高温、高压注产气剖面生产测井工艺技术

注气剖面测井技术适用于油气田监测注气驱油的驱替效果及剖面受益状况的评价与分析，产气剖面测井技术用于评价产气井内各层位的动用状态及开发方案的执行效果。注产气剖面测井是注产气井最客观、快捷的动态监测方法。但由于气体易渗透，气井深度大、井口压力高，注产气剖面测井对井口密封装置、井下仪器的性能及测井施工工艺具有特殊要求。根据两年多的现场测井作业经验，总结形成了一套较成熟的高温、高压气井的现场生产测井工艺技术。     

长兴组生物礁气藏水侵早期识别及调整对策

元坝油田长兴组气藏为发育底水的复杂礁滩体高含硫气藏。气藏开发过程中,发生水侵会导致气井产能降低,影响气藏最终采收率,开展气藏早期水侵识别,有利于提前采取治水措施。文中结合气藏地质特征,深入分析了物质平衡方法、生产动态判别方法、产出水的矿化度判别方法、试井监测识别法等水侵识别方法的适用性,并进行优选。利用研究成果,成功识别了2口气井存在水侵,及时有效地调整了气井的生产制度,延长了气井的无水产气期。     

青海涩北气田产气剖面解释方法研究

青海涩北气田的注产气井测试中,由于测井技术的局限性,常规注气井剖面解释方法存在一定的困难.通过对青海涩北气田32口井66井次注产气剖面的测试及资料解释分析,发现涩北气田产出气体为干气,属超低密、超低粘的流体,井下多有积水,而且产层出砂严重.研究出了一套适合此类井的注产气剖面解释方法,正确反映了注产气井各射孔井段的产出注入状况,为油田开发提供了第一手动态监测资料.     

普光高含硫气井生产管柱合理管径优选

普光气田高含硫气井在生产过程中会出现硫沉积、冲蚀、积液和形成水合物等问题,如果生产管柱管径合理可以延缓或避免出现这些问题。为此,针对普光气田高含硫气井的生产特点,以现有生产管柱优选方法为基础,通过分析高含硫气井临界携硫颗粒流量、临界携液流量、冲蚀流量和井口水合物生成条件,确定不同尺寸油管的合适产气量范围,再结合气井配产和井筒压力损失,优选出高含硫气井生产管柱的合理管径。利用该方法,对普光气田的高含硫气井P井进行了计算分析,结果表明,在当前生产管柱管径下,P井产气量大于冲蚀流量,井筒会发生冲蚀,为保护生产管柱,延长修井周期,将该井的产气量调整到当前生产管柱管径的合适产气量范围内,调整后该井生产稳定。采用该方法不但可以优选生产管柱管径,而且可以在现有生产管柱情况下,将产气量调整到当前生产管柱的合适产气量范围内。      

吸水剖面测井技术进展

1.高压分注井吸水剖面测井技术 (1)耐高温、高压下井仪器的研制。高压分注测试最关键的是要有能满足测井要求的高温、高压井下仪器。测井公司进行了耐温175℃,耐压100MPa下井仪器的研制,在原来三参数的基础上增加了流量计和压力参数,进一步从技术角度满足     

高含硫气藏气井产能试井解释理论

气井产能是气田开发方案设计、气井配产、地面建设以及开发方案调整的依据和基础，对其进行分析研究，可以准确地预测气井的动态，了解气层的特性，为合理、科学地开发气田提供充分依据。川东北罗家寨、普光等高含硫气田由于单井产量高、部分井存在硫堵塞等现象，导致产能试井曲线异常，部分井资料出现负斜率现象。从渗流力学出发，分析了高含硫气藏存在的渗流模式，建立了附加表皮、复合渗流模型等产能试井解释数学模型。对川东北罗家寨气田某井实测产能资料进行处理，取得了较好的效果。这对高含硫气藏进行合理配产具有指导意义。     

超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏,储层非均质性强、气水关系复杂,常规的动态分析技术并不完全适用。为此,通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究,落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%,温度误差小于5%,满足现场要求;②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式,在开发中期,对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定;③建立了单井动态法储量评价图版,并针对同一连通单元内的气井,建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量,并形成了相应动态法储量评价技术,平均单井动态储量为24.55×108 m3;④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素,建立了气藏非稳态水侵量计算模型,并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术;⑤该气藏目前水侵量整体较小,地层水相对不活跃,水体能量为弱—中等。结论认为,所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑,还可以为其他同类型气藏提供借鉴。     

音叉密度计在塔里木高压气田的应用

出于安全和环保的考虑,高压气井产气剖面监测普遍不允许采用放射性密度计,严重影响了产气剖面测井对井下流体性质的识别能力。塔里木油田引进并规模化推广应用了Sondex公司的音叉密度计。在30余井次实测资料的基础上,通过对音叉密度计在纯气井、见水气井的适应性分析,客观评价了音叉密度计的优缺点,特别指出了在见水气井中音叉密度计存在分辨率高、精度低的特点。利用音叉密度计分辨率高的优点识别出水层位,对气井进行了见水预警分析,直接指导了调整措施的制定,为气田长期稳产、高产提供了强有力的技术支持。     

水侵识别技术在水驱气田的应用

不稳定试井法可以对水驱气藏水侵的强弱进行早期识别。随着气藏开发的进行,针对海上水驱气田多层合采的气井见水后,产水层位及类型难以识别的问题,建立BF图版应用于水驱气田开发领域。根据水分析化验资料绘制出不同层位的离子浓度分布BF标准图版,将单井离子分布图与BF标准图版进行比对,可以对多层合采井的出水层位进行有效识别,弥补了部分井因生产测井测试资料有限而难以进行水侵识别的不足,为气藏控水治水提供有效依据。同时,根据生产数据建立了拟均质砂岩气藏的水侵特征图版,判断合采井的驱动类型。综合应用不稳定试井识别法、BF图版、水侵特征图版等手段,实现了产水规律有效识别,对复杂水驱气藏的合理开发具有重要意义。     

高含硫环空带压井液面监测技术

普光气田高含硫化氢、二氧化碳,腐蚀环境恶劣,对井筒完整性技术要求高。气井主要采用"井下安全阀+循环滑套+永久式封隔器+坐落短节"一体化高抗硫材质管柱,永久式油套环空加注保护液确保井筒完整性。在生产过程中部分井环空带压套压达到35 MPa,且环空中渗漏有H2S,严重影响井筒安全,需准确测取环空液面,以便及时补充加注环空保护液。现有国产气液界面监测仪材质不抗硫化氢、仪器整体耐压低、变通径声波衰减快、测试精度差,同时也缺乏配套的测试工艺,无法探测带压井环空液面。针对这一难题,研制了高抗H_2S、耐压40 MPa的高精度液面测试仪,配套形成了高含硫环空带压井液面监测工艺,成功应用于普光多口高含硫环空带压井液面监测,并拓展解决了小井眼(套管直径10.16 cm)抽油井环空液面无法准确测取的难题,为高含硫气井环空保护液加注和小井眼抽油井合理工作制度制定提供了依据。     

普光气田高含H2S天然气中硫含量及临界析出压力测定

普光气田高含H₂S天然气中的单质硫含量及临界析出压力是研究硫沉积问题首先要获取的两项关键参数,为此,基于气相色谱定量测定方法（外标标准曲线法）,利用从普光104-1井取得的井下气样、DMDS-DMA高效溶硫剂及气相色谱-质谱联用仪等样品和仪器,首次测定出普光气田高含H₂S天然气中的硫含量为0.78 g/m3（每标准立方米气样中的硫含量）,处于未饱和状态;进一步结合测定的不同压力下气样中硫的饱和含量变化曲线确定出临界析出压力为30.5 MPa;对比气田目前地层压力认为地层中尚未发生硫析出和沉积现象。      

普光气田高含硫化氢气井开发测井工艺优选与应用

四川盆地普光气田高含硫化氢气井的井下工况非常恶劣,井口安全控制风险极大,对开发测井设备的材质、井口控压装置的防喷能力和井口动态密封系统的密封性等方面要求非常苛刻,而国内缺乏高含硫化氢气井成熟的开发测井工艺和施工经验。普光气田投产后,为了安全有效地组织开发测井,取全取准气井动态资料,开展了高含硫化氢气井开发测井先导性试验,优选电缆输送直读测试工艺,并制订了细致可行的施工方案和有针对性的安全应急预案。P302井成功进行了开发测井施工,其井下测试资料全准率达100%,顺利完成了我国第一口超深、高压、高含硫化氢气井的开发测井施工,实现了国内高含硫化氢气井开发测井的突破,为类似气井安全有效地开展开发测井积累了经验。     

多层边水气藏的动态监测技术及效果

柴达木盆地涩北气田面临着综合含水率上升、产量递减、边水非均衡推进等生产挑战,多层边水气藏的动态监测就显得尤为重要,这项基础工作贯穿于气藏开发的始终。为此,利用试井和测井的方法直接或间接地测量出气井的地质参数、生产参数、井下技术状况以及各种参数的动态变化等,综合气井生产动态,从产能评价技术、边界探测技术、气藏动态描述技术、生产管柱检测技术和产层动用评价技术入手,判断气田开发是否符合开发方案要求,为气藏开发调整提供第一手资料。该气田是第四系多层疏松砂岩边水气藏,在其试采开发过程中录取到大量产能评价、产层动用以及边界参数变化等资料,通过分析,认为气层的出砂压差宜在地层压力的10%~15%之间,合理产量为无阻流量的10%~15%,合理配产区间在7.1×104~10.4×104 m3/d,最小临界携液流量为7.1×104 m3/d。该研究成果为涩北气田多层边水气藏的开发提供了技术支撑。     

普光气田地面集输系统硫沉积原因分析及对策

普光气田天然气富含H2S和CO2,自投产以来,地面集输管线和设备装置硫沉积现象较为普遍,造成分酸分离器压差过大、节流阀堵塞、排液不畅等问题,直接影响到气井正常生产。通过对硫堵情况较严重的P3011-1井现场勘察和原因分析,依托集气站原有流程利用硫溶剂加注配套工艺进行现场硫溶剂加注作业,最终使分酸分离器前后压差恢复至正常范围,下游集输管线及设施硫沉积现象基本消除,外输天然气气质得到改善,效果明显。硫溶剂加注配套工艺的成功应用,为解决普光气田及同类高含硫气田地面集输系统硫沉积问题提供参考。     

高含硫化氢气井水合物的预测及防治

普光气田属于过成熟高含硫干气气藏.在高含硫化氮气井的生产过程中,极易形成天然气水合物,影响气井的正常生产,因此,如何科学有效地防治水合物的生成,成为高含硫气井的一项重要技术难题.该文通过室内实验和软件模拟的方法对水合物生成的条件进行了对比研究.通过水合物动力实验,分析研究了过冷度和抑制剂质量浓度对水合物生成行为的影响,...     

井下节流气井的生产动态模拟新方法

为了防止天然气水合物的生成以及井底积液的产生,鄂尔多斯盆地苏里格气田很多气井在井底都安装了井下节流装置,此类气井的产气量和井底流压均随着生产时间的增长而逐渐下降,没有一个绝对稳定阶段,故如何利用数值模拟的方法来实现对安装井下节流装置气井的动态模拟,是当前亟待解决的问题。为此,从油藏流动模型和井下节流气嘴流动模型出发,以井底为求解节点,通过耦合处理,提出了定气嘴尺寸生产的新理念;建立了气藏渗流、井下节流装置嘴流的计算模型,推导了新的数值模拟源汇项方程,实现了气藏渗流与井下节流装置嘴流的相互耦合。实例计算结果表明:新的数值模拟方法能够更加准确地体现安装井下节流装置气井的生产动态特征,能有效地应用于产能预测和稳产期评价,同时也为类似气井的产能计算提供了技术支撑。     

迪那2气田测射联作完井工艺评价与优化

测射联作工艺具有减少起下管柱作业、降低储层污染、提高油气井完井效率等优点，因此在迪那2气田产能建设早期，普遍采用测射联作并且不丢枪的完井工艺，但投产后逐渐暴露出井筒堵塞、井下动态监测受限等问题，因此有必要对该工艺进行评价及优化。调研统计，产建早期测射联作完井的生产井75%出现油压急剧波动下降的异常现象；结合气藏工程理论及修井实践分析，油压异常的根本原因在于，堵漏剂返排、地层出砂等堵塞了测射联作管柱末端的生产筛管（即打孔油管）孔眼。对此，产能建设中后期采用射孔、测试分步实施的完井工艺，显著减少了井筒堵塞的现象，并为生产动态监测的开展创造了有利条件。迪那2气田的完井工艺实践对于类似气田具有较好的借鉴意义，在选用测射联作完井工艺之前，应进行充分的适用性评价或针对性的改造优化。     

普光气田开发过程水侵特征分析

四川盆地普光气田为受构造—岩性控制的边水碳酸盐岩孔隙型高含硫气藏,开发过程不希望气藏过早见水而导致产能和采收率下降,以及对管柱和地面工艺设施产生严重的腐蚀。因此,有必要尽早搞清楚该气田的边底水体大小、气藏目前水侵程度、水侵特征及主控因素等问题。为此,首先利用气藏开采过程中的地层压力变化,结合地质情况和生产动态,采用快速褶积积分法和水体影响函数法对水体大小和水体能量进行估算,同时分析水侵量的大小以及水侵速度随时间的变化关系,确定了气田目前水侵动态;然后,在对生产井地层压力和产水量变化特征进行分析的基础上,结合气田地质特征运用克里金插值等分析方法,从气藏工程角度对气田水侵动态进行宏观分析,给出了气田水侵方向趋势图;并运用气藏数值模拟分析方法,通过气田生产历史拟合进一步分析了气田纵横向上来水方向和水侵程度;最后,基于气水两相渗流过程相渗滞后效应设定束缚水饱和度,通过近似模拟水侵形成水封气的程度,进一步分析了水封气对该气田可采储量及采收率的影响。该成果为提高普光气田整体开发效果提供了技术支撑。     

库车前陆盆地克深气田超深超高压气藏开发认识与技术对策

塔里木盆地北缘库车前陆盆地克深气田是罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏。在气田开发先导试验阶段,开发井成功率、产能到位率均低,气井产能递减快,开发效果不佳。为此,在深入认识气藏地质特征、产能控制因素、储层连通关系与渗流特征、气水关系与水侵规律的基础上,经过持续的开发试验和技术攻关,探索形成了"高部位集中布井、适度改造、早期排水"的开发对策和"超深复杂构造描述技术、裂缝性致密砂岩气藏井网优化技术、裂缝性致密砂岩储层缝网酸化压裂改造技术、超深超高压气井动态监测技术、高压气井井筒完整性管理与评价技术"等5大配套开发技术,在该气田开发过程中取得了良好的应用效果:(1)目的层钻井深度误差由125 m下降到30 m以内;(2)克深8区块扩大试验区产能到位率达100%;(3)单井平均天然气无阻流量提高5倍,由改造前的50×10~4 m~3/d提高到273×10~4 m~3/d;(4)克深气田实现了高温高压条件下的安全平稳生产。该气田的成功高效开发为国内外其他同类型气藏的开发提供了经验,其开发对策和配套技术具有重要的指导和借鉴意义。     

普光气田地面生产系统腐蚀控制技术及其效果

高含硫天然气田地面生产系统面临H₂S/CO₂以及元素硫共存等苛刻条件下的腐蚀问题,这是目前开发此类气田的难点之一。通过分析普光高含硫气田开发过程中运用的腐蚀控制技术及其效果,可为有效控制此类油气田开发过程中的腐蚀问题提供依据。首先将室内模拟试验选材和缓蚀剂筛选作为控制腐蚀开裂和电化学腐蚀失重的主要措施,结合腐蚀挂片、探针、电指纹监测、超声成像测厚和智能清管检测以及服役前后材料理化性能对比测试,确定材料服役过程中的腐蚀特征、腐蚀机制以及缓蚀剂作用效果,从而为进一步针对腐蚀关键部位的腐蚀控制和监检测提供依据。该腐蚀控制综合技术的运用效果表明,目前普光气田整体腐蚀速率小于0.076 mm/a,材料力学性能未出现损伤退化,处于受控状态。而元素S沉积和地层水聚集将诱发少量局部腐蚀,这一问题将成为腐蚀控制的重点。