最小携液模型在高桥区低压产水气井应用研究

靖边气田高桥区主力产层马五12含气饱和度低,导致气井生产过程中,井口压力低,产水量大,气井积液情况严重,已有临界携液计算模型判识情况与实际结果出入较大,因此在筛选适合高桥区的最小携液模型基础上,对产水气井携液模型机理分析,修正气体举升过程中相关参数,建立高桥区产水气井最小携液模型,预判产水气井积液状况,优化气井工作制度,并为排水采气措施制定提供依据。     

大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法

传统气井配产方法应用于大牛地低压、低渗、低产致密砂岩气藏产水气井时,气井的携液潜能得不到充分发挥,累计排水采气量大,最终采收率低。基于产水气藏物质平衡原理、气井产能、井筒压力温度分布预测理论,应用节点系统分析方法建立了产水气井生产动态预测方法,该方法能动态预测地层压力、井底流压、井口油压、产量、采收率随时间的变化;结合连续携液理论提出了产水气井配产新方法,该方法所配气量高于井口临界携液气量,且随时间动态递减,而不是保持不变。大牛地DK3井实例计算表明,新方法能更长时间维持气井连续携液生产,降低了累计排水采气量,提高了最终采收率。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果评价

靖边气田气井普遍表现为低渗、低压、低产的"三低"特点,气井生产到一定程度后不同程度地产出地层水,随着气井的压力和产气量逐渐降低,导致气井携液能力下降,无法实现自喷带液生产,气井生产后期泡沫排水采气效果逐渐变差。靖边气田气井普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,机械气举排水采气工艺无法长期有效实施。为此根据靖边气田泡沫排水采气工艺应用和气井生产实际,在靖边气田开展了撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺试验。试验结果表明,该项排水采气工艺对于水淹气井复产和产水气井连续助排效果明显,为低压、低产的水淹井、弱喷产水气井排水采气探索出了新的排水采气工艺措施。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区产水气井合理产量研究

合理产量是气田开发的重要参数,也是产水气井配产的重要依据。裂缝发育的岩溶型有水气藏是已开发气藏中最复杂的类型之一,在气藏开发过程中,随着地层压力降低,边、底水快速侵入,准确计算气井合理产量尤为困难。针对这一问题,基于渗流力学基本理论,结合Fevang气水两相拟压力表达式,推导产气、产水方程;并结合气水两相相对渗透率经验公式、水驱气藏物质平衡方程,建立产水气井地层压力预测模型,通过拟合产气量和产水量数据,求取气井地层压力。进而基于产水气井一点法产能预测、气液两相管流压降及气井临界携液理论,应用节点系统分析,建立产水气井合理产量计算新方法。现场应用结果表明:(1)产水气井地层压力预测模型计算的地层压力与实测地层压力一致;(2)产水气井合理产量计算新方法指导气井生产,可有效控制气井水侵速度,减少井筒积液,保持气井平稳生产。     

产水气井井下节流技术应用条件分析

井下节流工艺作为一项低成本清洁采气技术,广泛应用于气田开发。但是东胜气田普遍产水,且液气比相对偏高,由于对井下节流技术应用条件认识不清,造成高液气比气井采用井下节流工艺后出现积液减产、水淹停产现象,影响了产液气井的连续稳定生产。通过分析井筒携液能力影响因素,发现气井压力越高、产气量越大、产液量越低,节流器下深越大、井筒携液能力越强。重点从排液角度出发,首次建立了一种考虑气井产能、举液能力和临界携液能力的井下节流技术应用条件识别方法,新方法符合率达95.8%,有效弥补该领域的理论研究空白。并以此为基础提出东胜气田井下节流技术应用条件,即要求气井井底压力大于7 MPa、产气量大于5 000 m~3/d、产液量低于5 m~3/d或最佳液气比低于2 m~3/10~4 m~3。现场应用表明,产水气井在井下节流+增压外输条件下防堵和排液效果明显,生产时率达99.2%,实现了产水气井清洁稳定生产。     

产水气井井下节流参数优化设计新方法

传统气井井下节流计算模型应用于苏里格低渗、低压、低丰度致密砂岩气藏产水气井时,气井井下节流工艺参数计算结果存在较大误差,影响气井产量及最终采收率,携液潜能得不到充分发挥。基于能量方程建立气液混合物通过节流器的流动动态,将液相质量分数引入能量守恒方程中,结合高气液比气井井筒压力计算模型和基于井筒径向传热的温度模型及节流压降、温降模型,建立气液混合物通过嘴流新模型,并编制了含水气井井下节流工艺参数计算软件。苏里格气田苏AA井实例计算表明,新方法所设计参数与实际生产情况相匹配,气井生产平稳,且能更好地维持气井连续携液生产。     

气井管理方法在苏里格气田S 11区块的应用

苏里格气田S 11区块储集层表现为"低渗、低压、低丰度"特征,气井数量多、平均单井产量低,生产中普遍出现产水现象,因而对气井的管理提出了更全面的要求,同时需要气井分类更加精细化,为S 11区块气井管理提供合理、科学的依据。根据气井生产特点将气井分为正常生产阶段、产水阶段和间开生产阶段,并结合静态分类将气井细分为9类,对每类井提出相应的管理措施。在正常生产阶段通过合理定期调整配产措施及短时关井恢复,可以延长稳产期;在产水阶段,对产水井制定合理排水采气措施后,实现大幅度增产;在间开生产阶段,通过优化间开制度、优选排水采气工艺措施,可以尽快复产、上产保证区块持续稳定开发。     

低渗致密砂岩气藏井筒流态判识及积液井措施管理

低渗致密砂岩气藏由于其"三低"特性,产水对该类气藏生产影响十分严重,准确判识气井积液是气田气井精细管理的重要内容。通过对产水气井井筒内气液两相分布状态的深入剖析,结合实际积液井压力测试数据,建立了井筒流态与气井流压、产气量之间的关系,并根据积液井井筒流态及排水采气措施适用性对积液井管理提出了优化建议,有效支撑了低渗致密砂岩气藏气井精细化管理,进一步促进了气田高效、可持续开发。     

气井储层水锁效应解除措施应用

低渗气藏的通道较窄，渗流阻力较大，液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中，由于地层水或外来流体（尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等）未排干净，致使气井储层气相相对渗透率下降，从而造成储层水锁，严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点，因此通过降低近井地带储层含水饱和度，改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明，使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应，提高了产层气相渗透率，使气井的产气量得到明显提高。     

橇装式气井井口气液产量标定装置

为摸清气井产水情况,采取有效的排水采气措施,设计了一种橇装式气井井口气液产量标定装置.该装置采用气液分离计量工艺,计量后气液混输,避免了液体外排污染环境.2011年,长庆苏里格气田采用该装置对30多口重点产水气井进行了气液产量的核实,掌握了井口智能旋进旋涡流量计在含液情况下的气量计量误差范围,摸清了气井的产水情况和规律,对制定合理的生产制度及采取有针对性的排水采气措施提供了可靠的依据.     

中坝气田须二气藏排水采气效果分析

须二气藏为一非均质性较强的边水气藏.边水气藏开发过程中,因井底压力和产气量低,气井携液能力变差,井筒积液不断增多,导致部分产水气井间歇生产甚至水淹停产,严重降低了气井产能及气藏的采收率.快速有效地排液生产是保障该类气藏持续、高效生产的关键.文中对中坝气田须二气藏的出水井现状及产水机理进行了分析,归纳总结了气藏采用的各种排水采气工艺措施,并对措施效果进行了比较和分析.     

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。     

川中充西须四段气藏气井单井开采特征及开采对策研究

针对川中地区充西气田须四气藏在开发过程中产水严重的问题，应用Dupuit临界产量模型，获取了一系列保证产水气井地层岩石不发生速敏效应、井筒不积液的优化产量，由此制定出产水气井合理工作制度，以尽量延长无水采气期。同时，还利用气井排液临界流量数学模型，计算气水同产期气井不同井口压力条件下的携液临界流量，从而确保实际产气量大于携液临界流量，充分利用地层能量带出液体。研究分析结果表明：①为维持气井正常生产，初步优选出优选管柱为须四气藏产水气井的排水采气工艺技术；②随着地层能量的进一步的衰竭，气井生产后期应用复合排水技术提高气藏采收率。     

神木气田产水气井井下节流参数优化设计

神木气田属于典型致密砂岩气藏,采用井下节流、井间串接生产模式。气井都不同程度地产水,影响了正常生产。针对普遍产水这一现象,突破以往单相气体井下节流模型,将液相质量分数引入能量守恒方程中,结合节流压降、温降模型,建立产水气井井下节流新模型。神木气田实例计算表明,采用新模型,节流工艺参数优化设计结果的配产符合率大幅提高,减少了气井因调产而重复更换节流器的作业成本,且能够提高气井携液能力,进一步延长气井稳产时间。     

东胜气田井下节流参数优化方法及其应用

鄂尔多斯盆地东胜气田普遍产水,井口温度低,气井井筒和地面管线容易产生水合物发生堵塞,采用井下节流技术可实现有效防堵。但是,现用井下节流工艺参数设计方法仅适用于单相气体的计算,没有考虑含水对节流压差的影响,导致节流器气嘴直径设计出现较大偏差,影响了产液气井的连续稳定生产。通过引入滑脱因子表征气液两相间滑脱效应,根据力平衡原理建立气液两相嘴流耦合模型,提出井下节流气井井筒参数动态预测方法。该方法评价表明,针对实施井下节流工艺的产液气井,新方法计算的井口油压、井口温度与实际值较吻合,基本满足工程设计精度要求。现场应用表明,优化井下节流工艺参数后,能够有效防治气井中水合物的生成,实现水合物抑制剂"零注入"和井筒及管线"零堵塞",还能有效降低气井临界携液气流量,提升气井的举液能力,改善排液效果,实现气井的连续清洁生产。     

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏产水类型识别

四川盆地川中地区安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏为中高渗、特大型海相碳酸盐岩整装气藏。气井生产过程中产水类型多样、产水量差异较大,部分气井受水影响大,导致气井产气量、压力快速下降,不能持续稳定生产。为此,采用地层水识别的凝析水含量法、水化学特征法以及生产动态识别法,建立地层水综合判别标准对气井产水类型进行判别。研究结果表明:①龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L;Cl~-含量大于60 g/l,Br~-、Ba~(2+)+Sr~(2+)等为地层水典型的特征离子;②目前气藏生产井水气比普遍介于0.2~10 m~3/10~4 m~3,远高于饱和凝析水水气比0.1m~3/10~4m~3,生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势;③依据标准识别出气藏气井产水类型有入井液、凝析水和地层水,其中11口气井产地层水,10口气井具有较大的产地层水风险,23口气井以产凝析水为主。气藏气井产水类型的准确识别为及时调整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供技术支撑。     

ERD-05g新型泡排剂在苏48区块试验效果分析

气藏在开发过程中都会产地层水或凝析液,产出液若不能及时排出,就会聚积在井底,增大井底回压、降低产气量,严重时将导致气井水淹停产。随着苏里格气田开发工作的不断深入,气井生产中的产水问题需要越来越引起重视。针对苏里格气田苏48区块气井的产水问题,优选了适合本区块地层水的抗油性ERD-05新型泡排剂,通过对苏48区块两口气井的现场试验,取得了较好的试验效果,达到了气井排水采气的目的。     

苏里格气田Φ38.1mm连续油管应用效果分析评价

苏里格气田是典型低渗低压低丰度岩性气藏,单井产量低,在开发气藏过程中,多数气井都会随着生产的进行产量不断下降,以致最终停产。导致这一问题的原因有多个方面,包括气藏压力下降、边底水侵入、气体流速降低、井底积液及产液量增加等。气井一旦出现积液,将意味着不断增加的井底液柱回压导致井底流动压力增大,生产压差减小,产量大幅度下降。为了有效避免或减缓水进、减少井底积液,提高气井携液能力,结合苏里格气田井筒实际情况,采用了Φ38．1 mm连续油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水效果。     

气井出水水源识别的思路与方法

气井出水存在多种水源,包括工作液返排水、凝析水、原生层内可动水、次生束缚水转可动水、层间水窜水、固井质量水窜水、边水以及底水等。综合水样分析、测井解释、产出剖面测试、出水特征和水气比变化特征等,制定气井出水水源的综合识别技术思路。根据出水机理、水源类型及对应出水特征的分析,可建立利用生产动态资料识别气井出水水源的模式。测井解释的气水分布代表气井投产前的原始静态气水分布,应结合动态分析方法,综合判断气井出水水源。产气剖面水源识别技术是根据出水层位及其变化规律,以及出水量来判断水源。     

井筒特殊流态对气井积液影响的新认识

在产水气井生产中,井筒积液是一个严重的问题.当气井产量下降,气体流速低于临界携液流速时,气井井筒就会发生积液.气体无法把产出水全部携带出井筒,水会回落到井底并聚集成液柱,堵塞炮眼,增加气藏回压,急剧降低气体流速,导致气井产量大幅度下降或是将气井压死.通过对国内外油田产水气井动态资料的分析研究得出,气井生产可分为两个主要时期:①气井开采初期,气体的稳定流动过程;②井筒积液后,气体的亚稳态流动过程.引出了亚稳态流动理论模型,通过对井底条件的假设,详细地介绍了气水同产、凝析水回落聚集成液柱和部分液体回注入储层的循环流动过程.论点的提出为描述井筒积液的过程提供了新的思路,可为间歇气井的生产优化过程提供理论帮助.