克拉美丽气田火山岩气藏产能评价及配产方法研究

克拉美丽气田属火山岩气藏,由于受火山喷发多期性影响,其岩性岩相变化较快,岩性致密,储层物性平面非均质性严重,渗透性很低、且渗透率差异很大,因而气井产能差异很大:不同岩性单井绝对无阻流量在(16.22-109.34)×104m3/d之间,同一岩性的正长斑岩单井绝对无阻流量在(21.83～56.71)×104m3/d之间,因此评价比较困难.如何科学合理地评价其产能,在其开发过程中显得非常重要.首先利用动静结合的方法给出了气井的分类标准,接着利用产能方程法对其进行评价,最后综合利用产能方程和动态储量联合配产法、试采压降法、试井模型预测法、试气绝对无阻流量法、采气指数法、最小泄液法和管内冲蚀流量法等方法,对每类气井进行了配产研究,提出了每类井的合理配产范围.配产结果对今后该气田新井的单井配产具有一定的参考价值.     

“泡排+环空激动降压”组合复产工艺在大牛地气田的应用

大牛地气田单井产量低,压力递减快,随着开采的深入,储层能量不断下降,气井携液能力日趋变差,井筒逐渐产生积液甚至水淹停产。目前主要使用环空激动降压、液氮气举、多井联合气举、井口排液气举、套管充压气举等单一复产工艺来解决这一问题,但针对部分水淹不严重气井,常规复产成功率低、经常性气举复产成本高,因此需探索一种经济有效的复产方法。选取1口水淹井A1开展了"泡排+环空激动降压"组合复产工艺试验,并进行了经济效果评价。现场试验表明:水淹井A1复产成功后日增产量5150m~3、累计增产量148.835×104m~3,累计创效172.6486万元,施工费用较气举复产节约0.2万～5.85万元,投入产出比为1∶1150,具有良好的经济效益。推广应用表明:"泡排+环空激动降压"组合复产工艺对于积液不太严重、套压9MPa、水淹前日产气5000m~3/d的水淹井施工成功率为68%、较单一常规复产提高8%,在大牛地气田开发生产中具有一定的应用前景。     

产水气井泡排工艺参数优化研究及应用

泡沫排水采气工艺是川西气田低压低产气井最为普遍的一种稳产手段。但是近几年,泡排药剂量增加速度较快,而稳产效果未能同步提高,与此同时,少数气井井底出现泡排剂乳化现象,影响气井正常生产。为此,通过泡排剂室内实验评价优选及正常油套压差、加注时机、药剂量、药水比例等参数变化关系分析,优化泡沫排水采气工艺施工参数,形成以"少量多次、定实际油套压差"的泡排剂加注方式,改变了过去固定泡排加注周期的方式。泡排工艺参数优化后,在mj-56-63井区共对67口气井开展现场应用及效果评价,实施后,气井仍能保持先前的稳产效果,而且部分井的产气效果更佳;优化后的泡排参数单井加注药剂量降低38%,施工井次减少23%,泡排剂乳化污染井底现象减少,提高了气液分离效果,省去了消泡剂的使用,确保纯净天然气输往终端用户。     

遇油膨胀封隔器裸眼分段完井工艺的研究与应用

遇油膨胀封隔器以特殊的可膨胀橡胶作为密封核心部件,将其硫化在基管外壁上,并在两段辅以固定装置,经介质浸泡后膨胀达到密封环空的目的 ,具有结构简单、安装方便、坐封可靠、全通径、多次膨胀自动补偿环空间隙及永久密封等优势。通过对其密封性能的影响因素研究,可知:其对地层水和酸不敏感;膨胀介质(原油/柴油)黏度越小,膨胀速度越快;井下温度越高,膨胀速度越快;橡胶体越厚,膨胀后外径越大,密封效果越好。在阿姆河气田现场应用结果表明,平均单井产能达到50×10~4m~3/d的高产气井在大斜度井/水平井Φ215.9mm裸眼段中应用遇油膨胀封隔器分段完井管柱,通过尾管悬挂方式一次入井,坐封后承压达到70MPa,满足工艺要求。橡胶材料优化、液压坐封和膨胀坐封相结合是解决遇油膨胀封隔器胀封速度慢、短胶筒封压能力低、长胶筒下入困难等问题的研究方向之一。     

洛带气田廖家场区块遂宁组气藏开发潜力评价及对策

廖家场区块位于洛带气田的北东部,主力气藏为遂宁组气藏,具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强等特点,在开采过程中表现出了单井产量不均衡,气井产量和井口压力快速递减（90．7％的气井井口油压已经低于2．5MPa,77．8％的气井产量小于O．5×10^4m3／d）,单井动态控制半径小（平均为203m）,单井控制储量低（平均为0．15×10^8m,）,地层压力不均衡下降,储量动用程度低等动态特征。为提高气井的贡献率,尽可能实现稳产,对现有生产井生产情况进行分析后,建议尽快在廖家场区块内改造一条低压输气管线或开展增压开采工作,解决管网压力波动对气井产量的影响。通过气藏潜力分析,建议在井间距较大的井区部署加密调整井,提高井间的储量动用程度：在地层能量相对较高的气藏东部区域部署扩边井,进一步探索气藏的分布范围,动用存在于气藏边部的部分低效储量。     

海上油田注水解堵工艺探索

注水开发是海上油田开发中后期稳产、高产的一项重要技术手段。海上油田部分老区进入生产中后期以后,注水井吸水能力逐渐变差,注入压力越来越高,现有设备等级不能正常满足生产需要,迫切需要研究注水井解堵工艺。以海上某油田V注水井为例,开展解堵注水工艺研究,假设地层污染情况为平均污染带渗透率时,对平均污染带渗透率模式、阶梯式注水模式进行注水排量为604m~3/d、864m~3/d、1728m~3/d情况下的优化分析研究。研究结果显示:选用0.01m~3/s注入速度为佳,即每日注水量为864m~3,高压注入时间为90min,工艺优化采用阶梯式注水:172.8m~3/d(305min)+345m~3/d(25min)+518m~3/d(25min)+674m~3/d(25min)+847m~3/d(25min)。假设污染情况为"三段式"道达尔时,对道达尔污染模式开展了不同注水排量情况下的优化分析研究,结果显示"三段式"道达尔模式与污染带渗透率平均化模式结果类似,这进一步验证了研究结果的合理性,说明该注水解堵工艺实际推广应用价值大。     

松辽盆地西部斜坡区气田开发特征研究

阿拉新、二站、白音诺勒气田自1991年向齐齐哈尔平稳供气21年,气井一直按需生产,长时间反复开关井,造成年地层压力下降速度和气井生产压差过大.长期超产会使气田见水速度加快,稳产年限缩短,影响气田最终的采收率.为了制定不同气田合理工作制度,重新对阿拉新、二站、白音诺勒气田的历史生产数据进行了分析、计算.根据分析得出的气藏驱动类型、水侵状况,提出了制定气田合理工作制度的建议:阿拉新气田为疏松砂岩气藏,气井易出砂,最大生产压差不宜超过0.15MPa之内,预计稳定生产年限为16a;二站气田生产过程应适时采取排液、改造地层等措施,以利于发挥其潜能,预计稳定生产年限为10a;白音诺勒气田为强水驱气藏,合理控制控制采气速度即合理采气量,采气速度控制在3.0％以内,合理采气量应控制在(2.3～2.6)× 104m3/d,预计稳定生产年限为9a.     

大牛地气田井口增压排采工艺技术研究

大牛地气田自实施井口增压排采工艺以来,共应用单井井口增压10口井。实施过程中存在对增压气井生产规律认识不足,对增压后气井生产动态、指标变化缺乏深入研究,对增压排采效果缺乏系统评价,低效井原因、治理措施不明确等问题,需要进一步深入系统的研究。通过总结优化设备选型、制定合理配产制度,系统分析增压气井生产特征,对比10口井增压前后的生产时率、压力、产量、井筒梯度、弹性产率、动态储量等指标,综合评价增压排采效果。单井井口增压后气井生产可分为定产降压、定压降产、低压低产三个阶段。10口井增压后日增产2.5×10⁴m³/d,年累计增产348×10⁴m³,生产时率提高25.9个百分点,生产情况明显好转。单井井口增压的10口井中,有7口井增压效果达到预期,针对3口未达预期的低效井,分析明确低效原因并有针对性地制定复产措施。     

川西中浅层水平井分段加砂压裂改造技术

针对川西低渗透气藏高温、高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,在对水平井分段压裂适应性分析基础上,将常规水平喷射技术应用于水平井分段压裂,形成水平井不动管柱滑套水力喷射分段压裂及其配套技术。裂缝参数优化结果表明,在水平井段长为600m时,裂缝条数4~5条、裂缝半长120~140m,且中间裂缝较短,两端裂缝较长,两端裂缝间距小,中间裂缝间距大的裂缝组合,是实现分段压裂水平井产能最大化的保证。针对水平井压裂施工多裂缝易砂堵、长水平段支撑剂传输沉降等风险,通过工具改进,结合支撑剂段塞、防砂控砂,以及高效返排工艺技术,形成有效风险防控措施,保证顺利施工和安全生产。现场试验对比结果表明,新技术应用降低施工成本,提高气井单井产能,压裂水平井产能较邻井直井产能增大2倍以上。对比气井压后稳产情况可以看出,水平井稳产能力优于相邻压裂直井,在难动用储量的高效开发上表现出一定优势。     

提高单井产量技术研究与应用

尽管前期通过科研攻关,解决了一部分因地层堵塞、出砂、管外窜槽、油层物性差等原因造成的单井产量低下的工艺技术难题。但对于侧钻井出砂、长井段／薄互层直井分层压裂分段级数低、直井物理解堵技术无法实现选层等影响单井产量的问题尚未解决。针对上述技术瓶颈,开展小井眼地层深部防砂技术、连续油管压裂技术和选层负压解堵技术的攻关与研究工作,形成了新型树脂砂、连续油管跨式双封管柱和选层负压解堵工艺三项技术突破。其中,小井眼地层深部防砂技术实现了地层深部防砂技术在侧钻井上的应用,解决了小井眼钻树脂砂塞困难的问题;连续油管分层压裂技术不仅可以实现不动管柱进行2层或3层分层压裂施工,还可以用于2层或3层分层酸化作业施工;选层负压解堵技术将化学暂堵、机械解堵有机融合为一体．完成选层负压解堵工艺,从而达到最佳的解堵效果。这些技术的研制成功和现场应用,为油田稳产提供了技术保障。     

川中油区侏罗系特低渗油藏中后期采油工艺技术对策

川中油区侏罗系油藏属于非均质特低孔渗、低丰度、低采收率非常规油藏。在历年开采中,先后采用了抽汲、柱塞采油、超声波解堵、低频脉冲解堵、微生物采油、振荡洗井、挤轻质油、热油洗井、机抽、螺杆泵等采油工艺技术,部分工艺取得较好效果。目前,大部分油田进入开采中后期,呈现出油藏压力低、单井产量低、井筒液面低、结蜡较为严重等特点。对川中油藏的开发现状进行梳理分析,对历年采油工艺应用进行总结,归纳了当前采油工艺存在的三个技术难点,并结合目前采油工艺技术发展水平．着重从间歇井提高单井产量、清防蜡采油配套工艺研究和水平井采油工艺及配套技术研究等方面,提出适合于侏罗系特低渗油藏现状的采油工艺技术思路：重视井筒和近井地带的处理技术;继续研究并发展小泵深抽技术,特别是研究如何提高泵效和机抽井系统效率问题;开展采油工艺技术试验,特别是螺杆泵采油和柱塞采油工艺试验：同时,针对清蜡频繁且存在蜡堵、影响生产的井,优选电磁防蜡工艺等。     

一种新型高效泡排剂的性能评价及现场试验

针对大牛地气田部分气井产出液中凝析油含量偏高导致现用泡排剂效果差的问题,引进新型高效泡排剂,采用Q/SH4006 03—2014 《大牛地气田泡沫排水采气工艺作业规范》进行了室内性能评价、并选取3口井开展了新型高效泡排剂抗油性先导试验。测试结果表明,该泡排剂在温度为70℃、凝析油体积分数为30%的条件下,初始泡高、5min泡高以及携液率分别高达160mm、150mm、64.8%,均优于现用泡排剂,抗凝析油性能良好。现场试验表明,3口井(凝析油体积分数10%～20%)试验后,平均单井油套压差减小0.34MPa,单井产气量增加618m3/d,排水采气效果明显,表明该泡排剂对大牛地气田含凝析油气井有很好的适应性。经济核算显示,3口井试验后日增产量为1854m~3、累计增产量为7.9156×104m~3,累计创效9.18万元,投入产出比为1∶9,具有良好的经济效益。因此,该新型高效泡排剂在大牛地气田后期开发生产中具有一定的推广应用价值。     

川西气田井下节流推广技术瓶颈及解决方案

井下节流工艺可降低站场建设成本,稳定气井生产,减少温室气体排放。川西气田从2006年开始引入井下节流工艺,但丛式井开发模式造斜点浅、井斜角大以及流体节流后温度必须大于水合物形成温度的理论,导致井下节流工艺应用程度不高,且因维护工艺存在不足,造成井下节流器投放失效率达22%,打捞失败率达35%。为克服以上技术难题,基于地层加热和流体冲蚀理论,优化节流器设计下深,解决了大斜度井实施井下节流工艺难的问题;优选了多胶筒棘刺节流器,制定了合理的井下节流器维护制度:活动式打捞周期为半年1次,固定式打捞周期为1年1次,提出地面安全防护措施:油压→针阀→油嘴套→井口高低压截断阀→地面流程,从而提高节流器可靠性,解决了井筒卡堵、打捞困难。2016年川西气田共对12口井实施井下节流,工艺施工成功率100%,打捞成功率100%。     

低压低产井净化与排液新技术研究及试验

川西地区已开发的侏罗系气藏进入低压低产阶段,普遍面临井底污染与井筒积液并存的问题。现有的净化剂与泡排剂性能单一,净化后不利于气井顺利返排。常规的净化剂与泡排剂组合使用,药剂用量大,成本较高,同时还会增加井筒积液量,加大气井负担。为此,本文根据气井井底污染机理,提出了净化排液一体化技术新思路,引进了井底净化与排液复合药剂。通过开展室内实验评价,该复合药剂具有降黏、溶解与起泡、携液综合性能,能够有效防止气井井下泡排乳化液形成,提升气井井底污染物净化后返排效果,达到低成本保稳产的目的。通过对气井井筒污染与积液的诊断,优选出8口气井,试验后平均单井油套压差缩小0.3MPa,平均单井产气量增加0.05×10~4m~3/d,取得较好的稳产、增产效果。取样观察返排液较常规泡排返排液更加清澈、流动性更好。     

龙女寺区块龙王庙组气藏试采效果分析评价

川中龙女寺区块龙王庙组气藏与磨溪主体区具有相似的构造和沉积背景,是主体区之外最具勘探开发潜力的地区,是主体区重要的产能接替区。龙女寺龙王庙组气藏较主体区圈闭面积小、闭合高度低,滩体分散分布,非均质性强,且无统一气水界面,气水关系复杂。相比主体区生产效果及稳产能力较差,动态储量小,气井产能相对较低,产水机理不明确,试采阶段就有75%的气井产出地层水。龙女寺区块整体试采效果较主体区差的主要原因,一是储层地质条件不如主体区,非均质性较强;二是气井大部分产水,气水关系及水侵机理复杂,导致产能发挥受到影响。为此,提出有针对性的开发对策：深入开展气藏精细描述,刻画气藏地质特征;加强气藏动态监测,深化气水关系及水侵机理认识;开展水锁/水封关键因素研究,实施气井储层改造和工艺井,加密井网提高气藏采收率。     

川南页岩气井生产特征及经济效益分类方法

页岩气单井开发成本较高,为了更有效地评价页岩气井经济效益,指导气田效益开发,本文以川南长宁、威远、昭通区块为例,分析页岩气井的开发特征,建立不同区块的典型生产特征曲线.结果表明,川南地区页岩气单井初始产量高,但首年递减速度快,气井一般没有稳产期,投产初期即开始递减,并且不同气井产能差异比较大,递减率相差也比较大.基于页...     

底水油藏水平井中心管、ICD完井工艺技术

西江X-1油田是典型的底水油藏,具有厚底水、薄油层的特点,采用常规水平井开发时,由于流动摩阻和地层非均质性的影响,存在较严重的底水锥进问题,含水率上升过快,开发效果较差。中心管、ICD完井工艺是一种水平井控锥技术,由于其独特的内部结构,能使水平井的供液剖面趋于均衡,从而有效改善底水油藏的水驱效果。为了改善底水油藏的开发效果,对中心管、ICD完井工艺技术进行油藏模拟研究,结果表明,在底水油藏中,中心管、ICD技术的开发效果明显优于常规水平井,单井平均增油2×104~4×104m3。在西江X-1油田范围内进行推广应用,收到了理想的开发效果,实现了底水油藏的成功开发。西江X-1油田的开发实践表明,中心管、ICD完井工艺技术有明显的控锥作用,能有效改善底水油藏的开发效果,也为同类油藏的开发积累了宝贵经验。     

元坝气田环空带压井风险级别判别模式研究

气井环空带压是元坝气田面临的普遍问题,其严重威胁到气井安全生产,需要进行完整性评价,判别风险级别,提出应对措施。基于环空带压的原因分析,结合元坝气田现场经验,提出地层压力、H_2S分压、H_2S含量、井深、地层温度、CL~-含量、p H值、气井地理位置、气井产量、井筒积液、建井年限、井口密封、井下工具性能、采气树性能、管柱密封性、腐蚀速率、环空内流体组分、环空压力与MOP、环空压力上升速率、泄压分析、固井质量等影响气井完整性的21项因素。利用层次分析法逐一进行分级、评分、权重调整,建立了气井风险等级判别模式,把气井的风险等级由低到高分为3类,Ⅰ类井正常生产,Ⅱ类井密切关注,Ⅲ类井需立即采取紧急处理措施。在生产过程中可通过对单井进行定期分析评价,及时掌握气井完整性的变化情况,保证气井安全、稳定生产。     

川西气田能量补充型泡排技术优化研究

川西气田绝大部分低压低产气井采用传统泡排工艺排水,但部分气井由于井型、井身结构、产气量低等原因造成起泡困难,携液效果不理想。能量补充型泡排工艺是向井下注入一种或多种物质发生化学反应生成足够的气体,在井底形成泡沫的新方法。通过开展室内评价实验,优选了自生氮气体系作为反应体系,研制了XH-16A、XH-16B两种新型能量补充型泡排剂,确定了XH-16A与XH-16B药剂的最佳配比为3∶1、XH-16A剂最佳浓度为50%,形成了液液泵注和液固加注两种配套加注工艺。为探索能量补充型泡排技术对川西低压低产气田的适应性,开展了现场试验,结果表明,该技术可有效排除井底积液,溶解部分井筒污物,适用于地层日产水量0~1.2m~3/d、油套压差2~7MPa、日产气量介于0.1×10~4m~3/d和临界携泡流量之间、积液周期3d的气井;现场应用36井次,累计增产71.69×10~4m~3。     

保障投产即下井下节流器成功率的若干措施

井下节流是采气井最佳的降本减排工艺之一。在投产前下入井下节流器面临以下问题:井下节流油嘴尺寸的合理选择;新井压力高、产量大、井筒脏物多导致井下节流工具下入难;部分新区块气井压裂测试与输气管线建设时间衔接不上,导致下入节流器后无法利用测试流程完成泄压。经分析认为:利用IPR曲线结合邻井生产特征统计可计算出合理的井下节流油嘴尺寸;施工前向井筒中泵注解堵剂、在节流器活动部件处涂黄油等措施可提高井下节流器投放成功率;测试与投产衔接不上的气井尽量采用井筒气直接节流泄压进输气管网的模式,直接泄压地面管线冰堵风险较大的气井建议安装临时水套炉加热节流泄压;无法满足输气泄压的气井采取测试流程配合泄压后导入输气流程的思路。综合利用上述方法 ,川西气田实现了多口高压高产井投产即下井下节流器后的顺利开井。