超稠油水平井高温发泡助排技术研究与应用

超稠油水平井蒸汽吞吐开发进入中后期开采阶段,逐渐暴露出水平段动用不均,吞吐效果差等矛盾,分析由于蒸汽超覆作用,油层非均质性强等原因,造成水平段沿程吸汽不均,局部蒸汽突进;油层亏空加大,地层压力下降,井底供液能力差。通过研究优化筛选出适合于超稠油开发使用的高温发泡助排剂配方,并进行辅助蒸汽吞吐开采,封堵大孔隙、高渗透油层井段区域,补充地层能量,抑制蒸汽局部突进,扩大蒸汽波及范围,调整水平段油层动用剖面,进而提高水平段动用程度,达到改善开采效果的目的。

元坝水淹井复产“伴水注氮+泡排”工艺研究

针对元坝气田井深、天然气中H 2S含量高、永久封隔器管柱完成井水淹后复产困难等问题,在排水采气工艺适用条件调研分析的基础上,提出了水淹井复产“伴水注氮+泡排”工艺,并优选了注气压力计算模型,绘制了工艺设计用充满井筒所需氮量与泵压关系及注氮量与氮气柱高度关系速查图版;配套研制了与气田常用缓蚀剂和消泡剂配伍性好的新型高温抗硫泡排剂。YB29-1井、YB121H井现场应用表明,新工艺能有效排空井筒积液,恢复水淹气井生产,在同类高含硫永久封隔器管柱完成井中有推广价值。

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。