新场气田多层合采井低密度泡排球排水采气工艺

川西气田产水气井较多,已进入开发后期,多层合采井井身结构复杂导致下部积液严重,而传统泡排工艺不能解决该排液难题。针对这一突出问题,首先提出了一种低密度泡排球排水采气新工艺,配套研制了低密度固体泡排球,利用泡排球的小尺寸和滚动特点,提高药剂穿越滑套缩径处到达下部产层的能力,并利用低密度悬浮特点实现在动液位处高效起泡;其次从承压能力、与地层水的配伍性、携液能力3个方面对低密度固体泡排球的性能进行了室内评价;最后在6口多层合采井中开展了现场应用。评价表明,新药剂成型结构稳定,满足抗压5MPa的要求,并具有良好的携液性能。应用表明,新工艺比传统泡排投棒工艺的排液速度要更快,有效期也更长,累计增产18×10^(4)m^(3),在同类多层合采气井中具有较好的推广潜力。

川西中浅层气井排水采气技术难点与对策

排水采气是采气井稳产的重要手段,但是在气井生产过程中,由于井型、井身结构、产出流体、生产特征的不同,造成气井排水采气工艺选择难度很大。通过对川西中浅层低渗透致密气藏生产特征、排采面临的难点分析发现,目前水平井、多层合采井、高油水比井、低压低产井在排水采气工艺选择方面难度最大,针对这些难题提出了高油水比气井泡排工艺、小油管悬挂气举、速度管排水等工艺措施,且部分工艺进行了现场试验,累计开展水平井速度管排水作业34井次,实施后井筒流态稳定,降低了井筒滑脱压降,对比措施前后1年的采气情况,试验井压力递减率降低8.9%,产量递减率降低2.8%,取得了良好的稳产效果。

海上大井距多层合采稠油油田剩余油定量描述技术及其应用

海上油田注采井距大,多采用多层合采的开发模式,且测试资料较少,剩余油定量描述难度较大。以渤海A油田为例,综合利用单砂体剩余油描述技术与精细油藏数值模拟、水淹层测井解释等方法对复杂地质条件下剩余油分布进行定量描述,形成了一套海上油田剩余油定量描述的研究技术,剩余油定量描述结果表明渤海A油田剩余油分布平面上呈"岛状分布、局部连片"、纵向上呈"千层饼、工字型、三明治型"分布特征。在此基础上实施渤海A油田整体加密调整开发取得了良好效果,表明本文提出的剩余油定量描述技术具有较高精度,目前该技术已成功应用于QHD、CB、LD等油田。