元坝高含硫气藏凝析水含量计算

在高温、高压、存在边底水且进行大型酸化、压裂气藏开发过程中,气藏开发初期井口产水成分较多,可能存在地层水、凝析水和入井液,如何区分井口产出水的水样成分,对于气藏开发初期的水侵早期识别,合理调整气藏配产、延长气井的无水采气期和提高气藏的最终采收率至关重要,而气井凝析水含量的确定是气藏开发初期水侵早期识别的基础。文章基于前人研究的凝析水相态机理实验~([1]),同时结合元坝气田PVT取样分析结果及现场测定数据,对元坝气田部分礁带的凝析水含量进行确定,对经验公式进行了校正,提出了适用于元坝气田凝析水含量的经验公式,为气田的高效开发奠定了基础。     

排液采气技术在凝析气田开发中的应用

气田开发过程中,因边底水、夹层水、作业入井液、凝析油水及因固井质量、储层改造造成的上下气水层串通等,都会造成气井生产过程中产液,造成气层气相渗透率减小,降低产能,在自然产能低于两相垂直管流最小带液气量时,井筒滑脱损失增大,造成气井因积液而减产,甚至停产。因此,产液气井需采取排液措施。且气田开发到中后期,地层压力降低,大部分气井失去携液能力,需采取有效排液措施进行诱喷以保证其正常生产。     

排液采气配套技术在白庙凝析气藏的应用

本文针对白庙凝析气田气井井筒积液、压力下降快、产量递减幅度等特点,论述了排液采气配套技术的原理,总结了白庙气田气举排液方面存在的主要问题,分析了气井积液规律,通过对白50井等20口气实施增压气举排液,多级气举阀配套管柱的优化应用,排液效果明显,提高了白庙气田气井产能,达到了增气、增油的目的。     

凝析气田排液采气配套技术研究与应用

本文结合白庙、桥口凝析气藏特点,分析总结了气田生产现状和存在问题,通过集成应用储层保护技术、增压气举排液技术,取得了良好的效果.FB-Ⅲ无固相气井修井保护液,解决了作业施工过程中容易发生井喷和作业后不易复产的生产难题.增压气举排液技术,有效地解决了气井排液难题,"射孔+气举"一体化管柱,实现了负压射孔工艺,并有效地避免了补孔无效二次作业,达到了降低作业成本、减少地层伤害的目的.对深层低渗凝析气藏开发,具有普遍推广价值.     

新型柱塞气举排水采气装置的研制应用

在天然气开采过程中,储层中的凝析液或地层水会在井筒内聚积形成积液,严重时会造成气井产量迅速下降甚至停产。排水采气是排除气井井筒及井底附近地层积液,使气井恢复正常生产的措施。柱塞气举作为排水采气的一种有效经济的手段,在苏里格气田应用广泛。开展新型柱塞气举排水采气装置的研究与应用,优化柱塞装置结构,提高排水采气举升效率,是气田增产工作的重要内容。     

松南高含CO_2气田气井腐蚀评价及生产管柱优选

松南气田营城组气井处于严重的CO_2腐蚀环境之中,CO_2平均含量21.7%。且该气藏属受岩性构造控制的底水驱块状气藏,气井产水后加速管柱的腐蚀,给气井的正常生产带来很大的隐患。通过对CO_2腐蚀机理的分析,研究不同材质耐CO_2腐蚀性能,提出油管材质要求,优选不同生产条件下的采气管柱,保证该气田的高效开发。     

柱塞气举排液采气工艺在中江气田的应用研究

中江气田气井气液比较高,产出液中伴有一定比例的凝析油,柱塞气举工艺具有较大的增产潜力。基于中江气田气井井下管柱结构特点及生产特征,确定了中江气田柱塞气举工艺的选井方法;针对不同生产特征的气井,开展分体式柱塞和弹块式柱塞工具的现场应用,并取得较好效果。通过文章总结的柱塞气举选井方法及现场应用案例,可优选合适的柱塞气举措施井,优化柱塞气举工艺参数,提高含凝析油气井排液采气工艺效果。     

中坝气田须二气藏气举管网优化论证

中坝气田须二气藏是以排水采气而著称的气藏,自上世纪80年代起,该气藏就开始实施优选管柱排水采气、泡沫排水采气工艺、气举排水采气工艺、柱塞气举排水采气工艺、电潜泵排水排水采气工艺,其中应用最成功的就是气举排水采气工艺。气举工艺的全面推广及应用始于1992年中坝须二气藏开始实施联合排水采气。气举工艺井由最初的2口增加至目前的10口,从高产水的阻水排水(中19井、中35井)到带液能力不足的气水同产井(中3井、中4井)、纯气井(中20井);气举气源也由最初的高压气源井演变为目前的增压气源。排水采气工艺技术的应用,不仅对中坝须二气藏的高产、稳产起到了举足轻重的作用,同时也提高了中坝气田的整体采收率。中坝须二气举管网的平稳运行是气举井稳定生产的重要保证,是气举工艺正常实施的关键所在。     

多层段压裂技术在长井段致密凝析气藏的应用

东濮凹陷深层致密凝析气藏分布广,应用常规压裂技术动用难度大、开发效果差,多层段压裂是动用该类储层的核心技术。为推动致密油凝析气藏开发,研究优化设计、储层保护技术,引进多段压裂完井体系。应用该体系在长井段水平井分段压裂获得成功,并拓展应用于直井,改变了逐层压裂的开发模式,实现了深层致密凝析气藏的有效动用。     

古潜山凝析气藏产能评价研究技术与应用

针对K气藏目前凝析气井生产井数少、产能测试动态资料稀少,气井生产能力很难准确评价与预测这一问题,采用油藏工程方法与试井相结合,对已有的产能测试资料进行进一步完善与校正,形成适用于该气藏的产能计算方法。该方法在K气藏得到较好应用,目前该气藏气井产气能力已得到科学合理评价。     

气田凝析天然气处理工艺技术探讨

根据第二次全国油气资源评价结果,我国气层气主要分布在陆上中、西部地区,以及近海海域的南海和东海,资源总量为38×1012m3,全国勘明储量2.06×1012m3,可采储量1.3×1012m3,其中凝析油地质储量11226.3×104t,采收率按36％计算,凝析油可采储量4082×104t.随着勘探程度向深部发展,越来越多的凝析气田相继发现,研究和发展相关的开发技术有重要的实际意义和应用前景.     

联合增压和气举优势的新型排水采气工艺——BASI工艺

气藏在开发过程中都会产地层水或凝析液。产出液若不能及时排出,就会聚积在井底,增大井底回压、降低产气量,严重时可导致气井水淹停产。排液成为维持气井后期生产的重要措施。为此,介绍了一种新型排水采气技术———BASI工艺。它联合增压和气举2大工艺优势作业,不需要提供气举源,能高效地排出井底积液,实现气井连续携液生产,较大地提高采收率。该工艺已在已在加拿大、美国气田得到了成功试验及推广应用,并且在国内气田应用前景良好。     

东胜气田锦58井区稳产存在的问题及措施

东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部，为低渗致密含水气藏，随着开发的深入，生产过程中涌现出不少问题，主要有三方面：一是受东胜气田提产保供影响，部分气井生产制度偏大，导致气井压力、产量递减迅速；二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时，气井容易出现积液现象；三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时，气井频繁水淹，靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析，分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施，现场实验后取得不错效果，为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。     

浅谈苏东气田泡沫排水采气应用效果分析

苏里格气田是一个低渗、低压、低丰度的“三低”气田,单井产气量较低,且气田局部出水严重,如果气井井筒积液,造成井筒压降升高,增加液体对气层的回压,导致天然气产量将急剧下降,甚至出现死井的现象,因此,有效排出井筒积液是实现气田稳产的方法之一.本文以2个月泡排试验所录取数据为基础绘制气井采气曲线,分析不同气井的泡排效果,摸索低产气井有效的泡排制度,保证气井平稳生产,从而提高气井最终采收率.     

排水采气水平井射孔密度优化方法

本文的研究目的为针对气藏水平井排液采气来对水平井射孔密度进行优化设计.笔者首先假设气藏内为单相渗流,建立了水平气井的产能公式,并在此基础上建立了气、水同产时产能方程.研究中根据气井携液临界流量、气藏—井筒耦合模型,建立了满足气井携液的水平井变密度射孔的设计流程.     

天然气的化工利用

天然气包括油田伴生气和非伴生气。伴生气指与原油共生的气体,它包括气层气和溶解气。为了保证一定的井压、气层气一般不轻易开采,所以伴生气主要指溶解气,即溶于原油井在开采出后由于减压或升温而释放出来的气。一般开采一噸石油可获50m~3左右的伴生气,非伴生气包括纯气田天然气和凝析气田天然气,它们在地层中均为均一的气相,是从有气无油的气井中开采出来的。中国有丰富有天然气资源,1987年资源评价研究确定,远景资源量为268260～333570亿m~3。过去我国     

中浅层低渗断块砂岩气田开发调整

以汪家屯气田扶杨油层气藏为例,汪家屯气田在开发过程中反映出储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题,为了增加储量动用程度,提高采收率,开展了气藏地质再认识,包括重新进行地层对比、三维地震构造解释、储层预测研究。进行气井动态特征研究,对气井进行产能评价,计算单井井控动态储量,分析井间连通关系,从而评价气藏井网适应性,明确气藏剩余潜力分布及大小,在此基础上编制了气藏开发调整方案,通过部署加密井、老井压裂改造、补孔、堵水、增压开采等措施,明显改善了气藏开发效果,探索出复杂断块气藏持续高速开发的新途径。     

火山岩气藏开发规律研究

X气田火山岩气藏为底水构造气藏,开发中面临合理产量确定、气井产水等问题。采利用无阻流量比值法、临界携液法、生产压差法,结合气田实际情况综合确定气井合理产量。水侵特征分为线性型、平方型、多次方型,治水防水对策以预防为主。     

最小流动孔喉半径法求取滩相储层有效下限

川东北普光气田下三叠统飞仙关组储层主要是台地边缘鲕滩沉积,该气藏储层的储集空间类型复杂非均质性较强,在后期开采过程中,部分出现高孔高渗的储层采气量低、低孔低渗段采气量较好的现象,严重影响到开发井位设计和产能评价等。有效储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,是评价储层储量最有效的方法。因此,文章基于岩心分析资料,运用压汞实验对飞仙关组滩相开展储层物性下限研究,探寻出非均质性碳酸盐岩储层的渗透率下限定为0.03×10-3μm2,孔隙度下限定为3.2%,以最大限度的接近储层与非储层的界限,为油田的油气开采层位选定提供依据。     

井口气回收优化工艺的应用

长庆油田公司苏里格气田属于低渗、低压、低丰度的典型“三低”气田,气井普遍具有单井产量低、携液能力差的特点。随着气田采出程度的提高,气藏能量降低,相当一部分气井进入中晚期开采阶段,气井难以自喷带水生产,部分气井因井筒积液导致天然气开采减产甚至关井停产的情况,影响了气井产能的发挥。产量不达标,投资成本难收回,从而严重制约了油田井口气回收项目的开展。如何消除井内积液对天然气开采造成的影响,实现复产、增产,是现在井口天然气回收业务所需解决的问题。