苏里格气田泡沫排水采气现场试验

加注措施有待改进。
泡沫排水采气工艺流程示意图
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二、排水采气泡排剂选型
由于泡沫排水采气工艺具有不进行修井作业就可实施工艺，投资小、易操作， 能及时排除生产井筒及井底积液的优点，泡沫排水采气技术为常规使用的一种排水 采气技术，同样也适用于苏里格气田。 苏里格气田具备水体封闭、地层非均质性强、剩余地质储量大等特点，综合比
800
1000 深度（m）
1200
1400
回声仪探测液面法（油套环空）
井号 苏东23-54 套压MPa 15.66 油压MPa 3.32 环空液面m 2889 中深压力MPa 20.3 中深m 2981.5 液面误差% 1 备注 关井
分析 苏东23-54完钻井深3034m，节流器下深1900m，射孔段2980m～2983m，油管
油压 14 12 10 8 套压
油压 20 18 16 14 12
套压
压力
压力
4:24 4:25 4:26 4:27 4:28 4:29 4:30 时间 5:01 5:02 5:03 5:04 5:04
10 8 6 4 2
6 4 2 0
0 4.30 5.20 5.40 时间 5.60
苏东19-54井恢复曲线（气井存在油、套压差)
A、压力测试确定油管液面
流压或者静压测试时确定气井液面或者气井是否积液的最有效方法。压力梯 度曲线与流体密度和井深有关。对于单相流体，压力随深度基本呈线性关系。
在井底状况下，纯气柱压力梯度的最
大值为0.210MPa/100m。当压力梯度大于 此值，就表明井底产生积液。气液混相的 压力梯度越大，说明气井含液越多，在压 力梯度图上梯度曲线的斜率越大。
0.3MPa/d；（出水气井普遍生产30天套压压降4.0MPa左右，生产60天套压压降
6.0MPa左右，压降速率明显高于常规气井。） ③压力恢复时油套压差大。实际生产过程中，可通过短期关井获取油、套压
差法，粗略计算井筒积液量；
④部分积液井在生产曲线表征上表现为：套压上升。
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一、苏里格积液气井排查
较各种排水采气工艺，结合目前气井的井身结构、大部分井具有一定自喷能力的特
管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井出现积液。
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一、苏里格积液气井排查
（3）生产动态分析法 主要结合现场气井生产动态特征，根据现场气井生产动态分析，积液产水气 井生产过程中表现特征主要有以下几个方面： ①压力、产量频繁波动。气井携液能力不足时，一般压力波动范围超过 1.0MPa/d，产量波动幅度大于10%； ②生产过程中，压降速率大。积液产水井初期生产压降速率一般大于
和陈发型出水。
（1）地层水、淡化地层水 地层水主要为成藏滞留水。
正常地层水：储层段存在游离态水，在生产压差作用下，地层液态水从储层流入
井筒最终产出地面的水，总矿化度大于35g/L。 淡化地层水：正常地层水与凝析水的混合液，总矿化度在20g/L～35g/L之间。
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一、苏里格积液气井排查
平滑的一条是正常生产气井的流量递减
曲线，有剧烈波动的一条是井筒积液气井的 流量递减曲线。显然，积液气井递减快。
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流量递减曲线
一、苏里格积液气井排查
（3）套压上升油压下降 井底积液增加了流体对地层的回压，降低了井口油压。此外，随着液量不断 增加，井筒压力损失较大，流体对地层的回压进一步增大，导致井口油压逐渐降 低。 油套环空封隔器解封，井筒积液特征表现为：产量下降而套压升高，维持该 井生产所需的压差增大。气井生产时，气体会进入油套环空，受地层压力影响， 气体压力较高，导致套压升高。因此，油压降低套压升高表明井底存在积液。
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汇报提纲
一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验
四、结论及建议
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二、排水采气泡排剂选型
1、泡沫排水采气工艺技术
适应范围：适用于弱喷及间歇喷产水 气井的排水。
优点：①投资小，见效快；②操作简
便；③易于推广，井的适应性强，选井范 围大。 泡沫排水采气技术能够用于苏里格气 田产水气井排液生产，但目前工艺条件下，
中温 98.44℃
通井深度 1890.00m
液面深度 1070.90m
苏东23-54井压力梯度图
压力（MPa）
y
=
0.0002x + 3.3632 R 2 = 0.9994
压力梯度0.89
y = 0.0089x - 5.5482 R 2 = 0.9971 1600 1800 2000
压力梯度 0.02 400 600
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一、苏里格积液气井排查
凝析水：通过对苏东16-32井的相 图分析，可知：节流前压力低于临界 凝析压力时（节流器位置约9.5MPa）， 将会产生少量的凝析液；节流后油压 在0.5～4.5MPa之间，井筒温度0～ 60℃之间，位于相图上红色范围内， 因此气井节流后有一定量凝析液产生。
柱压力PL； ④、这样，地层流动压力Pf=Pg+PL。
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一、苏里格积液气井排查
压力计拉梯度法测液面
井号 苏东23-54
12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0.000 0 200
测井日期 2010-5-19
中深 2981.50 m
中压 21.53MPa
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一、苏里格积液气井排查
2、气井井底积液的特征
井底积液有如下一些特征：
（1）压力出现峰值，或者观察到压力急剧上升；
（2）产量不稳定且递减率增大； （3）套压升高且油压下降； （4）压力曲线斜率有明显变化； （5）环空液面上升； （6）产液量为0。
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一、苏里格积液气井排查
苏里格气田泡沫排水采气现场试验
苏里格气田研究中心采气工艺研究所 二〇一〇年十二月
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汇报提纲
一、苏里格积液气井排查 二、排水采气泡排剂选型 三、泡沫排水采气现场试验
四、结论及建议
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一、苏里格积液气井排查
1、苏里格气田气井出水类型
苏里格气田气井气井出水类型主要是地层水（淡化地层水）、凝析水、凝析油
苏东16-32井相图
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一、苏里格积液气井排查
（3）凝析油
烃类也会发生凝析现象。在气藏开发中烃类会以气相的形式随气体一起进入井
筒中，和凝析水机理一样，如果气体的温度低于临界凝析温度，会出现凝析油。 （4）陈发性出水 出水机理可能是：由于气藏开采，气藏压力下降，饱和在低孔低渗层段中的毛 细管水或残余水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，在井底 聚积到一定量后，就被气流带到地面，呈现陈发性出水。
根据生产情况可初步判断气井是否积液，采用逐井关井恢复压力，通过观察
关井恢复压力后气井油套压力的变化情况来核实气井积液情况。关井时间可以根 据关井后油套压差的变化进行确定，如果油压套压恢复较慢、油套压差较大的气
井，可以延长此类井的关井时间，以进一步确定井筒的积液程度。
积液初期及中期用油套压压差计算，井筒积液初期基本上是属于油管积液， 导致油套压存在压差是因为油管积液。通过关井恢复油压和套压，根据油套压差
苏东23-54 时间 （分钟） 3 套压 （MPa） 9.69 油压 （MPa） 9.62 时间 （分钟） 0
苏东20-46 套压 （MPa） 16.12 油压 （MPa） 16.12
6
9 12 15 18 21
9.7
9.74 9.79 9.79 9.84 9.88
9.62
9.62 9.62 9.62 9.62 9.62
节流器以上积液829.1m，套管积液145m，液位高于射孔段。
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一、苏里格积液气井排查
（6）试气法 苏里格气田压力系数小（0.8～0.9），储层表现为“大孔小喉”特征，气井产量 低，压后恢复时间短（24小时），部分气井入地液靠弹性驱动能量排出很困难。压后 不能彻底排液，易造成“水敏”、“水锁”现象，所以压后排液也是影响气井产能的 关键环节。 通过气井压后排液阶段油套压差数据可初步判断气井投产后是否产液，基本判识 方法主要如下：①试气后关井恢复存在油、套压差；②试气后油套压恢复速率不同步。
成藏滞留水：气藏在成藏过程中气对水的驱替不彻底，形成成藏滞留水。
从相渗曲线看出，含水饱和度位于41％～78％的区域为气水两相渗流区，苏里
格气田气井含气饱和度普遍处于该区间，储层存在气水两相渗流。
苏里格气田相渗曲线图
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一、苏里格积液气井排查
（2）凝析水 这种类型的水在气井开采初期就有，一般产水量很小且很稳定，矿化度很低。
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一、苏里格积液气井排查
（2）经验公式法 苏联学者提出了判别井内是否有积液的经验公式，表达式如下：
Vkp 5.28(45 0.445Pw f ) Pwf
1 4 1 2
式中： Vkp —气井临界排液速度，m/s；
Pw f
—井底流动压力，MPa；
研究表明，不积液的气井的临界流速随着井底压力的下降而增加，如果气井油
苏东13-61井恢复曲线（油套压恢复速率不同步）
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一、苏里格积液气井排查
（7）现场作业经验法 油管充压：将套管压力向油管充压，根据油压变化判断积液位置。
油压逐渐下降：节流器以下积液
油压无变化或变化速率小：节流器以上积液。
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一、苏里格积液气井排查
苏东23-54、苏东20-46井井口油压变化统计表
（1）压力出现峰值 一般气井有液体产出而没有井底积液时， 液体以小液滴的形式存在于气体中（雾状
流），并且对节流嘴前后压力没有任何影响；
而当液体以段塞流的形式通过节流嘴时，由 于液体密度相对较大，会导致节流嘴前后压 力产生一个峰值，说明液体开始在井筒中堆 积，或者液体以段塞流的形式到达地面，并 开始以不稳定的流量产出。 （2）产量递减曲线分析
情况可以初步判断气井井筒积液情况。
利用公式 h P / g 和 V r 2h 可以初步判断井筒积液程度。
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一、苏里格积液气井排查
（5）井筒探液面分析法 积液井后期出现油管及油套环空同时积液，需探测油管及油套环空液面位置， 并结合油套压差来计算井底积液情况。
产液气井初步判断方法：
产液井识别
生产动态曲线
①不连续生产， 产气量、套压 明显下降
②产气量、套压频 繁波动 （积液初期）
③套压波动、产 气量下降 (积液中期)
④套压上升、产 气量明显下降 (积液后期)
井口落实（关井恢复， 存在较大油套压差）
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一、苏里格积液气井排查
（4）关井恢复压力排查法
15
20 35
17.1
17.12 17.26
9.53
9.54 9.8
关井21分钟油压不变，节流器以上积液
关井35分钟油压下降6.32MPa，节流器以下积液
通过以上判断：苏东23-54判断为节流器以上积液（压力计探液面为节流器以上 830m）；苏东20-46判断为节流器以下积液。 依据：气相和液相通过节流器气嘴速率差异造成。
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一、苏里格积液气井排查
3、积液气井排查方法
（1）直观法
当气井关井后，如果油套压在较长时间内不平衡，而套管无泄漏等现象，则
表明油管鞋处有积液的可能。气井产气量和套管压力的波动反应了气井井筒中液
体积聚的特征，经大量的实际资料分析表明，高于油管流动压力1.38MPa的套管
压力是液体积聚的迹象。
苏东23-54井压力梯度图
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一、苏里格积液气井排查
B、超声波探油套环空液面的基本原理
①、已知套压，井内气体密度及井内液体密度，井筒温度分布等；
②、仪器测试得到液面深度，根据套压和气体密度及温度场，可以计算得到 液面位置的气柱压力Pg；
③、由于测到液面深度，从而得到了井内液柱高度，通过密度可以计算出液
这种类型的水是存在于天然气中固有的组分，在地下以水蒸气形式存在，在生产中
气藏温、压系统发生变化，气体容纳水的能力下降，水蒸气凝析而成的液态水。在 生产管柱中，发生凝析的地方压力梯度会升高，凝析也与流速有关，凝析后液体滑 落并堆积在孔眼或产层处。如果凝析发生在井筒中，且气体流速低于临界流速，这 时液体就会积聚在井底，形成井底积液。凝析水的矿化度小于20g/L。