺储气库中的应用

储气库注采井注采能力是储气库工程设计中的关键参数,决定了储气库的最大应急调节能力,对已完钻的注采井开展准确的注采能力评价就显得尤为重要。针对相国寺储气库注采井大井斜角、长水平段、复杂注采管柱结构和强注强采等特点,开展动态监测技术适应性分析,优化连续油管动态监测工具及施工方案,并进行了2口注采井在高注气量条件下的连续油管动态测试现场施工作业,获取了动态监测数据。对现场施工工艺、配套工具及监测数据评价分析表明,连续油管动态监测技术可满足储气库注采井动态监测施工要求,录取的的数据真实可靠,能为注采井最大调峰能力的确定和注采井的调整提供充分的依据,对类似储气库注采井动态监测工作具有借鉴意义。     

克拉2气田高压气井风险评估

克拉2气田在开发生产过程中，部分单井出现生产套压、技术套压异常升高的现象。针对高压气井环空压力异常问题，塔里木油田在国内首次开展了单井风险评估工作。在借鉴API RP 90中相关技术标准的基础上，参考国际大石油公司高压气井的管理经验，根据克拉2 气田单井的实际情况，通过先静态后动态的评估程序完成了克拉2气田单井风险评估。特别是对4口重点井，在动态评估完成后，正常开井生产日增天然气1 000×10⁴ m³以上，取得了较大的经济效益和社会效益。通过对评估技术和方法的总结，取得了一些高压气井风险评估技术和方法的初步认识，对国内陆上高压、超高压油气田开展类似的风险评估工作具有借鉴意义。     

高压气井环空压力管理图版设计与应用

环空带压是国内外气田普遍存在的气井完整性管理技术难题,科学的环空压力管理能够有效缓解环空带压问题的恶化,保证油气井的长期完整性。但目前国际上应用广泛的几种环空压力管理技术均无法满足中国石油塔里木油田公司(以下简称塔里木油田)超深层高压气井的管理要求,急需一套适合于该公司超深层高压气井的环空压力管理技术。为此,基于国内外现有的气井环空压力管理技术,综合考虑超深层高压气井A环空对应所有井屏障部件在不同生产和关井工况下的安全性,创新了一套A环空最大允许压力曲线和A环空最小预留压力曲线的计算方法 ;同时,兼顾安全性和可操作,通过进一步优化B、C、D环空最大允许压力计算的考虑因素和安全系数取值,提出了一套B、C、D环空最大允许压力计算新方法 ;进而设计完成了一套高压气井环空压力管理标准化图版。该项技术已在该公司所有高压气井进行了推广应用,有效地支撑了塔里木油田超深层高压气井的安全高效开发。     

异常高压气井L16井合理配产初探

异常高压气井在开发过程中面临诸多困难,尤其在试采阶段如何配置合理的工作制度,这关系到气井生产效益。为此,以L16井为例,根据地质特点,对其试采动态特征进行分析评价:首先仅利用日常生产数据,通过非稳定产能预测法计算气井无阻流量;然后通过不关井稳定试井,获得气井产能方程,计算气井无阻流量,其结果与完井一点法计算无阻流量十分接近。综合考虑气井生产特征、无阻流量以及临界携液流量,气井早期配产4.0×104m3/d左右制度合理,也保证了气井稳定生产。