泡排评价产水气井生产特征

靖边气田部分气井在投产初期或者投产不久后便会产水,如果气井不能够及时排液,则会影响气井的正常生产,严重情况下甚至会导致气井"淹死";而泡沫排水采气是开发产水气井一项重要的增产措施,主要运用动态分析方法,利用气井泡排前后动态综合对比的手段,对不同水气比类型的产水气井进行泡排评价;经研究认为不同水气比类型的产水气井对应的生产特征也不相同,且两者之间能够相互验证;对气井的继续生产有重要指导意义。     

滴西18火山岩气藏产水特征研究

克拉美丽气田滴西18火山岩气藏储层非均质性强、气水关系复杂、气井产水量大,严重影响气藏的开发效果。气藏产水特征研究是气藏治水、排水采气提高采收率的基础。通过对气井产出水水性分析、地层水产出规律、水侵类型及水侵特征规律的综合研究表明:滴西18火山岩气藏部分气井Cl-浓度及矿化度已大幅超出该气藏地层水均值;产出地层水的DX1804、DX1805、DXHW181、DXHW182井为底水侵入。侵入模式:DX1804和DX1805井为纵窜横侵型;DXHW181和DXHW182井为水锥型;水侵特征,DX1804井生产水气比上升型态属裂缝水侵型;DX1805、DXHW181和DXHW182井生产水气比上升型态属舌进弱水侵。     

靖边气田排水采气工艺试验及效果分析

针对靖边气田低渗无边底水气藏的地质特征和产水特征,结合靖边气田的开发工艺模式,在总结历年排水采气工艺试验效果的基础上,优选和优化了适合靖边气田的排水采气工艺,并提出了低压、低水气比气井复合排水采气工艺技术思路,为气田产水气井的中后期高效开发提供了技术支撑,对类似气藏排水采气工艺的选择和应用具有一定的借鉴意义。     

长庆气田小直径管排水采气工艺技术

介绍了小直径管注发泡剂排水采气工艺的原理及流程，筛选出了适合长庆靖边气田的发泡剂和消泡剂，优选出该气田小直径管排水采气的工艺参数。现场试验证明，该工艺技术能解决长庆靖边气田部分气井因产地层水影响气井稳产的问题。     

靖边气田水合物形成预测优化注醇

天然气水合物堵塞管线是采气过程中经常遇到的一个重要问题。文章针对长庆靖边气田水合物的形成条件,采用统计热力学方法,对该气田不同组成天然气在不同压力条件下形成水合物的温度进行了预测,计算出了靖边气田各井井口节流温降情况。依据靖边气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使靖边气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的防堵提供参考依据。     

水驱气藏产水气井产能计算数学模型

针对现有水驱气藏产水气井产能计算模型因缺少井底流压监测数据导致模型实用性差的问题,将气水相渗曲线和地层水产量公式引入气井二项式产能方程,建立了依据井口监测的气井产量和生产水气比确定产水气井产能的数学模型。以普光气田主体气藏为例,通过实例计算,验证了模型的可靠性,定量评价了水侵对气井产能的影响。结果表明:模型计算结果相对误差在5. 0%以内,模型计算结果精度高;水侵会导致气井产能急剧降低,气井产能损失率随气井生产水气比的增大先急速上升而后上升速度变缓。文中模型适用于未出现井筒积液产水气井的产能计算,可为确定产水气井合理产量、降低水侵伤害、改善气藏开发效果提供指导。     

崖城13-1气田凝析水产出规律实验研究及预测方法

崖城13-1气田为典型的高温高压凝析气藏,开发过程中未见水气井水气比持续上升,但产生原因不明。选取该气田2口典型井A4、A8井样品,通过室内实验模拟研究了地层压力和CO_2含量对凝析气中水汽含量的影响,结果表明:当地层压力从38 MPa降至3 MPa时,A4井地层流体中水气比由0.16 m~3/10~4m~3增加到1.07 m~3/10~4m~3,其中低压阶段(地层压力从12 MPa降至3 MPa)水汽含量上升量占整个阶段的71.64%;凝析气中CO_2含量从8%增加到35.39%时,初始水气比从0.24 m~3/10~4m~3增加到0.43 m~3/10~4m~3。在室内实验的基础上,建立了凝析气中水汽含量与主要影响因素的二维关系,通过Levenberg-Marquardt方法拟合得到了崖城13-1气田凝析水含量预测经验关联式,实例应用中预测结果与实际生产数据吻合程度较高。本文预测公式可用于崖城13-1气田气井凝析水产出规律预测、气井产水来源判断,以及对水侵井进行水侵动态分析等。     

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

靖边气藏为定容无边（底）水气藏，但储层中存在相对富水区，其存在及演化受多种因素的制约，必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低，递减快，部分井有地层水产出，且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类，研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，分析生产井产水对气田开发的影响程度；利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模，稳产技术对策，认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水，实现目前开发规划要求，同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策，对靖边气田的开发具有一定的参考作用。     

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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。     

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自长庆靖边气田大规模开发以来，气井井筒的腐蚀和防腐工艺一直是采气工艺中的重要问题。通过对几种腐蚀预测模型的分析，结合长庆气田腐蚀现状，将引进的腐蚀预测软件技术与同一气井不同段、多口井特定段失重挂片和措施井起出油管柱进行腐蚀分析对比，验证预测的可行性和不足处。在实践基础上探讨了在缓蚀剂加注方式和制度方面研究的一些结论和存在的问题。最后提出了靖边气田井筒防腐的几个针对性研究方向。     

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从1989年发现陕参1井至今，长庆气田经历了15年的勘探开发与地面工程建设。截至目前，已累计销售天然气120×108m3，主要输往北京、天津、西安、石家庄、银川及“西气东输”下游的上海、苏州、郑州等城市作为民用燃气，部分用于发电和化工原料（例如合成甲醇）等。文章根据长庆气田靖边、榆林、苏里格等气区中天然气生产规模、温度、压力、气体组成等特点，分别介绍了这些气区的天然气净化情况，其中着重介绍了靖边气区天然气净化中的脱硫脱碳、酸气处理和配套工艺技术。     

靖边气田马五1气藏水层特征及识别.

靖边气田具有低压、低渗、低丰度、非均质性强的特点且投产井产量低、递减快,部分井有地层水产出,开展生产井产水层特征研究并提出识别方法，是高效合理开发气藏的基本条件之一。为此，在对靖边气田北二区的五₁气藏水层进行地质、测井特征的系统分析基础上，根据测试井段产水量的大小，将产水井划分为四类，以此建立了气水层识别的地质-测井标准。在对典型产水层测井特征进行归纳的基础上，利用判别分析方法建立了北二区马五₁中气层、气-水层、水层、干层的识别方程，并对87个未知层段进行了识别。结果表明，北二区目前完钻井中存在气层52层，气水层9层，水层8层，干层17层，识别率达到83%以上。所建立的方法可以用于未知层段的属性识别，这为气藏产水区的研究和分布及气藏开发提供依据。     

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。     

平落坝须二段气藏单井产能递减分析

气井在生产过程中，产能下降的原因有地层压力下降引起的自然递减和产层物性变化引起的额外递减，采用不同时期试井得到的产能方程可以计算两种递减各占的比重。文章研究了气井产能方程的结构，看出气井在理论条件下，二式中的A、B值不发生变化；但当地层出水、井底积液等情况时，A、B值会发生变化。通过对平落坝须二气藏单井产能方程中的A、B值的变化分析，认为须二气藏各井无论是否出水，均存在额外递减，亦即各井的产层在生产过程中均有不同程度的伤害；但气井出水会造成有效渗透率下降，生产压差额外增加，导致气井产能下降，产量递减幅度明显增大，这对单井影响较大；建议对存在井底积液的气井尽快考虑带液措施，以避免产层进一步受到伤害。     

含水气藏合理产能新方法研究

在现场生产中很难获知气井线性临界流速的大小，致使常规气井产能方程的应用有一定的局限性。含水气藏由于产水会使气井的产能降低，若积液不能被及时带出，严重时会造成气井水淹。在其它条件相同或相近的情况下，产水气井的产能比纯气井产能小。文章在气水同产井含水气藏两相渗流理论研究的基础上，考虑表皮系数和非达西效应的影响，建立了在地层中气水两相渗流含水气藏的合理产能方程，这为确定含水气藏的合理产能和气水同产井动态分析提供了理论基础。方程中所涉及的参数可通过气藏PVT物性试验、产水气井的测试资料获取，再用数值积分方法求解两相拟压力函数。建立的产能方程可应用于分析气水同产井流入动态关系，确定合理产量，求出产水气井最大无阻流量。现场情况分析表明，产能方程对合理配产提供了科学的依据。     

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天然气地下储气库的建造,是从根本上解决城市季节性调峰,平抑供气峰值波动的最合理,有效途径;之一,但由于实际储库地质构造的非均质性以及储层破除放传输流体能力的不同,。在调峰时必须对库内各注采井进行合理的配产,文章通过分析水驱气藏型地下储气库的注采动态特征,建立了库内注采井夏注冬采的数学模型,采用全隐式牛顿迭代法,以储库地层压力和含水饱和度为约束条件,数值模拟出各注采井的注采运行动态,并对其主要影响因素进行了分析,为实际地下储气库的优化运行提供了理论依据。     

基于气水相对渗透率曲线的产水气井开采效果评价——以苏里格气田致密砂岩气藏为例

如何定量评价不同产水量对气井开采效果的影响程度,一直是业内期待解决的问题。为此,依据气水两相渗流理论,在深入对比研究的基础上,提出了利用气水相对渗透率曲线定量评价产水气井开采效果的新方法,从而实现了对产水气井产能、产量、最终累计采气量和采收率的定量评价。进而以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密强非均质性砂岩气藏为例,充分利用不同类型及不同产水程度气井实际生产动态资料,在进行大量计算的基础上,验证了该方法的实用性与可靠性,最终建立了苏里格气田产水气井在不同水气比条件下,气井产能、产量、最终累计采气量及采收率定量评价的经验公式和图版,为现场推广应用提供了技术支撑。研究结果表明:目前苏里格气田西区产水严重,水气比变化范围大,若平均水气比为1.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为24.4%、24.4%、17.4%;若气井水气比为2.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为40.2%、40.2%、33.2%。     

靖边下古气藏产水气井合理生产压差确定方法

长庆气田下古气藏是一个低渗、低丰度、低产能的大型复杂气藏.随着长庆气田勘探开发工作的进一步深入,气井的出水问题暴露得越来越多,严重影响了正常生产.在产气水井动态分析的基础上,对出水对气井产能的影响问题进行了理论分析,并根据现场实例进行了计算与分析.探讨了产水气井稳产的对策.鉴于生产压差对气井产能与出水影响极大,文章在“非线性流法”的基础上,提出了产水气井合理生产压差的确定方法,并在现场得到成功应用,对实际生产有一定指导意义.     

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长庆气田的成功开发带动了地方经济的发展，为改善我国能源结构，促进天然气工业的发展，改善北京、上海、西安、银川、呼和浩特等城市居民生活环境，减轻城市污染，提高人民生活质量等都做出了突出贡献。截至目前，长庆气田已开发气田为靖边、榆林气区，试采评价气田为苏里格、乌审旗、刘家庄、胜利井和直罗气顶区。文章综述了长庆气田建设历程，开发建设概况，地面工程建设内容，长庆气田下游长输管道建设情况以及长庆气田地面建设模式等。