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纳５９井气举实施成效分析四川石油管理局川南矿区陈邦国纳５９井位于纳溪构造翼部，１９８１年１２月１３日完钻，层位Ｐ１ｌ，井深为３０９６ｍ。射孔层位Ｐ１ｑ１ｂ，井段３０６３．０～３０７３．０ｍ。射孔段酸化后，完钻测试套压２３．３０ＭＰａ，油压２７．２０Ｍ...     

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影响中35井连续气举稳定性的因素分析$中国石油西南油气田分公司川西北气矿@杨正文     

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文２４气田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,含气面积１．０１ｋｍ２,天然气地质储量２．９２×１０８ｍ３,凝析油３×１０４ｔ。天然气中甲烷含量８５％～８７％,凝析油相对密度０．７,属典型的凝析气藏。储层为下第三系沙河街组（Ｅｓ２下）,埋深２３８０～２３４１ｍ,气层平均孔隙度２１％,原始地层压力２３．１８ＭＰａ,露点压力２０．５ＭＰａ。该气田文２４、文２４－２两口气井于１９８９年１２月投产,至１９９２年８月,累计生产天然气６２０２×１０４ｍ３,凝析油３８０４ｍ３。因地层压力远低于露点压力,大量凝析…     

隆10井交替正反气举排水采气工艺技术

对于带水困难的产水气井，相对于泡排、机抽、电潜泵、射流泵等排水采气工艺而言，气举是目前四川地区技术最成熟、推广应用最广、最简单实用的增产措施。常见的气举方式为气举阀正举，也有部分气井采用从油管注气，套管排水采气的反举生产方式，这种单一气举方式对大部分产水气井增产效果明显，但对一些产水量大、井底流动压力低的气井增产效果较差，文中主要论述了圣灯山气田隆10井生产后期交替正、反气举工艺在现场的应用技术及增产效果，以期对其它类似产水气井有所启示。     

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威远气田震旦系气藏于1965年投入开发,1970年5号井首先出地层水。由于气层受地层水影响,气藏出水井数逐年增加,到1977年出水气井占投产井数的80％以上。为保气井稳产,我们一方面采取未出水气井控制临界产量以下生产,延长气井无水采气期;另一方面出水气井优选“三稳定”点进行带水生产,曾收到较好效果。但随着开     

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气举排水采气工艺因其井下工艺器件少且经久耐用、故障少而被有水气田广泛采用。但人们往往会因出故障机率少而常常忽视其必需的注意事项,则可能造成严重后果,导致工艺开展不正常,达不到预期的增产效果。准确、及时地诊断气举阀故障是减少损失的有效补救措施。气举阀在井下不能正常工作的主要原因有：①设计不合理,不能按要求关闭,形成多点注气或高压气达不到预定深度;②下井作业时,下放速度太快,使气举阀损坏;③地面调阀、上阀时预紧力不够,致使在井下剧烈振动时阀体散落;④杂物堵塞气举阀座,导致关闭不严。１．实例井生产简况…     

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汪家电气田是一个被岩性、断层复杂化的构造气藏,驱动类型为弱边水弹性驱动。储气砂体是由中小河道沉积而成,以条带状与透镜状为主,多数呈南北向分布。储层渗透能力低,孔隙结构复杂。整个气田气水分布复杂,纵向上除上气下水正常分布外,还有气水间互、上水下气和气夹层三种类型。同一断块内,由于受断层和岩性的影响,有水顶高于气底的现象。气田无统一的压力系统。     

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利用天然气压缩机气举采气和增压输气，是解决四川中晚期气田因井压下降造成采输困难的办法。由于气田工况变化对压缩机性能有所影响，因此必须通过对压缩机进行转速调节，余隙调节，单作用运行，换缸，更换机种等方式来适应压缩机的非额定工况，并指出，为了满足气为工况的要求，必须解决好压缩机选型和正确使用问题。     

煤层气井试井工艺

对于煤层气井的生产开发来说,要确定一口煤层气井的经济可行性,在该井压裂和投产（包括试采）前,必须对该煤层的生产潜力进行评价,评价所需的储层数据可从试井中取得。煤层气试井方法很多,目前国内外使用较多的是注入／压降法。注入／压降法试井是一种单井压力瞬变测试,注入排量和压力是其设计最关键的因素。文中简述了该方法的原理、施工步骤及优缺点,并给出了注入／压降法试井常用参数的计算方法、常用的裸眼井和套管井下管     

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威81井位于威远气田震旦系西高点南翼,是一口自完钻后未生产就水淹的气井,后作临时观察井。该井于1982年10月4日完钻,完钻井深3240m,φ177.8套管下至井深3171.6m,φ63.5油管下井深3215.69m。产层中深3177.0m。完钻后未酸化,在进行气举抽汲排液时,氯根由372↗1562.4ppm,判断为地层出水。 1983年11月20日进行放喷,放喷前P-c14.99MPa,P_t14.90MPa,5小时后P_1↘10.78MPa,(?),无水,后关井。使观察井变产气井的可能性分析该井完钻后.因试油不彻底未能求出气水定量资料,关井后套油压基本平衡(P-c:14.99MPa,P_t:14.9MPa),1983年放喷时(?)达2.0万m～3/d,1985     

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天然气开发生产是一个系统工程，各个环节必须服从天然气生产这个总的目标和总体效益增长。四川天然气生产有相当长的历史，积累了许多经验，但开采工艺却是整个系统工程中的薄弱环节。近年来，开采工艺面临的形势相当严峻：原有的开采系统不适应“东气西调”的格局；有水气田大部分进入开发中后期，工艺难度加大；储量增长中有相当一部分是低渗储量；含硫气田比例增加，腐蚀日趋严重。因而必须进一步解放思想，转变观念，坚持改革开     

影响试井结果的因素分析

试井分析的基本公式是根据渗流力学理论推导出来的，在公式的推导过程中，规定了一系列的假设，这些假设常常和实际有较大出入，最好的情况也只是近似的符合，这使得试井分析问题复杂化。本文结合试井实例，详细地说明了变表皮，变储，压降与压力恢复的产，压力计等因素对试井资料的影响。     

柯克亚凝析气田射孔气举联作工艺简介

根据塔里木柯克亚凝析气田的实际情况，设计了射孔气举联作新工艺，在现场试验并推广使用取得成功。对该工艺的原理、特点、技术要求等方面作了简单的介绍，同时还指出了该工艺目前存在的局限性，提出了改进建议。     

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结合铁山２１井分层开采工作，介绍一种利用插管封隔器及相应井下工具、封隔上、下两个生产层的分层开采工艺技术，其特点是：将油管和油套环空（套管）各作为一条采气通道，达到了分层开采两层的目的，该工艺具有施工简单，投资少等优点，适用于在Ｈ２Ｓ含量较低的井上推广使用。     

用井口参数确定气井连续排水的可能性

用多相流和气井连续排液理论的数学模型，缩成电算程序，不仅可快速分析出水气目前的排水状况，还能预测气井示来连续排水状态，以气井的生产管理及工艺的选用都有重要的指导意义。     

堵漏工艺中几个重要技术问题的探讨

堵漏工艺中几个重要技术问题的探讨徐华义余志清（西安石油学院，７１００６５陕西西安）井漏问题是钻井工作长期存在且未能很好解决的技术难题，堵漏技术是钻井界长期研究的重要课题。近几年来，堵漏技术有了较大的发展，各地区总结出适合本地区特点的堵漏工艺技术，堵漏...     

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根据四川气田的开发特点，介绍了四川气田地层水的渗流特征和严重危害，对排水采气配套工艺技术的发展历程以及取得的主要成绩和经验进行了总结，认识；针对不同的出水类型提出了更为完善，行之有效的排水采气配套工艺系列，对指导有水气田的科学管理、高效开发具有借览意义。     

气举排水采气工艺技术研究及应用

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。     

用油管钻井及完井可降低30%的成本

本文介绍了Ｐｅｍｅｘ勘探开发公司重新设计北墨西哥湾气井钻井程序,采用３ １／２ｉｎ油管作为生产管柱钻开产层并固井的方法和原因,以及设计标准、优点及局限性。     

四川气田排水采气工艺技术发展及其应用效果

四川气田大多属封闭性的弹性水驱气藏,低孔隙低渗透的地质特征为主,在气田中后期,出水、低压水淹井增多,产量递减严重。从1979～1989年开展有水气藏排水采气研究中,形成了泡排、优选管柱、气举、机抽、电潜泵五套排水采气工艺技术,获得57个气田288口有水气井累计增产天然气27.47×108m~3。文中通过分析四川地质特征和地层水的渗流特征及危害着手,将五套工艺发展慨况及效果进行介绍,对经验教训进行分析,提出了“八五”期间四川气田排水采气技术的发展方向。