【正文】 ............................................................. 15 泡沫排液技術 ....................................................................................................... 15 4 實施效果評價 .............................................................................................................. 16 現(xiàn)場應用效果技術分析 ....................................................................................... 16 井現(xiàn)場施工分析 ........................................................................................ 16 井現(xiàn)場施工技術分析 ................................................................................ 17 井現(xiàn)場施工技術分析 ................................................................................ 18 效果分析 ............................................................................................................... 19 5 結論及建議 .................................................................................................................. 20 結論 ....................................................................................................................... 20 建議 ....................................................................................................................... 21 附圖 ................................................................................................................................. 22 1 凝析氣田開發(fā)中后期儲層保護方法 探究及效果評價 凝析氣田的概論 凝析氣田的定義 凝析氣 condensate gas 凝析氣是一種非常特殊的氣體，與平常的氣層氣有很大的不同。 凝析氣藏是介于油藏和天然氣藏之間的一種重要的特殊油氣藏類型。凝析 氣藏開發(fā)過程中 2 近井地帶的滲流特征變得十分復雜，反凝析污染和水鎖損害的產生對氣井的生產極為不利，對于高溫、高壓、富含氣態(tài)凝析水的低滲致密凝析氣藏的影響則尤為明顯。 氣田的層位分布 新生界、中生界、上古生界、下古生界和元古生界分別占探明地質儲量的 38%、 17%、 30%、 13%和 2%，按儲量大小依次為第三系、石灰系、奧陶系、三疊系、第四系、白堊系、二疊系、侏羅系和震旦系。 2）按儲集層形態(tài)分類：塊狀、層狀和透鏡體狀。 凝析氣田的開發(fā)歷史 凝析氣藏是一類重要的油氣資源，國內外均有發(fā)現(xiàn)和開發(fā)。 凝析氣藏是流體相態(tài)變化極為復雜的特殊氣藏，開發(fā)難度很大。 凝析氣田開發(fā)中后期特點 : 進入開發(fā)中后期之后，隨著地層壓力下降，地層反凝析現(xiàn)象嚴重，井底由單一氣相流變?yōu)橛蜌鈨上嗔?，井井筒損失的能量增加，造成井口產量下降；同時，反凝析還會降低最終采收率。如何處理好保壓與控制合理汽油比上升速度的問題是一個難點。 表 1： X 3 X 41 X42 X51 X52 X71 X72 X8 原始 目前 比值 （％） 投入開發(fā)時間 試采 1997 1988 1988 1988 試采 1995 2020 開發(fā)過程中儲層損害概述 某油田 已進入開發(fā)的中后期，目前地層壓力僅有 原始地層壓力的三分之一至四分之一，儲層物性 相對較差 ，造成儲層 損害的 原因主要有鉆井過程和 6 修井過程中。 MF） 以上數(shù)據表均來源與 某 井鉆井設計。 由于鉆井液與地層中的水敏性礦物不配伍時，將會引起這類礦物水化、 8 膨脹或分散、脫落等，引起儲層滲透率的下降，造成儲層損害。其中漏失較為嚴重的井有 45 口井 等，漏失量大約的 80~100m3。水鎖效應往往是造成儲層損害的最重要 9 原因，相關研究表面，在低孔、低滲氣層，水鎖效應常常是儲層的有效滲透率下降到原來滲透率的 10%左右。 并能有效降低壓井液的漏失量； ② 該體系是依靠增加具有抑制粘土膨脹性的可溶無機鹽來提高比重，從而減少了固相侵入油層造成的傷害，同時該體系的高礦化度，抑制粘土的膨脹性，改變了井眼附近的離子環(huán)境，有效的抑制了黏土膨脹 ； ③ 利用屏蔽暫堵原理，選用易處理的特殊暫堵劑，它具有正向封堵，反向解堵的特性。 原油壓井 原油壓井液：相對低固相壓井液，原油具有比重低、產生的液柱壓力低 11 的特點，完井后用天然氣氣舉排液時天然氣與原油互溶性較強，能有效地降低井腔液體比重，提高氣舉排液的時效性，有效降低油氣層的傷害。 某油田 的原油 具有易揮發(fā)、 易燃的特點。 作業(yè)工序的優(yōu)化 ①采用了起下管柱的速度盡量控制在每小時 15~20 柱，甩單根的速度 為每小時 10 左右，有效了避免因壓力激動或抽吸造成的儲層損害； ②在作業(yè)時隨時調整壓井液體系的密度，有效減少了壓井液大量侵入地層。 管柱優(yōu)化 單點氣舉生產管柱 由于前期地層壓力高、動液面高、供氣壓力高等因素，采用下多級氣舉閥完井管柱，但目前地層壓力低 (10~15MPa)、動液面低 (2020m 左右 )、供氣壓力降低 (10~14MPa)等因素，因此將原有的多 級氣舉閥完井管柱優(yōu) 化成為單點氣舉生產管柱 見附圖。 ⑷ 從井底靜壓處向上延伸作靜壓梯度曲線，直到與縱軸相交，交點即井口壓力 pwh=0 的靜液面深度。 ⑻ 根據給定的合適的壓差確定注氣點位置。同時，結合 某油田 高礦化度、高溫、高含凝析油等