气井积液判别分析

气井积液判别分析第一页，共三十二页，编辑于2023年，星期日汇报提纲一、气田生产现状二、气田产水现状三、气井积液判别及分析四、气井积液的解除五、结论六、下步建议措施第二页，共三十二页，编辑于2023年，星期日A1B3B2B1A22号区块广安须家河气藏从2007年开始大规模上产，在经历了快速上产和产量递减阶段后，目前处于低压低产阶段。气田生产现状

第三页，共三十二页，编辑于2023年，星期日气田生产现状

区块投产井数生产井数日产气(万方)日产油(吨)日产水(方)累产气(亿方)累产油(万吨)累产水(万方)A区474262.12.529.620.041.909.28B区161611.60.357.91.270.087.02须六635873.82.887.621.311.9816.31须四1371.70.012.00.450.003.72合计766575.42.899.621.761.9820.02广安须家河气藏分区块产油气水量表第四页，共三十二页，编辑于2023年，星期日汇报提纲一、气田生产现状

二、气田产水现状三、气井积液判别及分析四、气井积液的解除五、结论六、下步建议措施第五页，共三十二页，编辑于2023年，星期日广安气田区块产水分布表区块井数（口）日产气(万方)日产水（方）平均单井日产水（方）水气比方/万方井数比例（%）日产水比例(%)A区A1区167.5913.470.841.7724.6213.52A2区2654.5216.170.620.3040.0016.23A区小计4262.1229.630.710.4864.6229.75B区小计1611.6457.913.624.9824.6258.15须六合计5873.7587.551.511.1989.2387.91须四合计71.6812.041.727.1910.7712.09总计6575.4399.591.531.32100100

广安气田区块产水差异大，须六气藏A区顶部产水较少、水气比低，B区和Ⅱ号区块产水较多、水气比较高。气田产水现状

第六页，共三十二页，编辑于2023年，星期日产水分级（m3/d)井数日产水m3/d井均日产水m3/d日产气104m3/d井均日产气104m3/d井数比例%日水量比例%日产气比例%<13614.660.4154.021.5050.7010.4350.961～32754.472.0244.841.6638.0338.7442.303~7417.144.293.850.965.6312.193.63>7454.3313.583.290.825.6338.643.10合计71140.601.98106.001.49100.00100.00100.00气田产水现状

广安气田产水分级表

日产水差异大，大部分气井产水量低，少数高产水气井产水量占绝大部分产水量，但日产气所占比例较小。第七页，共三十二页，编辑于2023年，星期日气田产水现状

广安气田产水对生产的影响

广安气田须家河气藏为低渗透气藏、气井产能较低且气井普遍产水，截至目前，因产能低、产水量大的影响，间开井（含长关井）达35口，占投产井数的46.05%，日产气仅6.16万方，主要分布在须六气藏的A区翼部、B区以及2号区块。区块总井数积液影响井数连喷井其它常关及停喷间喷井A顶2801261A翼183591B区1711060Ⅱ区1310300合计761419412第八页，共三十二页，编辑于2023年，星期日汇报提纲一、气田生产现状

二、气田产水现状三、气井积液判别及分析

四、气井积液的解除五、结论六、下步建议措施第九页，共三十二页，编辑于2023年，星期日气井积液判别分析

（一）气井积液机理1、生产初期，气体流速很高，足以把液体全部举升出井筒2、随着气体流速下降，气体能量不足以把全部液体举升出井筒，部分液体开始回落3、产生积液4、当液体积聚到一定时，液体侵入近井区域的储层5、积液侵入储层后，造成井底液体卸载，井筒气体再次流动，且气体能将井筒中所有液体带到地面第十页，共三十二页，编辑于2023年，星期日

典型的积液症状：生产油套压差异较大、产气量波动或降低、产水量不稳定、井口温度降低、产液量降低等。当气井关井以后，如果油套压在较长的时间内不平衡，而套管又无泄漏等现象，则表明井筒、油管鞋处有积液的可能性。开井后，如有大量液体产出，或放空提喷有液体从井内产出，表明油套不平衡是井底积液所致。（二）气井积液判别方法气井积液判别分析

1、直观分析第十一页，共三十二页，编辑于2023年，星期日（二）气井积液判别方法气井积液判别分析

1、直观分析井号生产制度关井套压关井油压关井天数广安106针3/10圈开1天关1天，3：00/d9.56.51.9广安113关井18.010.767.0广安126关井22.210.236.0广安127逢9日针2/10圈间喷2：00/天12.411.99.0广安130针阀15/10圈4：00/d，开1关2天9.36.62.8广安002-H10地面5.6mm开1关1天5：00/d4.46.81.8广安002-X3-H2针10/10圈开1关2天5：00/d8.62.8广安002-43针阀15/10圈开1关4天，2：00/d14.07.85.0广安002-X76针3/10圈泡排间喷，开2关412.211.24.0广安002-X79关井14.012.630.0第十二页，共三十二页，编辑于2023年，星期日（二）气井积液判别方法气井积液判别分析

1、直观分析广安126井采气曲线图第十三页，共三十二页，编辑于2023年，星期日2、压力梯度分析

气井积液判别方法

☆许多气井常规试井测试表明，油管鞋附近常常表现出压力梯度异常现象，即其梯度超过纯气柱的梯度。纯气柱压力梯度一般不超过0.2MPa/100m，超过我们就可初步判定井筒为气液柱或井底有积液现象，梯度越大说明积液越严重。第十四页，共三十二页，编辑于2023年，星期日2、压力梯度分析

气井积液判别方法

出水前/08年9月前出水后/08年9月-09年11月泡排后/09年11月至今静压梯度0.06-0.220.08-1.050.12-0.15流压梯度0.09-0.260.18-0.43未测

广19井自08年9月开始产水，出水后监测井下压力梯度明显增大，2009年11月6日开始泡排，泡排后间喷转连喷生产，测得压力梯度明显下降第十五页，共三十二页，编辑于2023年，星期日3、连续携液流量计算（李闽公式）

气井积液判别方法

李闽公式☆气体携液的最小流速为：☆相应最小携液产量为：

气井管鞋处气流速度大于临界流速，则气井不积液，否则气井积液。气井连续携液模型主要有Turner圆球体液滴模型和李闽等人的椭球型模型。第十六页，共三十二页，编辑于2023年，星期日3、连续携液流量计算

气井积液判别方法

☆广安128井2009年5月泡排前井口压力4.50MPa，井口温度T=295K，油管内径62mm，气体相对密度r=0.60，压缩因子Z=0.998。

=1.44×104m3

该井由连喷转为间喷时的气量为0.9-1.4万方/天，与计算的临界流量数据1.44万方/天相符。该井2009年5月开始实施泡排，虽然日产气量1.1万方/天低于临界流量，但通过加注起泡剂增强了气井的携液能力，该井间喷转连喷生产。

第十七页，共三十二页，编辑于2023年，星期日3、连续携液流量计算

气井积液判别方法

☆广安气田地面节流井临界流量主要在1.2-1.6万方，小油管及连续油管排水采气井临界流量在0.5-1.0万方。

☆

广安气田40口地面节流生产井，仅6口井流量高于临界流量正常生产，井筒积液严重影响气井产能的正常发挥。

第十八页，共三十二页，编辑于2023年，星期日4、综合分析气井积液判别方法

在实际生产过程中，分析判断井筒积液一般采用各种分析方法进行综合分析。通常首先进行直观分析和压力梯度分析，如：产量突然下降、井口出现液体段塞、井筒压力梯度变化巨大、井口温度降低、产液量降低、油套压在较长时间不平衡等；再理论计算，通过理论临界携液流量和实际生产情况的对比分析等判断井筒是否存在积液的可能性。第十九页，共三十二页，编辑于2023年，星期日4、综合分析气井积液判别方法

广安002-11-H2井，该井2009年3月25日投产，Pcs8.0Mpa，Pts15.6Mpa,针阀5/10圈连喷，日产气1.1万方，日产水26-40方。目前该井月关井复压2-4天，日产水5-16方，日产气1.0万。第二十页，共三十二页，编辑于2023年，星期日4、综合分析气井积液判别方法

☆井筒积液现象分析：1、该井产水量不稳定，井口出现液体段塞，表现为段塞流态2、常规试井测得该井流压梯度发生变化，2010年5月25日测得流压梯度为0.77MPa/100m3、产液量降低且变化大，正常生产时20方，产液低时5方，甚至积液严重停喷4、关井油套压在较长时间不平衡，目前关井4天油压仅恢复到5.0Mpa5、理论临界携液流量为日产气1.24万方，而目前产量低于此值。

综合判定该井受井筒积液影响严重，目前采用关井复压+降压提喷生产。建议尽早实施排水采气，减小井筒积液对储层的伤害和对产能的影响。第二十一页，共三十二页，编辑于2023年，星期日汇报提纲一、气田生产现状

二、气田产水现状三、气井积液判别及分析四、气井积液的解除五、结论六、下步建议措施第二十二页，共三十二页，编辑于2023年，星期日气井井筒积液的解除

☆井筒积液井的生产管理中，我们对有积液的井一般采取关井复压、降压提喷排液等维持生产，为了更加有效的解除井筒积液对气井造成的影响，国内外均采取多种排水采气工艺措施。广安气田自开展排水采气工艺试验以来，运用了小油管、液氮气举、柱塞气举、连续油管、泡排等5项排水采气工艺技术，排水采气工艺措施取得了一定的效果，截至2010年7月各项排水采气工艺措施累计增产天然气约1600.0×104m3，特别是泡排已成为广安气田最主要的增产措施。第二十三页，共三十二页，编辑于2023年，星期日气井井筒积液的解除

泡排工艺在广安气田取得了较好的效果，效果较好的井有以下特征：

1、油套压差大、梯度高，一般高于0.3MPa/100m；

2、水产量一般不大于20方，大于20方的井即使有效也很难连喷；

3、连续生产时间一般不小于8：00；

4、在B1区及A区产水量相对较少的井增产效果明显，这些井产气量低于临界流量，一般日产气0.5～1.5万方。

区块井号井数A区广19、广安002-X24、30、31、33、39、40、X45、X549B1区广安107、108、002-X72、X76、X77、X786B2区无0B3区无0须六

15须四广安1281总

计

16一、泡沫排水采气第二十四页，共三十二页，编辑于2023年，星期日气井井筒积液的解除

二、小油管排水采气广安气田先后对广安126、113、141、002-X53、X77等5口井实施，小油管工艺对井的选择有一定的局限性，必须选择地层压力相对较高并且产水量不高的井。而目前广安1号区块A1区地层压力较低并不适合，对A2区、B区、2号区块部分产液量相对较低、压力相对较高的井较适应。三、毛细管排水采气

2009年3月对广安002-H1-2井实施该工艺，取得较好的增产效果。该工艺相对小油管排水采气具有不压井起下作业的优势，同时如果采用国产连续油管成本相对较低。第二十五页，共三十二页，编辑于2023年，星期日气井井筒积液的解除

四、柱塞排水采气

广安111柱塞气举排水采气效果一般，分析认为主要原因是由于该井为低孔低渗低压井，在生产过程中，地层能量不足，举升能力较差。柱塞气举具有自动开关井功能，减少了人工开井，对于偏远的井可以实现无人值守。五、氮气气举排水采气气田先后运用于广安5、广安002-41井，但效果均不理想，主要原因为产水量大，气井连续来液。六、螺杆泵排水采气

目前矿区正积极准备在广安126井实施螺杆泵排水采气。

第二十六页，共三十二页，编辑于2023年，星期日汇报提纲一、气田生产现状

二、气田产水现