大庆油田深层气井积液预判模型建立及应用

大庆油田徐深气田底水活跃,火山岩气藏裂缝发育,生产过程中易产生积液现象,影响气井产能。为合理确定气井排采措施介入时机,开展了气井积液预判方法研究。将井筒与地层流动模型在井底建立计算节点,形成积液预判模型,给出数值求解方法,模拟流体从近井地层到井口的流动过程,实现了气井未来积液风险预判并开发了计算机软件。现场实际应用表明,积液预判结果与实际情况一致,有效预测周期可达7个月,验证了大庆油田深层气井积液预判模型的正确性和实用性。

提高气井排水采气加药质量的做法及认识

泡排剂的加药时机、耐高温性能、智能评价技术、工艺参数的优化设计技术,以及注入技术是提高加药质量和效果的核心。为了提高气井排水采气的加药质量,对气井泡沫排水采气的加药的各工艺参数及技术人员业务水平进行了系统分析并提出了改进方法。指出,从源头上提高气井排水采气加药质量,必须对工艺技术进行改进,包括:积液预判技术、高温泡排剂智能评价技术、工艺参数的优化设计、注入工艺技术等,并得到了几点结论和认识。

深层、高温火山岩气藏泡沫排水采气技术

徐深气田火山岩气藏具有井深、气层温度高的特点,开发初期90%以上的生产井见水,部分气井积液造成减产甚至停产。针对以往因泡沫排水剂抗温性差影响泡沫排水工艺效果的实际,从提高泡沫排水剂的抗温性能入手,研究了150℃高温泡沫排水协同体系,建立了泡沫排水采气携液模型,形成适应深层、高温气井的泡排配套技术,现场试验平均单井日增气0.3×10~4m^3,日增水1.2m^3,平均油套压差减小3.0MPa。该技术的形成解决了高温、深井排液困难的问题,从整体上提升了徐深气田泡沫排水工艺的设计、实施水平。