涩北气田压井液工艺研究

涩北气田随着开发的深入,出水、出砂加剧,地层压力下降,部分产层亏空,修井作业压井液的漏失严重。通过历年陆续在涩北气田开展固化水类、暂堵类、泡沫类等3类体系压井液的试验工作,不断优化改进,形成低伤害无固相压井液,同时又引进并试验采油用冲砂暂堵剂压井液。结合两种主体压井液体系性能参数,针对不同气井压力系数、水侵程度、地层水矿化度,建立压井液优选方案。研究表明：低伤害无固相压井液随着黄原胶质量配比的增加,压井液的黏度逐渐上升,为方便现场使用,黏度须小于200s,黄原胶集增黏、悬浮性能于一体,达到增加压井液黏度、降低流动性、提高携砂能力的目的,从而减小压井液的漏失。冲砂暂堵剂压井液抗盐性差,遇盐水易破胶,因此仅能用淡水作为基液,不适用于压力系数高的盐水基液井。涩北气田储层保护工艺的研究进一步丰富涩北气田压井液工艺技术系列,为涩北气田低压气井储层保护技术提供发展方向和优化空间。     

浅谈一种致密砂岩气藏气井管理方法

苏里格气田位于内蒙古鄂尔多斯市境内的苏里格庙地区,是低孔、低渗、低产、低丰度的大型致密砂岩气藏.苏里格气田的稳产接替方式主要为新建产能,因此随着开发时间的延长,投产井数逐年增多.同时,随着地层压力下降,气井不同程度积液,严重影响了气井产能及气田稳产.因此,"气井如何管理"成为气田开发急需解决的问题.2018年左右,长庆...     

苏里格东区生产方式及排水采气工艺改造

苏里格气田低渗、反凝析、井底积液以及大生产压差等因素导致了苏里格气田气井产能低,气井稳产能力差,气田采收率低。基于对气田地面集输工艺、集气站工艺流程以及地面工艺主体工艺的调研,提出了气举作业前井口改造、气举作业流程改造并开展排水采气试验,为苏里格东区天然气的生产提出了改进思路。     

修井作业中保护储层的低伤害压井液

为减少新疆莫北气田在修井作业过程中常规压井液对储层的损害,因此通过敏感性评价、抑制剂优选、降滤失剂优选等室内实验研制出了适合修井作业的低伤害压井液配方。该低伤害压井液具有无固相、低滤失、抑制性强及高矿化度等特性,并在新疆莫北气田莫003井、莫2104井的修井作业中得到了成功应用,具有优良的储层保护效果,值得进一步推广应用。     

低产井查层补孔难点及对策研究

针对苏里格气田压井难度大、易发生漏失、底部封隔器承受压差大、管柱锚定难度大等难题,严重影响了苏里格气田老井的开发利用。为迫切的解决这一难题,结合工程地质特征与测试现状,从低产井查层补孔工艺的压井技术、管柱设计等环节出发,对低产井堵漏压井技术、液压封隔器密封原理进行深入研究,形成了一套低产井查层补孔的工艺技术,主要包括绒囊压井液"一核二层三膜"的堵漏压井技术、底部封隔器双向锚瓦卡封、加长水力锚的优选改进、三低气田储层改造的测试管柱等。研究成果在苏里格气田查层补孔井中推广应用3井次(苏x-11-4井、苏x-20-5井、桃x-12-18x),成功率100%,为苏里格地区三低气井安全、高效的测试作业提供了技术支撑。     

苏里格气田储层解水锁复产技术应用研究

苏里格气田开发中后期气井地层能量不断下降,部分老井存在井底积液引起近井储层水锁伤害,气井产量大幅下降,严重影响气田高效开发。通过分析储层孔隙水产出、水锁伤害机理,结合致密砂岩气藏储集特征,明确气井在生产过程中出现水锁伤害特征及气井动态响应特征,选取研究区块4口低产低效井开展储层解水锁工艺技术应用,现场应用表明,4口试验井实施解水锁工艺后单井日均增产气量5 573方、累计增产气量91万方,增产效果明显。     

关于“氮气增压气举复产工艺”参数的优化

苏里格气田开发过程中,常伴随有地层水、凝析水或凝析油产出。生产过程中,气井气液一起在井筒中流动,如果气井产能低于地层出液量,液体将逐步在井筒聚集,降低井口压力和产气量甚至造成气井停喷。而氮气增压气举作为苏里格气田开发后期低压低产积液井一项重要的排水采气工艺,在提高气田采收率、提高气井开井率方面显得尤为重要。本文总结前期氮气增压气举在苏里格中部气田的开展情况,在理论与实践相结合的基础上,推导了氮气增压气举复产工艺参数,为后期此项工作的开展提供技术依据。     

松南气井压井液伤害室内实验评价

气井作业必须采用压井液压井以保证施工安全。而压井过程中压井液会对气层造成伤害。本文结合松南气藏地质概况与气井压芫过程中导致气层伤害的原因,对QY压井液与851压井液对地层的室内伤害进行评价,实验结果表明：QY压井液与851压井液相比具有防膨性能好、滤失低、抗高温等优点。QY压井液适用于该气藏的气井压井作业。     

苏里格气田储层解水锁工艺应用与评价

苏里格气田属于低压、低渗、致密砂岩气田,由于储层物性差,气井供气半径小,几乎每口井都需要进行压裂改造后投产,投产后储层控水与井筒排水的关系的研究,对气井能否正常长时间生产,达到预计产能,实现气田的良好的经济效果有重要的作用,因此在气田稳产阶段,对储层水锁研究更是迫在眉睫。本文分析了水锁伤害机理,确定水锁伤害客观存在,通过室内实验确定水锁的主要影响因素,结合储层特征,复配解水锁药剂,并开展了现场试验与应用,取得了良好效果,为苏里格气田气井储层解水锁提供了指导。     

地层系数法在苏76区块气井产能预测中的应用

苏里格气田是受三角洲平原分流河道砂体控制的大面积分布的低压、低渗透、低丰度岩性气田.岩性致密,储层物性差,非均质性强,横向连通性差,使得准确预测气井产能较困难.目前用于确定低渗透气井产能方程的方法存在诸多局限性.以气井产能方程为基础,研究影响产能因素,根据各参数敏感程度,判断产能主要影响因素为地层系数.为减小束缚水和残...     

苏里格层内凝析油饱和度对流体流动特征影响实验研究

苏里格气田为/特低凝析油含量的凝析气田,凝析液量低,其反凝析现象在以前的研究中没有引起重视,但有研究表明即使很贫的凝析气藏,反凝析液聚积也可能严重降低气井产能,因此有必要对其进行层内凝析实验研究。采用天然气驱替凝析油的方法确定苏里格低渗气田三块岩心临界流动饱和度在20.8-22.6%之间,束缚水饱和度是其主要的影响因素。层内凝析伤害实验表明,凝析油含量增大,其对储层气相渗透率伤害程度增大且凝析现象发生初期伤害更大;在相同凝析油含油饱和度下,渗透率越低岩心的伤害率越大。     

羧甲基压裂液在苏里格气田的初步应用与认识

2011年羟丙基瓜胶价格开始上涨,由昆山公司生产的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系在苏里格气田某区块现场试验两口井。苏里气田属于低渗透气藏,储层埋藏深度在3150-3510m,温度在100-115℃之间。现场应用表明羧甲基羟丙基瓜胶压裂液的携砂性能与羟丙基瓜胶压裂的携砂性能相当,但是返排效果明显优于羟丙基瓜胶压裂液体系,并且该体系具有耐高温,低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻、价格低等特点,是今后压裂液发展的方向。     

苏里格气田水平井多段压裂技术

"低孔、低渗、低丰度"是苏里格气田典型的储层特征,前期开发实践证明,单一的直井很难做到对苏里格气田的有效开发。2009年以来,水平井开发技术作为低渗透气藏开发的关键技术在苏里格气田得到大力推广应用。本文就苏里格气田水平井多段压裂技术、压裂工艺中的储层保护技术等关键问题做以介绍,同时就水平井技术在苏里格气田大范围推广之后带来的相关问题做了初步探讨。     

试析深层压后排液保护及产能影响因素的分析

通过对苏里格气田生产井压裂后排液保护以及影响苏里格气田产能的影响因素的研究,探索了测试时间、回压以及相应的渗透率等非均质对气井产能造成的影响,而探究的结果表明,要想可靠的气井绝对无阻流量,必须保证充足的测试时间,随着测试回压的降低,所产生的误差也随之减小。井外圈的半径与无阻流量成反比例。井外圈半径保持一定时,变差程度则越大,无阻流量将越低,从而严重影响了气田的产能。对气田产能影响因素的分析具有十分钟重要的现实意义。     

苏里格气田气水层录井解释评价研究

随着苏里格气田开发的持续推进,气井产水严重,判别评价气水层难度逐年增大。为了提高彔井在苏里格气田储层流体评价的准确性,尤其是有效识别气水层界面,以增加单井产气量,开展彔井精细评价技术研究。建立天然气彔井解释评价标准,分层系建立解释图板,结合气测全听曲线形态特征,有效判别气水层,建立一套适合苏里格区块天然气彔井精细评价技术系列,为今后苏里格气田评价气水层提供借鉴。     

苏里格气田某某区块气藏工程设计

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层岩性致密、低孔低渗且非均质性强,成为制约天然气勘探开发的主要因素。因此探讨该类气藏的设计方法,对苏里格气田开发有着十分重要的意义。本文以苏里格气田某某区块气藏为研究对象,利用Petrel进行三维地质建模,优选出最佳井排距和单井控制面积,最终得出:对应交错排状井网布井,最佳单井配产为1.5×104m3/d。     

氮气泡沫压井液冲砂工艺技术

中原油田随着气田的开发,气层压力逐渐降低,在修井过程中压并液漏失非常严重,甚至根本无法建立循环,压并液的漏失对气层的污染加重.为了降低压井液对气层的伤害,开发了氮气泡沫压井液技术,其密度可以在0.25～0.98g/cm,之间根据需要调整,现场施工工艺简便,该技术首次在部1～31井应用取得了成功,有效地降低了对低压油气层伤害.     

苏里格气田开发精细化管理实践

苏里格气田目前进入稳产阶段,低产低效井比例逐年增加,气井管理难度增大,加强精细化管理对于气田稳产具有重要意义。在借鉴现代企业精细化管理理念的基础上,结合苏里格气田开发现状,筛选考核指标,确定评价原则,提出并建立了苏里格气田开发精细化管理考评体系,为气田开发管理提供了科学有效的方法。     

地质导向技术在苏53-78-48H水平井的应用及认识

苏里格气田苏53区块为典型的低孔、低渗、低压、低产气田,储层非均质性强,直井开发经济效益较差。为提高开发效果,优化部署实施了第一口水平井-苏53-78-48H井。通过钻完井技术及地质跟踪导向的有机结合,该井取得了较好的效果:水平段长846.0m,气层513.0m,钻遇率60.6%。目前日产气13.3×104m3,取得了较好的经济效益和社会效益。本井的成功实施,为苏里格气田苏53区块水平井规模化实施奠定了良好基础。     

苏里格气田井场数字化技术的发展

苏里格气田气井数量巨大,为管理好这些气井井场数字化技术已经得到了发展;井场排水采气技术与数字化结合,朝着数字化、自动化方向发展,提高了排水采气的实施效果;同时,井场远控开关井的试验,为苏里格气田气井中后期的生产管理提供了支持。