简介:双家坝构造C2气藏,被断层切割成断垒,给气藏的开发增加了难度。文章介绍了该气藏经过一年的系统动态监测工作,完成了真重测压477井次、天然气全分析11井次、水分析63井次、全气藏关井复压1井次,压力恢复试井3井次、稳定试井3井次、压降试井1井次、井间干扰测试2井次,地温梯度1井次的工作量。获得了流体性质、气水界面海拔、各井连通情况、气藏驱动类型、单井原始地层压力和动态特征参数。证实了储层为裂缝—孔隙非均质特征,初步确定了气藏动态储量。得到了产能方程和地温梯度方程等。取得上述各项资料的速度与类似气藏相比,要快3~4年。从而缩短了试采时间,可以提前编制气田开发方案。投入正规开发。
简介:安岳气田的龙王庙、灯影组等气藏具有埋藏深、高温、产量大、含H2S和CO2等酸性气体且地质条件复杂的特点,给完井作业的工具选材、井筒完整性、施工方案优化、完井液选择等带来了挑战。为确保开发井井筒完整性和长时间安全开采,设计合理完井管柱和工艺,优选材料,优化完井液以及井筒防腐措施,引入试油完井一体化开发理念,建立贯穿油气井整个服役周期的安全井筒屏障,形成高温酸性气藏完井技术,保证了油气井安全。该技术在安岳气田上百口开发井成功应用,累计测试产气量超过5000×10^4m^3/d,为保障西南油气田分公司打造百亿气区提供了强力技术保障。整套完井技术对“三高”井具有普遍的适用性。
简介:阿姆河右岸B区、C区和南约洛坦区块均为高温高压高产高含硫酸性气田,油气井测试过程中存在设备超压、刺漏、腐蚀和硫化氢有毒气体泄漏等风险。针对阿姆河右岸区块和南约洛坦区块的气藏特性,总结研究了适合这一区域的试油工艺方式,包括射孔+测试(酸化)联作管柱优化和地面测试流程优化等。井下测试管柱优化后,经实际应用,成功率达95%;地面流程优化后,实际应用成功率100%。
简介:龙凤山气田是以特低孔、特低渗储层为主的构造—岩性气藏,水平井分段压裂改造中采用的可钻桥塞通径小,压裂结束后需将桥塞钻掉,既延长投产周期,又增加施工风险。大通径免钻桥塞配套可溶球的分段压裂技术中,大通径桥塞拥有足够大的流通通道,可溶球在压裂阶段具有可靠的密封性,压裂完较短时间内可形成流道,允许桥塞留在井筒内,不干扰后期放喷或生产。室内开展了可溶性球在不同温度清水、原胶液和返排液中的溶蚀实验,发现可溶球在清水中几乎不溶解,在原胶液或返排液中均可溶解,在95℃返排液中完全溶解需要约90h,完全满足分段压裂时间的需要。在龙凤山气田3口井进行了大通径免钻桥塞射孔联作分段压裂先导试验,压裂注入总液量15078m3,最高泵注压力66.9MPa,停泵压力15~34MPa,平均注入排量7.8m3/min,压后日产气14.16×104m3,日产油22t,与易钻桥塞工艺相比节约施工时间6d,节省费用43万元。该技术施工后可直接进行放喷投产,充分发挥了压裂投产一体化优势,在致密低渗气藏开采中具有一定的推广价值。
简介:为了摸清页岩气井生产动态特征,明确气井真实产能,对页岩气分段压裂水平井产能评价方法进行研究。基于基质线性流理论,推导出页岩气分段压裂水平井非稳态线性流产能方程,建立了在直角坐标系中页岩气分段压裂水平井非稳态产能评价图版,提出了页岩气井产能系数。经涪陵页岩气田现场生产数据验证,涪陵气田页岩气分段压裂水平井长期处于非稳态线性流阶段,单井产能系数与生产压力保持水平呈良好正相关关系,与非常规产量预测软件预测可采储量呈良好的正相关线性关系。结果表明,页岩气井产能系数是评价页岩气分段压裂水平井处于非稳态条件下生产能力的有效指标,通过求取页岩气井产能系数可以预测可采储量。建议对页岩气分段压裂水平井连续监测井底流压3-6个月,获取可靠的页岩气井产能系数后对产能进行评价。