靖边气田高产水气井井口循环气举效果分析

随着靖边气田逐渐进入开发中后期,部分高产水气井地层压力、产量持续下降,依靠自身能量及常规泡排、柱塞气举等助排措施,已无法满足气井连续携液生产需求,井筒表现出不同程度积液特征,严重影响最终采收率。结合靖边气田地面集输工艺特点及各类助排工艺适应性,开展了气举工艺设计,并在大产水井G1井开展了现场试验,通过分析气井产能、优化气举气量、气举工作制度及工艺流程,形成了“小型撬装压缩机+采出气循环利用”的井口循环气举工艺,可满足套管连续注气助排的生产需求。该井试验期间累计排液1230m^3,日增产气量1.34×10^4m^3,日产水17.8m^3,注采比1:1.5,取得了良好的经济助排效果。本研究对高产水气井排水采气工艺现场实施具有一定的借鉴意义。

苏里格气田水淹井井口降压循环气举工艺实践

气井生产中晚期积液、水淹井,不仅井筒积液影响排产气量恢复,很多井由于长期井筒积液,引起近井地层反渗吸污染,含水饱和度升高,近井地层形成富水区,使气相渗透率大幅度下降.如果不降低近井地层含水饱和度,恢复气相渗透率,紧靠排采措施排出井筒积液,排采措施的增产效果非常有限.苏里格气田属于三低气田,很多井生产初期产气量就低于最小临界携液流量,虽然没有边底水,但凝析水不能及时有效排出,井筒长期积液,同样也会引起反渗吸效应.本文介绍了井口降压连续循环气举工艺用于降低近井地层含水饱和度,恢复气相渗透率,提高产气量工艺技术,并通过现场试验,取得较好增产效果.

凝析气藏封闭循环气举采油气技术

西部某礁滩体气田为典型的凝析气藏,根据动静态资料将缝洞单元储集空间类型划分为单洞穴型、洞穴洞缘复合型和裂缝孔洞型,结合相态分析,提出了封闭循环气举采油气的特色开发技术,利用气举进一步扩大地层压降可提高洞缘油气储量动用程度,实践表明该技术可大幅度提高油气采收率。

井口泡排+循环气举工艺在东胜气田的应用

东胜气田前期投产的部分丛式井组,随着逐年的开发,出现积液水淹等问题,近年来为提升开发效果,2019年后开始部署丛式井组,部分井组开发生产取得较好效果,部分丛式井组投产后产量、压力快速下降,井筒内积液严重,水淹无法正常生产,采用泡排,常规气举,柱塞等排水采气工艺技术复产后有效期短,已无法实现气井连续携液生产,,不同程度影响了气井的最终采收率.综合当前排水采气工艺技术及地面集输系统的特点,开展了井口循环气举工艺设计,并在A1井组进行了试验,通过摸索泡排+气举的制度,优化气举时机,形成了“泡排+气源井供气+小型撬装压缩机”的循环气举工艺,有效动用了丛式井组的产能,取得了较好效果,并在6个井组进行了推广,增产效果明显。

火山岩气藏面临的出水问题及治理对策

随着气田开发进入稳产阶段末期,气井出水带来的开发矛盾日益突出。为此,在认识火山岩储层4种出水类型规律的基础上,开展典型气井生产动态特征分析,明确不同出水类型气井面临的治水难题。通过现场试验,探索出经济可行的治理对策,包括裂缝纵向强水窜型气井连续循环气举、裂缝纵向弱水窜气井智能化泡沫排水采气,以及孔隙纵向水锥和高含水饱和度气层出水气井储层深部解水锁3种治理措施,为火山岩气藏的持续高效开发提供技术支撑。