涩北气田排水采气技术面临的挑战及对策

柴达木盆地涩北气田目前出水严重,平均单井水气比大于1,涩北气田近两年对80余口井采取了泡沫排水采气工艺措施,但产水井占生产井比例及水气比均有不断上升的趋势.分析了目前涩北气田排水采气工艺所面临的3个挑战,并提出了相应对策.挑战一：涩北气田冬季气温低、地层水矿化度高,对泡排剂性能要求高;对策：采用具有较好起泡性、较高携液率、耐低温的泡排剂CQS-1.挑战二：涩北气田砂水同出的问题严重;对策：研发具有较好携砂携液性能的新型泡排剂,同时采用整体治水的方针.挑战三：采用密封胶皮材料的柱塞气举工艺在涩北气田试验失败;对策：采用刷式柱塞气举工艺来克服气井出砂对密封胶皮材料的损坏.     

安岳有水凝析气藏开发中后期产能挖潜研究

四川盆地安岳气田须二段致密砂岩气藏开发已取得丰硕的成果,然而通过系统梳理与分析地质资料、单井历史生产数据、气井压力资料、排水采气工艺措施效果,发现气藏开发中后期受气藏水侵严重、油管积液、反凝析油污染、治水效果不佳等多方面影响,导致气田目前产量递减快,单井产能下降,间开井和停产井增多,整体开发效果变差,针对目前存在问题,文章研究提出开发中后期产能挖潜对策：研究水淹规律,确定水侵模式;测井二次解释,弄清赋存模式,找准层间潜能;开展一井一策,判定影响因素,提出可行性实施工艺方案,实现难动用储量的高效开发。     

分层开采工艺在涩北气田的应用

针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏长井段、多产层的地质特征,开展了两层、三层分层开采工艺管柱及配套的测试工艺和分层采气配产优化技术的研究,实现了该气田长井段疏松砂岩气藏防止气井出砂和达到提高气井产量的目的,形成了一项高效开发涩北气田的特色采气工艺技术。现场实施了油套分采工艺、同心集成式三层分采工艺和偏心投捞测试三层分采工艺技术共72口井,通过分采工艺技术的应用,在控压生产条件下,最大限度降低了层间跨度,有利于发挥不同气层的生产能力,极大地提高了涩北气田的单井产能。     

池27井区治水效果分析及川东石炭系气藏治水建议

池39井是大池干气田吊钟坝高点的一口高产气井,由于受到边水侵入的影响,严重制约了气藏的开发.从1997年开始实施"池27井区排水采气工程",工程利用池39井和池27井相互连通,从边水区的水井池27井主动排水泻压,抑制水侵规模,降低水侵程度,从而恢复池39井的产能.工程在实施初期取得了一些有利的变化趋势,但因机抽排水力度不够而未达到预期目的,因此建议改机抽排水为电潜泵排水,加大排水力度,恢复池39井产能.川东石炭系气藏多数存在边水,其侵入方式分2种一种是沿高渗区突进;一种是沿中低渗区渐进.对于沿高渗区突进的水侵治水初步意见为排水采气;中低渗区渐进水侵治水采用控水采气.     

涩北气田第四系疏松砂岩气藏有效开发工艺技术研究及应用

如何有效开采疏松砂岩气藏一直是世界性的难题。针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏开发中存在出砂严重、治砂难度大,管外封窜不严、治水难度大等难题,青海油田公司经过多年的探索试验和攻关研究,在多项工艺技术上得到突破,形成了适合涩北气田疏松砂岩气藏的出砂监测技术、防砂工艺技术、冲砂工艺技术、分层开采技术和排水采气工艺技术等特色开发技术。通过采气工艺技术的现场试验和推广应用,表明这些工艺技术是进行疏松砂岩气藏开发的有效方法,并为涩北气田的产能建设做出了重要贡献。     

涩北二号疏松砂岩气田水侵特征分析

涩北二号气田为第四系疏松砂岩生物成因气藏,具有弱水驱以及气层多而薄且气水层间互等特征。随着采出程度的增加,涩北二号气田产水量的上升幅度大于产气量上升幅度,出水日趋严重,因此深入了解气田的水侵特征对气田开发尤为重要。结合涩北气田实际,通过物质平衡公式,应用曲线拟合法分析了气田水侵特征,为涩北二号气田制定治水策略提供了依据。     

扬古伊气田出水分析及对策研究

扬古伊气田为阿姆河右岸B区中部众多中小气田群中的一个,气田投产一年左右出乎意料地有地层水产出,且短短几个月时间产水量大幅度上升,为了明确气田出水原因,保障气藏开发效果,从气田及单井的生产动态特征入手,通过静态、动态资料的充分结合,研究了水体来源及出水类型,明确了水侵特征及水侵模式、因地制宜地提出了治水对策。近半年的生产实际证明:对于气田出水情况的分析是精准且符合实际的,对出水气井提出的降产控水(初期)、坚持自喷排水采气、降低条带采气速度、加密水样监测等生产建议是及时而有效的,达到了保障气藏高效开发的目的,气田生产相对平稳。     

涩北气田气井合理配产的综合技术对策研究

柴达木盆地青海气区的涩北气田具有岩性疏松易出砂、多层、气水关系复杂易出水、储量动用程度不均衡等开发技术难题,为了确保气田的稳产及合理高效的开发,在制定开发技术政策时,单井的合理配产非常关键。针对涩北气田储层的特殊构造特征及气水的运动规律,本文从出水气井无阻流量的评价、抑制地层出砂的临界产量计算、多层多气水系统抑制边水推进的平衡采气等角度,探讨了涩北气田气井合理配产的综合技术对策。运用气藏数值模拟技术,对涩北一号气田典型层组的合理配产方案进行了开采指标预测,模拟结果显示,本文提出的以动态配产为技术特点的配产策略能够达到稳气控水,最大限度提高天然气采出程度的目的。     

涩北气田100亿立方米天然气产能主体开发技术

柴达木盆地涩北气田100亿立方米天然气产能方案编制按照“统筹考虑、整体开发、统一部署、分批实施、体现效益”的原则,采用先进的工艺技术和方法,优选合理的开发技术策略,确保气田“安全、稳定”生产,实现了该气田的高效开发。该产能方案的主体技术有：细分开发层系技术、水平井开发技术、气井优化配产技术、气井防砂工艺技术、油套分采工艺技术、排水采气工艺技术、地面高低压分输技术等。针对该气田开发中目前存在的问题,建议继续深化气、水层的识别,继续探索控砂、控水、防砂、防水技术,加强水平井防砂、排水采气和配套措施作业等工艺技术研究,进一步提高涩北气田的整体开发效果。     

威远气田二次开发水平井气举强排水初探

威远气田二次开发实施"水平井低部位强排水采气、高部位直井带水采气"及气举工艺为主要措施。水平井的产能潜力优势比较明显,二次开发主要采用水平井进行气藏强排水,单井排水量高达400~500 m/d,H2S含量达24 g/m3,地层温度114℃,井口温度达95℃,排水采气难度高。针对排水采气难点,开展水平井气举工艺研究,成功实现威远气田的有效开发。     

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。     

涩北一号气田气井分类评价方法研究

涩北一号气田是一个多层合采气田,目前共有生产井114口,单井平均日产1.32-7.95×104m3.为了更好地指导气田下步的高效、合理开发,有必要对涩北一号气田气井进行分类评价.通过建立将平均日产气和产气递减率结合起来的分类方法,把气井分为高产井、中产井和低产井,并进一步划分为五类.对每类气井的生产特征分析表明,第一三类气井是保重气田稳产的主力井;第二四类气井产量递减快,应立足于控水采气和均衡采气;第五类气井产量低,应立足于井网调整提高储层动用.     

超深高温高压气井排水采气技术研究及应用

克深气田位于库车坳陷克拉苏构造带，主开发层系为白垩系巴什基奇克组，气田边底水活跃，开发方式为衰竭开发。随着克深气田的深入开发，产水井逐渐增多，目前KS2区块、KS8区块、KS24区块等陆续见水，且见水形式严峻。为延缓气藏水侵、提高气藏采收率，开展排水采气是气藏治水的主要手段，而针对超深高温高压气井尚未开展排水采气技术研究，鉴于此，克深气田先后开展了泡沫排水、电潜泵排水、气举排水技术先导试验。通过现场试验，论证了气举排水采气技术在超深高温高压气井排水的中适用性，同时，该技术具有应用范围广、工艺简单、自动化程度高、管理方便等特点，为超深高温高压气井排水提供了技术手段，为同类气井排水采气提供了借鉴。     

涩北气田配套采气工艺技术评价与优选

针对涩北气田储层胶结疏松,生产过程中出砂严重,产水日益加剧的现状,先后开展了治水、防砂工艺技术的现场试验。其中治水工艺以堵水和排水采气工艺技术为主,防砂工艺以高压一次填充和纤维防砂为主。通过对治水、防砂措施井的效果评价确定了不同类型气井治水和防砂工艺的优选原则,为涩北气田提高气井产量,保证气田的稳产开发提供了理论依据。     

涩北一号气田出水特征分析及排水采气技术研究

针对涩北一号气田日益严重的出水现状,从分析出水历史入手,系统的分析了涩北一号气田平面和纵向上的出水分布特征,掌握了边水推进的现状。针对涩北一号气田的出水特征及地质特征,从分析积液原因,准确计算气井临界流量出发,优选了动能因子模型作为涩北一号气田的临界流量计算模型,并优化了参数下限值;结合涩北气田的生产现状及各中排水采气工艺的适应性和经济性,优选了适合涩北一号气田的主体排水采气方式;建立了排水采气选择模式,为气井排水采气方式选择提供了一整套的分析流程,现场使用效果良好。     

苏里格气田泡沫排水采气工艺应用技术难点及对策

苏里格气田气井产量普遍较低,气井自身携液能力差,排水采气是产水气井连续稳定生产重要工艺
措施。泡沫排水采气工艺由于其成本低、易操作等优点在苏里格气田得到大规模应用,但井下节流技术、单井无液
量计量等对泡沫排水采气技术的推广应用也带来一些挑战。文章通过对苏里格气田泡沫排水采气工艺应用过程
中存在的问题及技术难点进行分析,总结提出适时起出节流器、应用橇装计量装置、完善消泡工艺、推广应用井口
自动加药装置等对策,并取得一定效果,这对同类气田泡沫排水采气工艺应用具有借鉴意义。     

东胜气田排水采气工艺技术难点及对策

东胜气田气井排水采气时存在单井产液量无法计量、泡排加注制度不明确、低压气井排液难度大、高产液井水淹后复产困难等问题,对上述存在问题及技术难点进行分析,分别提出井下节流器井流温流压测试、橇装计量单井产液量、应用抽油机排水采气工艺、完善气井气举施工工艺流程、"井下隔热+地面节流"工艺等措施,取得一些关于低压集输下排水采气工艺上的认识和成果,为东胜气田稳定高效开发奠定了基础,并为同类气田在低压集输工艺下的排水采气提供了借鉴。     

涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。     

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介绍了四川中坝气田须二气藏边水的水侵特点以及活动规律，认为该气藏水侵主要沿裂缝方向侵入气藏，边水能量小，属弹性能量有限的封闭水体，对气藏生产有一定影响；对排水效果进行了分析，认为气藏采取排水降压释放封闭气，增产潜力很大，目前水侵已得到有效的控制。排水采气成功的主要经验是：①正确选定排水方式；②正确确定排水规模；③正确选择排水井点；④正确选择、完善排水工艺     

涩北气田多层合采产量劈分新方法

涩北气田长井段多层合采井在生产过程中不同程度存在层间干扰,抑制了低产层产能的发挥,针对这种生产状况,结合涩北气田气藏地质特征,研究出了适应涩北气田长井段多层合采井产量劈分方法,为多层合采井层间干扰分析和分层采气工艺的实施做好技术支撑。使气井每一生产层最大限度地发挥潜力,为青海油田的高效开发创造了有利条件。