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。     

页岩气井生产过程异常诊断方法研究——以涪陵页岩气田为例

涪陵页岩气田开发已超过7年,井筒积液、油管腐蚀穿孔、管柱堵塞等问题逐渐显露,严重影响气井的正常生产.为提高涪陵气田页岩气井异常判别的准确性,基于"U"型管原理,建立气井生产过程合理油套压差计算方法,从8种组合方式中优选出H&B—B&B组合模型作为井筒多相流流动计算模型,并优选了振荡式冲击携液模型计算临界携液气量.结合各...     

涪陵页岩气田柱塞气举工艺研究与应用

气井通常采用柱塞气举工艺进行排水采气,但常规短柱塞无法适应涪陵页岩气田页岩气井井口存在?177.8 mm大阀、井下管柱存在变径等问题,为此研制了弹块式变径组合柱塞。该柱塞采用弹块设计与加长设计,既保证了柱塞的通过性,又降低了柱塞漏失率;柱塞中搭载温压仪,可以监测井下压力与柱塞运行状态,为柱塞工作制度调整提供依据;针对页岩气井不同阶段的生产特征,优化了柱塞气举工艺介入时机与柱塞工作制度。涪陵页岩气田34口井应用了柱塞气举工艺,单井平均产气量提高0.95×104 m3/d,实现了页岩气井的连续稳定生产。柱塞气举工艺为涪陵页岩气田高效开发提供了新的技术途径,对其他页岩气田开发具有借鉴作用。      

涪陵焦石坝区块页岩气井动态合理配产技术

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井的渗流特征、产量递减特征和生产特征呈现分阶段变化和分区差异性,目前没有适用该类页岩气井的配产方法。借鉴国外页岩气生产经验,根据页岩储层应力敏感试验结果和实际生产情况,确定采用定产控压的生产方式。在此基础上,借鉴常规气藏配产方法,根据该区块页岩气井实际生产特征,选用采气指示曲线法和不稳定产量分析法确定不同产能页岩气井的合理配产系数。引进页岩气井分区、分阶段动态合理配产的理念,结合分区不同产能区间页岩气井产能的递减规律,按照页岩气井当前累计产气量对应产能的合理配产系数调整配产。按照此方法对涪陵焦石坝区块页岩气井的配产进行了调整,调整后既满足了该区块页岩气井稳产3年左右的需要,又使页岩气藏获得了较高的采收率和较好的经济效益。      

连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用

针对苏里格气田低压水平气井携液能力差,井筒出现积液,原有生产管柱不能满足生产需求等问题,研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案。首先分析了水平井临界携液流速理论模型,利用该模型优选出Φ38.1 mm的连续油管作为速度管柱。然后详述了连续油管速度管柱排水采气技术方案,最后在苏76-2-20H井进行现场应用,应用结果表明,水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案降低了气井的临界携液流速,提高了气井的携液能力,气井油套平均压差减小1.82 MPa,可有效地排出井筒积液,实现了低压水平气井的连续携液增产稳产,起到了较好的应用效果。     

涪陵页岩气田井网加密技术探讨

涪陵页岩气田是全球除北美外最大的页岩气田,至2013年投入商业开发以来,至今已钻探开发井420余口,2015年完成50×108m3产能建设,2017年建成百亿立方米大气田。随着生产时间的延长,部分井产量、压力递减快。低压气井逐年增加,气田持续稳产压力大。美国页岩气开发经验表明:加密钻井可以增加波及面积、提高储量动用程度、提高气井的采收率,井网加密已经成为开发页岩气藏的主要技术之一。通过对涪陵页岩气田目前开发状况进行分析,认为在涪陵页岩气田开展气井加密调整技术具有一定的可行性。     

涪陵页岩气井“套中固套”机械封隔重复压裂技术

针对涪陵页岩气田采用暂堵转向重复压裂工艺时施工难度大、增产效果不理想的问题,在调研国外页岩气井重复压裂工艺的基础上,对比分析了暂堵转向重复压裂与机械封隔重复压裂技术的原理与特点,明确了机械封隔可完全封堵初次压裂射孔炮眼,精准控制重复压裂水力裂缝起裂,形成了“套中固套”机械封隔重复压裂技术。在涪陵页岩气田JYAHF井进行了“套中固套”机械封隔重复压裂技术试验,在内径为115.0 mm的井筒中下入?88.9 mm套管固井,建立全新封闭井筒,并针对不同剩余储量分布采用不同的重复压裂工艺。原井筒改造程度较高的井段,以挖潜老缝间剩余资源为目标;初次改造效果差的井段,需要恢复老缝导流能力。JYAHF井试验该技术后,可采储量增加0.36×108 m3,采收率提高4.8%。研究结果表明,“套中固套”机械封隔重复压裂技术增产效果明显,可为国内页岩气田长期高效开发提供技术支撑。      

连续油管光纤测井技术及其在页岩气井中的应用

水平井复合桥塞分段压裂是国内页岩气井的主要开发方式,由于页岩气井快优钻井造成的井眼轨迹及井深结构的特殊性、钻塞结束后井筒内残留部分桥塞碎屑、水平段多相流的复杂性等,常规产出剖面测井技术难以满足页岩气井的测试要求。针对页岩气井数量众多,钻塞后井筒金属碎屑较多的特性,测井前利用强磁打捞器进行打捞兼通井以提高施工成功率,采用连续油管内穿光纤并下挂流体扫描成像测井仪FSI 的工艺进行产气剖面测井,能得到较真实的产气产液剖面、各射孔簇产气产液贡献,可以有效评价各级压裂效果。连续油管光纤测井方法在页岩气井中的应用前景良好。     

苏里格气田连续油管排水采气试验及分析

苏里格气田属低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为了提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选了适合该气田的连续油管作为生产管柱。在原φ73.0 mm油管内下入φ38.1 mm连续油管,下入深度3 330 m,采用连续油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水效果。     

苏里格气田小直径油管排水采气试验及效果分析

苏里格气田属于低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选适合该气田的小直径油管作为生产管柱,在原φ73mm油管内下入φ38.1mm连续油管。采用小直径油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水采气效果。     

页岩气水平井低油水比油基钻井液研制及应用

针对页岩气水平井钻探过程中井壁失稳风险大、钻井液性能要求高和商业开发降本提效的迫切需求,基于页岩储层特征、水平井工程施工要求,构建、研制了一套性能稳定的低油水比油基钻井液体系。室内试验表明,该油基钻井液具有良好的热稳定性、抗污染性、封堵性和乳化稳定性,而且塑性黏度较低、切力适中、流变性能较好,可以满足页岩气水平井钻井的要求。低油水比油基钻井液在涪陵页岩气田5口井进行了现场应用,通过采取低油水比胶液维护、固相控制和随钻封堵等配套措施,实现了将油水比控制在70/30以下,较该气田以往油基钻井液基础油用量降低15%,获得良好的降本效果。页岩气水平井低油水比油基钻井液能有效降低涪陵页岩气田钻井成本,有力支撑了页岩气低成本商业开发,对国内其他地区页岩气开发也具有借鉴意义。      

涪陵页岩气田钻井工程技术进展与发展建议

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化开发的大型页岩气田,其钻井工程技术体系对其他页岩气田钻井具有示范作用。将涪陵页岩气田钻井工程技术发展分为勘探发现、开发试验、一期产能建设和二期产能建设4个阶段,并从地表地质特征、井壁稳定、井眼轨迹控制以及固井质量等方面论述了该气田发展历程中遇到的钻井技术难点。针对上述技术难点,从平台地面布局、布井方案、低成本优快钻井、井眼轨迹控制、井筒完整性评价等方面总结了9项钻井关键技术,以期为其他页岩气田的钻井提供借鉴。同时,在此基础上围绕"稳产增效、提速降本",指出了涪陵页岩气田下一步的钻井技术需求,提出了针对性的钻井技术发展建议,以持续提高涪陵页岩气田的钻井技术水平。      

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为φ48.3 mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页 HF-1 井开展了现场试验,措施后排采井日产液37 m3,日产气量20 250.65 m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明, 页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。      

涪陵页岩气田“井工厂”技术

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区,经过3年的技术攻关和现场试验及应用,形成了一套适合复杂山地页岩气特点的"井工厂"技术,极大地缩短了开发周期,降低了工程成本。涪陵页岩气田"井工厂"关键技术主要包括山地"井工厂"布局优化设计、页岩气"井工厂"钻井作业模式、"井工厂"压裂作业模式以及撬装化建站等4个方面。现场试验与推广应用情况表明,采用单钻机2~4井和双钻机5~8井"井工厂"钻井模式,单机组拉链式"井工厂"压裂与双机组同步"井工厂"压裂模式,可以达到当年完成建平台、钻井、压裂、试气、投产的开发要求。"井工厂"技术为涪陵页岩气田50×108 m3/a一期产能建设的顺利完成提供了强有力的技术支撑,并成为页岩气田经济开发的核心技术,对我国页岩气规模化开发具有重要的借鉴和引领作用。      

威远页岩气井低压低产期稳产技术与实践

威远页岩气井具有初期产量高、递减快的特征,根据生产特征可分为压后返排、快速递减、低压低产三个生产阶段,不同阶段生产特征差异明显。低压低产阶段,气井产量低、压力低、递减速度慢、生产周期长,产量贡献达60%,是稳产技术实施的主要阶段,但生产效果易受井筒积液、压裂窜层水淹、外输压力波动、井筒堵塞等因素影响。针对各种产量影响因素及不同类型问题井,形成了以增压、泡排、柱塞、气举、井筒清洗及其组合措施的老井稳产技术对策,以实现快速复产,例如轻微积液井优先开展增压并采取泡排措施,间歇积液井优先采取泡排或柱塞工艺,严重积液井优先采取反举或关井气举措施,井筒堵塞井采取井筒清洗或连油冲洗,压窜水淹井优先采取同步降压气举、连油气举及替喷等措施。通过页岩气井低压低产期稳产技术的实践,形成专项技术模板,有效治理气井各类生产难题,最大程度挖潜气井产能,提升老井持续稳产能力,实现页岩气区块高效开发。     

四川盆地威远区块典型平台页岩气水平井动态特征及开发建议

位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。