基于多方法融合的低产低效气井优选

随着致密气田的深入开发,低产低效井逐年增加,已经成为制约气田开发的关键问题之一。以苏里格气田某区块30口气井为研究对象,引入产量贡献率作为动态分类指标,运用气井产量贡献率累计分布曲线的类分割点将气井划分为4类。以纵向合采砂体数、有效砂体厚度、孔隙度、渗透率和含气饱和度等参数作为静态评价指标,采用熵权-理想点法,对气井进行静态分类。基于动态和静态分类结果,引入自相关距离判断异常值点,进行低产低效气井优选。研究表明,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类气井的储层质量依次变差,累计产量依次减小;4口气井为低产低效井,优选结果符合生产实际。该研究成果可为气田进一步挖潜的选井、选层提供一种新的技术途径。

间抽井柱塞运动速度优化模型研究

针对我国低产油井普遍产量低、泵效低,油井抽油生产时泵充不满的问题,开采现场常采用间抽的方式以提高泵效;然而当前间抽制度的研究普遍以冲次和间抽周期为优化变量,很少有将间抽周期、冲次和柱塞运动速度三者相结合的研究。以提高泵效为生产要求,提出了间抽井柱塞运动速度优化模型,模型根据抽油机井的开采利润和最大系统效率确定合理动液面区间,用傅里叶级数构造柱塞运动速度函数,利用遗传退火算法优化傅里叶系数及频率来达到改变冲次和柱塞速度的目的。研究及试验结果表明,在此方案下,低产油井的工作时间缩短,泵效增幅明显,油井综合效益显著提高。研究结论可为低产油井的柔性控制策略提供较好的工程参考。

海上油田低产低效井侧钻治理模式及效果

海上油田具有开发投资大、平台寿命有限的特点,要求油井高速高效开发,以获得较高的经济性。近年渤海油田低产低效井逐年增多,为提高单井产能采取了综合治理措施,其中侧钻治理井逐年增多。总结了渤海油田四类侧钻治理模式,即原井眼附近侧钻型、井间加密侧钻型、完善注采井网型、分层系调整型。为提升侧钻调整井挖潜效果,最大程度减少对周边老井的影响,提出了平面和纵向波及效率最优井位优化方法,形成不同储层模式下波及效率与井距关系。M油田实践表明,低产低效井侧钻治理后可有效提升油井产能,对渤海注水油田的高效开发具有一定的推广意义。

姬塬油田铁边城区低产低效井综合治理技术研究

姬塬油田铁边城区自2003年左右投入开发,2006年进入上产阶段,随后进入稳产阶段,2015年至今处于产能递减阶段。现阶段,低产低效井既是制约油藏效益开发的难点,也是油藏挖潜工作的重点。本文通过动静态资料对低产低效井的储层物性、开发技术政策、改造参数等方面分析低产低效井的成因,在综合因素的基础上对铁边城区提出相应的治理措施,提高单井管理水平,提升油田开发效果。

低渗透油藏非达西渗流面积井网产油量计算方法

根据低渗透油藏注水开发的特点,应用室内实验得到的低速非达西渗流基本公式以及流线积分方法和单元分析方法,推导出了四点法、五点法和反九点法面积井网的产量计算公式,称为ND-Ⅰ法。利用大庆低渗透油田生产数据,建立了启动压力梯度和渗透率的关系式,证实了非达西渗流存在的普遍性。提出了启动角和启动系数的概念,用于定量表征不同井网条件下储层的动用程度,为低渗透储层的油藏评价和开发设计提供了理论依据。

高阶煤煤层气直井低产原因分析及增产措施

我国煤层气井普遍产量低、开发效果差,主要原因是增产改造措施与地质条件匹配性差。通过分析沁水盆地南部郑庄区块直井的低产原因,提出针对性增产措施,并分析相关措施的增产机理及地质适应性,优化增产措施施工参数,并开展实践验证。研究和实践结果表明,埋深大的地区,裂缝开启困难,实施重复压裂可使裂缝转向并增加裂缝长度,增产效果较好。为了充分释放应力,实现裂缝偏转,重复压裂前排采时间至少应在1 000 d以上,重复压裂施工应降低支撑剂用量,且细砂应分段加入;碎裂煤–碎粒煤整体发育的煤层,直接压裂时裂缝延伸较短,实施间接顶板压裂可获得高产,压裂层位顶界至煤层顶板间隔距离为0.5~1.5 m,压裂液排量为5.0~5.5 m^3/min,射孔段长度为1.5~2.0 m,单位射孔层段压裂液量为200~300 m^3/m时增产效果最好;天然裂缝发育区,实施投球压裂实现裂缝转向,可大幅提高产量,该工艺适应于施工压力下降且低于15 MPa、日产水量为2~5 m^3的低产井,其增产措施为先实施以细砂为主的小型预压裂封堵原裂缝,然后投球封堵部分原射孔孔眼,双重封堵可大幅提高重复压裂时的施工压力,形成新裂缝。研究成果对高煤阶煤层气井低产原因分析及增产治理具有指导和借鉴作用。

大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺应用实践

随着油田开发的不断深入,南泥湾油田新建产能主要以常规井扩边开发为主,开发效果不理想,平均单井日产油0.4 t。为了提高储量的有效动用程度,开展了水平井压裂开发研究。针对长6储层地质特征,采用减小段间距(60~80 m减小到20 m)、增加簇数(2~3簇增加到5簇)等措施对水平段进行均匀有效的压裂,以增加排量与液量的方式使储层改造体积增大,并开展了现场优化试验。N199平2井现场施工及地面、井下裂缝监测表明,采用大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂,利用主体段塞及变粒径加砂方式,入地液量为7 957.9 m^3,是其他压裂方式的2.5~3.5倍,油井稳定日产油达到了9.5 t/d,是其他压裂方式的2倍多。现场应用结果表明,优化后的水平井压裂参数合理,大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。

柿庄南区块煤层气低产井原因分析及增产技术对策研究

准确确定出煤层气直井低产的原因并提出针对性的增产技术对策,是减少盲目投资、提高产气效益的关键之一。以柿庄南区块为研究对象,从煤储层地质资源条件、钻井工艺、压裂工艺、排采工作制度等4个方面分析了煤层气低产原因。在此基础上,通过实验室酸化解污试验、压裂参数优化模拟研究、解除煤粉堵塞工艺原理分析、降低泵挂深度增产原理分析等方法,提出了不同低产原因下的针对性技术对策。结果表明:钻井污染严重的井可采用酸化解污+常规水力压裂方式实现增产;煤体结构以原生结构+碎裂煤为主,压裂参数不合理造成的煤层气低产井,优先采用重复压裂技术;煤体结构以碎粒或糜棱煤为主的低产井,需根据顶/底板岩性及围岩补给情况,确定顶/底板压裂的可行性;泵挂深度在煤层5 m以上的且曾经有较高产气量的低产井,可通过加深泵挂实现增产;排采应力敏感的低产井,优化二次压裂泵注参数,实现裂缝转向的目的;井筒内煤粉堵塞、泵效低造成的低产井,优先选用冲洗泵等循环洗井装置洗井提高泵效,实现正常产液来提高产气量;井筒附近煤粉堵塞引起产水量、产气量急剧下降的低产井,优先选用氮气等解堵技术实现增产。现场部分增产技术的应用验证了理论分析的可靠性。该研究成果为煤层气低产井区二次改造方案设计提供了借鉴。

低产气井泡沫排水采气技术应用分析

榆林南区气田低产气井较多,在开发过程中由于气井产量较低,携液能力差,常出现气井井筒积液,油套压差大,影响气井正常生产。而泡沫排水采气正是开发产水气田的一项重要增产措施,本文主要通过对低产气井实施泡排试验,通过对泡排井效果分析,制定了各类低产气井井泡排加注制度,实现对低产气井的有效开发管理。

气液置换式实心柱塞小直径抽油泵

针对低产油井常规抽油泵供采不平衡、泵效低及能耗大等问题,研制了一种泵径为25mm的气液置换式实心柱塞小直径抽油泵。该泵采用实心柱塞结构,能够防止阀罩断裂造成的柱塞断脱事故;在泵筒上增设了气液置换装置,降低了泵腔内的气液比,消弱了气体影响,提高了泵效,更加适应低产井和沉没度低等供液能力差的工况。同时,利用CFD软件对抽油泵气液置换腔和分流器进行了流体仿真分析,对出油阀罩进行了强度分析,验证了其结构合理性。现场试验数据分析结果表明:试验后的平均泵效相对试验前提高了约7. 3%,合理调节抽汲参数后泵效能够超过70%。气液置换式实心柱塞小直径抽油泵能够满足低产油井的生产需求,为小直径抽油泵采油技术的推广提供了依据。

四川古蔺DCMT-3井排采曲线特征及开发前景分析

川南煤田大村矿段煤层气地面抽采试验井DCMT-3排采曲线特征显示见气较快,达到工业产能时间(高于1000m3/d)超过6个月,且降产幅度缓慢,属低产稳定型煤层气井,已累计产气超过50万m3。依据DCMT-3井生产期间的产气量、压力等变化规律,通过储层特征、经济投入分析认为,大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。建议采用同走向不同水平线状布井,加快开展清洁压裂液试验,以提高单井或井组产能,将发挥综合社会经济效益,实现古叙矿区等煤田的安全开采。

榆林气田低产低效井开发分析评价

榆林气田自1999年投入开发以来,产能建设大幅提高,生产规模成倍增长。随着气田开发规模的扩大,气井数量成倍增加,低产低效井的数量随之增加,对低产低效期间加强研究意义重大。以理论知识为指导,利用开发生产资料对榆林气田低产低效气井的地质特征,开发现状,管理制度,下步开发措施等方面予以分析与研究,提出具体建议或措施;寻找榆林气田低产低效井合理的开发方式及生产模式。

分段压裂水平井吞吐补充能量方式优化

Q7断块E1f2油藏储层物性差,为典型的特低渗透薄互层油藏,采用长水平段水平井通过大型分段压裂获得产能。由于无法通过注水补充能量,Q7P1井分段压裂投产后,产量呈指数递减,后因严重供液不足而停采,因此有必要研究通过吞吐等方式补充能量恢复产能。在模型建立、相态拟合和历史拟合的基础上,应用油藏数值模拟技术优化不同吞吐方式吞吐参数,结合技术预测指标和经济预测指标对比优选吞吐方式,开展CO_2吞吐矿场试验,取得了较好的增产效果。

L区块低产低效井治理对策研究

L区块油层物性差、层内矛盾突出、注水网络不完善,导致整体开采效果差,低产低效井多,严重制约长期高产、稳产。针对此问题,分析了低产低效井出现的主要原因,并提出针对性的治理措施。研究结果表明,研究区低产低效井主要表现为低液量及高含水。通过该区块地质因素与开发因素的研究,发现低产低效井出现的原因主要为储层物性差、非均质性强、注水滞后、天然裂缝发育、油层伤害及出砂等,从而针对性地提出了完善注采网络、改善水驱系统、提高注采对应率、加强注水、酸化解堵、技术改层、间歇采油及提捞采油等治理措施。通过治理减少了低产低效井的数量,提高了平均单井产量。综合递减率、自然递减率同比分别下降2.1个百分点和1.8个百分点。该研究措施对相邻区块治理低产低效井,降低递减率有着借鉴意义。

特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系研究

井距是新井井位部署及老井井位调整的关键因素,井距与产量相关;对特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系的研究很少。在经典油气两相渗流理论的基础上,考虑CO_2溶解于原油所产生的降黏作用及油相启动压力梯度,建立了一个一维油气两相渗流数学模型。基于Buckley-Leverett非活塞驱替理论对饱和度方程进行求解,开发了井距计算软件,分析了生产压差、CO_2驱替前缘推进距离百分比、渗透率对井距与产量关系的影响。计算结果显示,产量越大,井距越小,井距变化的幅度也越小。在注气井近井带,油相黏度由1.5 m Pa·s降低到0.4 m Pa·s;在生产井近井带,油相黏度由1.5 m Pa·s降低到0.6 m Pa·s,CO_2对于原油的降黏幅度可以达到70%左右,从注气井到生产井,油相黏度逐渐升高。为特低渗透油藏CO_2非混相驱井距与产量关系研究提供了一种计算方法,绘制了井距与产量随不同参数变化的理论图版,方便油田应用。

焦作某煤层气井田低产原因分析

某煤层气井田位于焦作矿区,面积79Km2。近年来河南某公司先后对该井田二十多口煤层气井进行不同类型的压裂改造,但压裂效果不明显,单井气产量普遍较低。本文通过对该井田内煤层结构、性质以及采用的压裂工艺、排采工艺进行研究,分析了造成该井田低产的几个主要原因,为以后煤层气井压裂改造提供帮助。

塞392区长6油藏开发形势分析及稳产技术研究

塞392长6油藏是靖安油田近年来投入开发的整装特低渗透油藏,由于受储层物性差、非均质性强、天然裂缝发育等因素的影响,油藏单井产量低,见效程度低,开发效果差。通过对塞392开发特征的研究,提出了油藏精细描述、合理注水技术政策、精细注采调整、注水井剖面治理、低产井治理等一系列稳产技术政策,为油田的长期稳产提供技术支撑。

HY-5型泡排棒应用效果分析

榆林气田南区低产气井较多,携液能力较差,凝析水在举升过程中由于滑脱效应逐渐在井筒里及井底近区积聚,积液现象普遍存在,严重影响气井正常生产。泡沫排水采气是解决"气井积液"的有效方法之一,但泡沫排水采气的关键在于起泡剂的性能,地层水矿化度、凝析油含量、地层温度、H_2S含量等条件的不同对起泡剂性能的要求也不同。主要通过对HY-5型泡排棒进行室内评价和现场试验,分析泡排效果,确定该泡排棒适合加注的气井及加注时机,有效提高气井泡排效率。

影响特低渗透油藏单井产量递减率的因素及程度研究

特低渗透油藏由于物性条件差,单井产量低,稳产期短,甚至没有稳产期直接进入递减期。从单井产量递减率的定义出发,推导出影响单井产量递减率因素的方程,同时结合长庆油田S392区长6特低渗油藏的矿场生产资料,运用正交试验方法分析各因素对单井产量递减率的影响程度。研究结果表明:影响特低渗透油藏单井产量递减率的因素主要有油层有效出油厚度、有效生产压差、单井生产时间、油水流度和、含水率、供给半径等;在这些因素中影响程度最大的是油水流度和,其影响程度为47.54%,其次是含水率和油层有效厚度,分别为17.83%和10.14%。

川东石炭系低渗气藏开采方式适应性分析

针对川东石炭系低渗气藏增产措施效果差异大的特点,对低渗气藏常用的几种增产措施进行了增产效果分析,并结合低渗气藏特征,总结了不同增产措施的适应性,提出了根据不同气藏特征有针对性地选择与之相适应的增产措施的认识。这些认识,有助于避免低渗气藏选择增产措施的盲目性,提高增产措施的成功率及增产效果,对川东石炭系低渗气藏及同类型气藏的开采具有指导意义。