开发Ⅱ区气井分级分类管理及稳产措施研究

开发Ⅱ区属于低孔、低渗、低丰度的大型气藏,具有单井控制储量小、稳产期短、非均质性强、连通性差的特点,是典型的低渗透致密岩性气田。按照ODP开发方案,生产初期采用88.9 mm(31/2")油管中压模式进行生产,产量低于1.8×10~4m~3/d下入38.1 mm(11/2")小油管进行生产,达产后低压模式生产。由于开发工艺的特殊性,除少量气井保持相对稳产,气井表现出前期稳产时间短、间歇生产期长、开井时率低的特点。遵循气井全生命周期管理和降本增效的思路,对开发Ⅱ区的气井按照井身工艺、产气量、生产阶段、动态特征进行分类,建立单井的配套生产制度和工艺措施,建立Ⅱ区一井一法一工艺的台账。以矛盾论和实践论的思想为指导,采用PDCA工作方法,验证其实用性,从而实现气井的精细化管理,提高单井的开采效果和气藏的稳产水平。     

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。     

靖边气田地面管网增压集输模拟分析

对于气田的开发的过程包括试采,产能的建设阶段,稳产阶段,产量的递减阶段和低压小产量的生产的阶段。对于定产生产的油田来说,又分为自然的稳产期以及增压的稳产期,和低产期。伴随着气井的不断生产,井口的压力变得越来越小。当压力降低到及气管线的系统压力的视乎,就不能够输入到集气管网中。为了防止这种状况的发生,使得管道的输送正常的进行,应当通过增压站对天然气进行增压的工作,这样就会减少管道在流动的过程中的摩擦的阻力。所以要将增设增压站以及增加对增压设备的使用。因此增压是在开采的过程中的一项重要的措施。随着靖边气田的开发以及天然气的不断的采出。底层的压力逐渐的降低。使得一些气井在生产的过程中和极其系统的压力相当,因此采取了间歇式的开采方式。因此本文主要介绍了,为使得靖边油田稳产,低压气井能够有效的开发,对靖边油田地面官网增压集输模拟的分析工作,这样具有较大的经济效益及社会效益。能够降低对管线以及设备的损失,同时也可以充分的利用地层中的能量,使得气田达到稳产具有十分重要的意义。     

大牛地气田产量递减特征分析

大牛地气田自大规模开发以来已超过10年,部分气井已经进入生产中后期,为进一步合理的调整气井的产量,需要对气井的产量递减特征进行研究。本文将对生产过程中出现的三种类型生产曲线进行分析,通过对258口气井的储层数据,压力数据,配产与储量数据和积液数据结合地下气井渗流规律进行分析,认为三种生产曲线由裂缝、渗透率、启动压力等共同影响形成,为维持气井的中后期稳产提供依据。     

浅谈苏里格南气井增产措施

苏里格南区块属于典型致密岩性气藏,且储层非均质性强,砂体变化大;随着气田工业化开发的加快,储层能量下降,井筒积液增加,导致气井产量递减快,实现单井稳产越发困难。介绍了气井产量出现递减的原因,利用气井动态分析方法,结合苏里格南气井实际生产情况,对苏里格南区块采取的压力恢复、泡排、速度管柱、二次压裂等气井增产措施进行效果评价。     

苏里格气田压力敏感性分析及对气井动态影响研究

苏里格气田是典型的低渗砂岩气藏,储层岩石孔隙结构复杂,具有明显压敏特征;目前气井采用控制产量和放压生产2种方式,其动态特征差别较大,对压敏条件下气体渗流机理及其对气井产能的影响认识不清,2种生产方式对气井开采效果的影响有待进一步评价。在岩心实验分析的基础上,通过储层压力敏感性评价,建立压敏条件下气井渗流方程,定量评价压敏条件下气井产能特征,并结合实际动态资料,修正渗透率压敏参数,分析预测气井开发后期生产动态,量化对比不同生产方式下压敏对气井开采效果的影响,优化配产,提升气田开发水平。     

苏里格气田开发模式及经济效益评价

长庆苏里格气田属于典型的低渗、低丰度气田，开发难度大，采用常规的开发方式难以取得预期的经济效果。通过对储集层静态与动态资料的研究，设计了经济有效地开发苏里格气田的技术方案。同时在开发工艺、地面建设等方面也进行了一系列的研究。形成了一套适合于该气田的低成本开发模式，并采用相关指标，对不同类型气井在不同单井投资和天然气价格条件下生产的盈亏情况进行了预测。     

基于试井解释结果的平均地层压力计算

试井测试是重要的油藏工程方法之一,通过试井解释,我们可以获得地层和井筒的诸多信息。平均地层压力是油田开发过程中重要的开发指标之一,也是储量计算、动态预测的重要参数之一,如何获得准确的平均地层压力就显得尤为重要。本文介绍了通过试井解释结果计算平均地层压力的方法,并分析了计算结果的可靠性。     

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。     

出液气井油管尺寸选择与分析

油管是地层流体流出到地面的通道,其直径是否合理,直接影响气井的安全、高效生产.气井生产管柱的直径选择应“由里向外”,即先根据气井的实际特征选择合理直径的油管,再一次为基础确定套管直径;在气田开发的后期,由于地层压力、气井产能降低,甚至可能出现气井无法携液的现象,导致气井过早停产,所以,选择准确的油管尺寸的对气井正常生产至关重要.     

普光气田含硫探井无固相压井液钻塞技术及应用

高含硫气井压井液特点：根据普光气井压力系数及地层特性,通过室内岩心实验分析,开发了无固相有机盐压井液和系列添加剂。配制的压井液具有防漏、防气窜、防腐、与地层配伍性好、安全环保等特点。无固相压井液具有成本高、可重复利用的特点,运用于后期作业投产作业中。     

单井同步回转增压技术在苏里格南区块的应用

随着苏里格南区块气井开采时间的延长,地层压力逐渐降低,单井产量递减,携液能力下降,部分气井逐渐出现了井筒积液的特征。为了排出井筒积液,提高单井产量,延长气井连续生产时间,利用单井同步回转增压技术降低井口压力从而增大地层与井口的压差将井筒积液排出。通过介绍一种同步回转增压装置在苏里格南区块的应用情况,分析该装置的使用效果,提出了气井增压生产技术的优化建议。     

地层孔隙压力预测方法研究

综述了地层孔隙压力预测方法原理,并对目前存在的地层孔隙压力计算模型进行分析,优选出声波速度压实趋势线,采用储层压实法和非储层埋深法2种方法相结合,对研究区块进行地层压力的钻前预测,并将预测结果与实际测量孔隙压力进行误差分析,整体误差小于5%,该预测结果可直接用于钻井液密度的设计。     

低渗透砂岩气藏气井配产方法研究

全面分析影响低渗透砂岩气藏气井产能的因素，提出了在气井配产过程中考虑压力敏感性、裂缝吐砂、井底积液、气体的非达西流动以及气井的稳产年限等因素的综合配产模式，为合理、科学开发低渗透砂岩气藏提供参考。     

苏里格南气田生产期防砂工艺应用研究

对苏里格南气田气井出砂情况进行分析,认为出砂类型为支撑剂回流。针对如何控制支撑剂由地层回流入井筒,开展了气井合理产量优化研究。同时,结合开发中因气井出砂造成的危害,从井下节流器改进到易发生故障部位进行工艺优化,配合开井、排污控制、壁厚检测等相应制度,达到防砂目的。针对开井初期高产气井以及开发中节流器打捞无阻生产气井,进行井口除砂工艺实施,基本确定不同类型气井除砂制度。该分析研究对保障气田安全高效生产具有重要的意义。     

井下节流温压分布模型及水合物的预防

本文将气井井筒温度压力预测模型和节流温降压降模型相结合，建立了井筒节流温压分布模型。该模型可以预测节流后井筒沿程温度、压力等重要参数的分布，为气井井筒水合物的防治提供了重要依据；并通过结合水合物预测模型，验证了井下节流器对水合物防治的有效性。     

大牛地气田增压条件下气井生产影响因素及生产特征分析

通过研究气井产量历史生产过程,为后期气井合理配产,提高采收率提供依据,特研究大牛地气田一期增压条件下气井生产影响因素以及生产特征。大牛地气田自大规模开发以来已超过10年,部分气井已经进入生产中后期,2013年实施气田集中增压工程,气井产量发生较大变化,需要对气井的产量递减特征进行研究。文章将对生产过程中出现的三种类型生产曲线增压前后的变化进行对比分析,找出主要影响因素,为维持气井的中后期稳产提供依据。     

柱塞气举排水采气工艺技术研究

柱塞气举排水采气工艺是解决气井开发后期地层能量低,出水严重,气井无法正常排液难题的有效工艺之一。该技术是一种间歇式排液生产方式,通过柱塞在生产管柱内一定位置形成有效的封隔界面,利用地层自身能量,实现排液产气。合理的柱塞气举生产制度是气井长期有效开发的关键,文章通过1口柱塞制度优化井,重点介绍柱塞排水采气井制度优化方法。     

渤海某油田二期平台注水井对调整井钻井的影响及预防

渤海某油田已进入开发中后期,为了提高油田产量、实现油田稳产,以套管开窗、侧钻调整井为主。但调整井受油田开发过程中各种井下作业:压裂、注水井、增产等影响,钻井风险增大,尤其是注水井的影响更大。在油田进行注水开发后,原始地层压力由原来静态的压力,变成动态的多压力层系。渤海某油田地层渗透性好,油层厚,随着注水量的增加,地下注采失去平衡、动态变化大、压力系统紊乱,有时异常高压和异常低压地层同时并存,在这种复杂地层和复杂压力体系下钻调整井,井下出砂出水、井涌、井漏经常发生。     

气井压裂、排液、生产一体化管柱优化探析

目前中原油田低渗气藏地层压力低,平均压力系数0.3以下,需要通过压裂措施来改善储层,提高产量。随着油田开发进入中后期,气井生产井井况越来越复杂,开窗侧钻井井数日趋增加,重复压裂改造的措施较多。由于常规针对气井压裂的卡封压裂方式常采用Φ89mm油管压裂管柱,需要多次起下管柱作业会增加措施成本。文章针对通过优选气井压裂方式为环空注入、合层压裂,优化配套管柱为N80管材的Φ60.3mm光油管压裂管柱,形成适应于气井压裂措施的优化压裂、排液、生产一体化管柱。该技术可大大减少工作液对储层的污染,提高压裂效果;同时降低措施成本及施工风险,保障气井的正常作业生产。