川西气田水平井排水采气技术及应用

水平井逐渐成为川西气田开发的主要方式,但受储层特征及特殊井身结构影响,水平井排液困难,部分气井井底积液严重,常规泡排、气举工艺不能完全满足排液需求。根据各排水采气工艺原理及水平井井身结构特殊性,通过药剂室内评价实验、加注方式优化及固体药剂外形尺寸研究等措施对水平井泡排工艺参数进行了优化,通过现场应用取得了较好效果。针对常规泡排不能满足排液需求的水平井相应开展了气举、毛细管、速度管柱等排水采气工艺,均取得了显著效果,初步形成了适合川西气田的水平井排水采气技术。     

大庆外围气田复合排水采气技术

复合排水采气技术是气田进入高采出程度期间 ,探索出的新的排水采气工艺。本文从低压低产气井的特点出发 ,对什么是复合排水采气及复合排水采气原理进行了阐述 ,并结合现场实验数据 ,对复合排水采气技术应用特点进行了分析。     

子洲气田小产量气井排水采气技术综述

子洲气田2007年建成投产,经过近10年的持续开发,已稳产近5年,取得了良好的开发效果。随着气田开发年限的增加,小于10 000 m3/d生产的气井数量占总生产井数的比例已超过50%,气井井口压力下降,油套压差增加,气井积液量增加,成为限制气井生产的主要因素。因此提升气井管理水平,优化排水采气工艺方法,摸索新的排水采气工艺技术,是提高小产气井的排液效率,增加小产气井产气量的重要手段。     

川西深层水平井井身结构探讨

川西深层资源丰富,但地质情况复杂,具有岩石超致密、压力高、产量大等特点。常规直井和定向井面临钻井周期长、机械钻速慢、裂缝钻遇率低等难题。针对须家河组钻井难点,结合目前的工具工艺技术水平,从水力参数优化、防漏堵漏工艺、定向配套工具以及套管防磨等方面入手,提出了川西深层水平井井身结构设计方案,即:采用常规钻头-套管系列,技术套管尽量下至水平井段,减少四开施工难度,水平井段采用215.9mm钻头施工。同时该井身结构方案首次提出将须三、须二同时揭示,通过钻井液技术解决喷漏同存难题,降低须二段钻井难度的设想。该井身结构设计有利于提高深层水平井钻井成功率,同时也为川西深层直井、定向井井身结构设计提出了新的思路。     

苏东气田排水采气技术研究

苏东气田气井生产过程中会带出成藏时期形成的滞留水和凝析水,随着生产时间延续,气井产量降低携液能力不足而形成井筒积液,当积液量逐渐增大时,致使气井水淹而无法产气,目前苏东气田有产水气井270口,占投产气井的33.2%,产水井产能不能够有效发挥成为制约气田稳产、上产的主要因素因此苏东气田把排水采气工艺列为气田开发重点工作并将持续开展下去。本文简述了苏东气田采用的泡沫排水采气、连续油管排水采气、井间互联气举排水采气工艺技术原理并对其适应性进行分析评价,建立了排水采气技术路线,为排水采气工艺技术的推广应用提供了依据。     

排水采气井合理管径的影响因素分析

在常见的排水采气工艺当中，优选管柱排水采气工艺操作简单而且投资较少，以致在国内气田得到广泛采用。在选择小油管生产的同时，优选一个合理的生产制度，对延长气井自喷采气期有着重要的意义。文中分析了产水井的产气量、井口压力等生产参数与临界油管尺寸的关系，同时对常用的两相流Hagedorn-Brown模型进行了简化计算，方便了编制计算机程序来实现自动化运算。并对一口具体的气井，作出了生产参数与油管尺寸之间的关系曲线。     

建南气田排水采气工艺技术探讨

气藏在开发的中后期,由于地层水的不断侵入,造成气井严重减产,甚至被水淹,因此排水采气在此时显得格外重要和必要。从建南气田的实际情况出发,着重论述了建南气田排水采气的必要性和可行性,并就今后的工作提出了建议。     

下倾型页岩气水平井连续油管排水采气工艺

页岩气井水平段采用?139.7 mm套管完井,受地层构造影响,部分气井B、A靶点垂深差大,呈现下倾型特征,水平段携液能力差,随地层能量衰竭,积液易堆积在油管鞋以下水平段,造成气井水淹,采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内,优选更小尺寸的连续油管下至水平段,增大气体流速,提高气井携液能力,同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气,排出水平段积液。研究表明,?50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井,?38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明,下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后,油套压变化稳定,气井连续携液气量降低,井筒内气液分布均匀,滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题,实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。     

涩北气田排水采气优选模式

针对柴达木盆地涩北气田所面临的气井井底积液、产水导致产量迅速递减的问题,从准确把握气井排水采气时机、优选经济有效的排水采气方式出发,结合涩北气田生产动态,综合考虑动能因子、积液高度、油压、日产水以及油压、套压压差等多种因素准确诊断了气井积液的状况;分析了涩北一号气田递减阶段气井日产气量和水气比等生产数据的变化规律,根据多项管流井底压力计算理论、临界流量计算模型及涩北气田实际的采气油管尺寸,研制出了排水采气方式选择控制图,并建立了涩北气田排水采气优选模式;回归出了相应的计算公式,预测了涩北一号气田大规模进入优选管柱排水及泡排排水采气时期的具体时机,由于涩北气田属于次活跃与不活跃水驱气藏,水气比上升缓慢,除少数离边水比较近的井外,在整个开发期内不会大规模进入气举排水开采期。     

浅谈气井降压排水采气方法

气田在产水气井生产中,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。解决气井井筒积液的措施方法有很多,本文介绍了某海上平台根据现有流程,通过降低井口压力,增大生产压差,提高天然气在井筒中的流速大于临界携液流速,以达到排出气井井筒积液的目的。     

川西水平气井靶点高差对排液的影响

随着川西低渗透致密气藏不断加大水平井开发力度,水平井气井逐渐增多,水平井井筒积液成为气藏水平井开发普遍存在的难题。应用水平井筒内流体由分层流向非分层流转变判别式,对影响水平段井筒携液的因素进行分析。分析表明:水平段井筒倾角越大、积液高度越高,水平井筒中气液两相流型更容易从层流转向非层流,水平段中的液体也就更容易被气流带出。虽然井筒倾角对气体临界流速的影响较小,但是井筒倾角越大,井筒内A靶点附近的积液高度越高,液体就更易被气流携带出水平段。通过实例分析也证明水平井AB靶点高差对气井排液有影响,B靶点比A靶点越高,越利于井底积液从水平段排出。     

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川西地区侏罗系为一套巨厚红层,不具备生烃条件,但发现了分布广泛,储量丰富的伯罗系气藏。通过凝析油和生油岩Ｃ４￣Ｃ７轻烃,天然气碳同位素等进行油－源,油－油和气－气对比得出：川西地区主要的侏罗系气藏的气源多来自下伏须五煤系地层;大兴西侏罗系次生气藏的气源却来自遭断层破坏的须二气藏。     

四川盆地川西凹陷天然气成藏过程模拟

川西凹陷位于四川盆地西部,系晚三叠世卡尼期发展形成的一套沉积实体.它代表被动大陆边缘(须下盆)、陆内前渊盆地(须上盆)和陆内拗陷(J～K)的演化过程,因此它的形成与发展是与古特提斯洋盆的关闭有关.作者采用数学模拟的方法对其地史期的变化规律进行模拟,进而阐明川西凹陷天然气的生成、运移和聚散过程.      

四川盆地川西凹陷侏罗系天然气气源的追索

作者以有机地球化学常规分析、岩屑气及天然气组份、轻烃指纹、碳同位素等对川西凹陷侏罗系天然气的气源问题进行了对比和分析研究。研究结果认为该天然气主要来自上三叠统上盆组合。     

川西高温高压气井完井工艺技术

川西深层须家河组气藏地层压力70MPa～90MPa，地层温度90℃～140℃，具有高温高压的地质属性，有的还含有H2S、CO2等腐蚀气体，腐蚀分压值高，对油井管、井口装置的要求极为严格。从川西深层工程地质条件着手，介绍了该地区井身结构和完井方式，总结了通过十余年的实践而形成的川西高温高压气井完井工艺技术，包括油井管与井口装置配套技术、尾管悬挂回接与防气窜固井技术、油管传输射孔技术与永久式封隔器1次完井技术。该技术为类似的气井完井提供有益的参考。     

马井气田构造浅层井漏特点及预防处理措施

文中分析归纳马井气田在钻井施工中井漏的特点，介绍针对这些井漏特点采取的防调和堵漏技术措施，措施后明显提高了钻井速度，降低了钻井成本和保证了施工安全。     

川西致密碎屑岩气藏老井挖潜技术与应用

老井挖潜是油气藏开发中增储上产、增收节支、提高气藏采收率的重要举措，在国内外各类油气田开发中均得到广泛开展。但各类油气藏因地质特性差异，老井挖潜措施及手段各异。川西致密碎屑岩气藏作为勘探开发难度极大的非常规气藏，老井挖潜在气藏开发中的措施和手段也具独特性。通过老井挖潜在该气藏开发实践中的应用分析，对其形成的具针对性的挖潜配套工艺技术体系，进行了认真分析、研究和评价，可指导国内外类似气藏制定合理的开发技术方案和对策，具积极的参考价值。     

川西新场构造须家河组二段气藏特征

新场构造位于四川省德阳市境内,位于该构造范围内的上三叠统须家河组二段气藏目前已有5口井获得了工业气流,其中有3口井还获得了高产工业气流,展示出巨大的勘探开发潜力。为此,结合地震、地质、钻井、测井及测试等资料,研究了该构造须家河组二段气藏的构造、储层、成藏特征。结果认为：新场地区须家河组二段具备规模成藏的圈闭条件,储层砂体发育,裂缝对于改善储层的储渗条件以及获得高产气井发挥着至关重要的作用;“强相位中段,杂乱弱反射特征”为有利储渗体（“甜点”）的宏观地震响应;今构造对油气调整、富集有着重要的控制作用。     

基于渗透率分级的气藏水平井压裂方式

水平井压裂是低渗油气藏特别是非常规天然气资源开发的重要技术,包括常规分段、细分切割和缝网压裂3种典型的分段压裂方式。利用数值模拟方法,以渗透率为量化指标,建立了基于渗透率分级的气藏水平井压裂方式优选准则。结果表明:在等施工规模和等控制面积两种情况下,缝网压裂相对于常规分段和细分切割压裂均具有优势,但随着渗透率的增加优势逐渐减弱;缝网压裂可划分为绝对优势、相对优势和不明显优势3种区域,绝对优势区内的气藏适合缝网压裂;等施工规模的常规分段压裂产生的裂缝较长,与细分切割压裂相比,能够更好地满足低渗储层对裂缝长度的需求。     

川西深层井壁稳定及参数敏感性研究

井壁稳定性研究足工程方案决策的重要依据,以Mohr-Coulomb准则为基础,分析了对井壁稳定性判断产生影响的各项参数,以及在川鸡深层条件下,井壁稳定性判断中各项参数对地层坍塌压力和破裂压力计算结果的影响程度。通过实例分析表明,在川西深层条件下,地应力、地层孔隙压力和岩石的弹性系数等参数的准确程度对井壁稳定性分析结果影响程度最大,而其它岩石力学参数的影响次之。分析结果同时证明,如果在川西深层采用定向井钻井,其井壁稳定性将不会因为井斜角、相对方位角的变化而变差,且地层破裂压力会随井斜角和相对方位角的增加而大幅提高。