苏77区块柱塞气举工艺施工总结.doc

苏77区块柱塞气举工艺施工总结 苏里格气田开发第一项目部 目 录一、苏77区块气井生产状况3二、苏里格气田主要的排水采气工艺措施41泡沫排水采气42制氮车氮气气举/压缩机气举43优选管柱排水采气技术54柱塞气举排水采气5三、柱塞气举排水采气工艺简介6四、柱塞气举现场实施概况71. 柱塞气举工艺在77区块的实施情况72. 柱塞气举工艺在苏里格其它区块的实施情况8五、 柱塞气举单井分析101苏77-9-5井分析102苏77-23-2井分析113苏77-3-11井分析134. 苏77-2-1井分析155. 苏77-22-1井分析166苏77-8-3井分析187苏77-6-19井分析208苏77-16-1井分析219苏77-22-4井分析2310苏77-3-12井分析25六、柱塞气举工艺选井条件261. 柱塞气举工艺选井条件262苏77区块不同类型井的柱塞气举工艺措施27七、 柱塞气举工艺经济评价271. 苏77区块排水采气工艺比较272. 苏77区块柱塞气举工艺效益评价28八、结论及建议29一、苏77区块气井生产状况苏77区块属于低渗、低压、低丰度、大面积分布的岩性气藏，各区块的地质特征和储层条件差异不大：有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，具有储集砂体非均质性强、连续性差、单井控制储量低、单井产量低、压力下降快、稳产能力较差的特点。苏77区块单井产量普遍不高，气水关系复杂；现有生产井均不同程度地产水，容易形成井底积液，严重地影响了气井的正常生产，已成为制约该气藏开发的突出问题。由于区块地质条件差，气水关系复杂，气井产水普遍，水气比达1.4m3/104m3，已位于苏里格气田各开发区块前列，严重影响区块上产与稳产（见图1-1）。并且随着开采时间增长，地层能量逐渐降低，其气井自身携液能力及泡沫排水效果将逐渐变差，采用泡排和优选管柱后依然不能连续生产。随着开发工作的逐渐深入，苏里格气藏产水气井间歇生产井将日愈增多，排水采气已成为气井开采工作中必须经历的关键环节。图1-1苏77区块生产曲线总图目前典型的生产特征是：（1）新井投产后产量迅速递减,很不稳定，大部分气井都产水；（2）地层压力下降很快, 即使少量产水也会影响天然气产量； （3）连续生产周期很短, 不采取措施很快就会积液；（4）大部分井一投产后流量就低于气体临界流速, 从而一投产就或多或少的存在积液问题。因此优化生产, 减缓产量递减率是研究区块开发至关重要课题。二、苏里格气田主要的排水采气工艺措施1泡沫排水采气泡沫排水采气工艺就是向井筒注入起泡剂, 使之与积液混合后, 产生低密度含水泡沫, 降低井筒的能量损失, 减少液体的“滑脱”，提高气井的携液能力。优点：该工艺适用于自喷或者间喷产水井的排水，启动投资成本低，容易泵注，管理方便。缺点：工艺需要的气体流速较高；需要定时定量向井筒加注泡排剂或泡排棒，长期运行车辆、人力劳动强度较大，累计成本并不低；由于采用泡排作业后，凝析油被乳化，油水短时间内无法分离，造成凝析油的损失；对低压低产气井，排液采气能力较差对地层存在潜在伤害；药剂容易堵塞油管、套管，甚至输气管线，由于泡排剂中含有氧化剂，增加井筒、管线腐蚀的可能性；消泡过程中存在不及时，工艺控制困难；易形成翻塔的隐患，造成增压机停机等设备事故。对低孔低渗气田，通常作为一种短期解决措施来应用。2制氮车氮气气举/压缩机气举氮气举排水采气工艺是将高压气体注人被气举的低压产水气井的油套环空, 把积液从油管放喷排出;或将氮气从油管注人,把积液通过油套环空放喷排出,使气井恢复产能。高压氮气气举复产工艺特别适合于井筒积液严重的气井排液。优点：在连续气举的情况下，能完全排除积液。缺点：该排液工艺需向井内注入高压气源，投入费用较高；对产液量较大，产气量又较小的气井，停泵后难以持续生产；压缩机日常运转维护较为复杂，单井运行成本较高；由于气举过程中井下节流器上下存在较大压差，可能造成井下节流器失效；由于井下节流器阻碍气液流动，加之液氮车排量较大，容易将井筒内液体挤入地层，造成“水锁”反应；气举过程中容易使地面管输压力超压造成井间串接的其它生产井紧急截断阀蹩跳，影响其它生产井的正常生产。3优选管柱排水采气技术为确保连续带出地层流入井筒的全部液体, 在自喷管柱中气流速度必须达到排液的临界流速。优选管柱排水采气工艺就是针对气井的产水及生产情况, 通过研究分析, 优选出不同尺寸的生产管柱, 提高气井的携液能力, 保证气井连续携液生产。优点：该工艺适用于有一些自喷能力的小产水量井，能降低天然气的临界流速；不需维护生产，对地层无伤害。 缺点：安装和更换费用较高；只适合气井积液初期，不能持续采至气井枯竭；苏里格气田产量递减很快，再小的油管在生产一段时间后，也会逐渐积液，有效生产时间段受限 。4柱塞气举排水采气柱塞气举是将柱塞作为气液之间的机械界面,利用气井自身能量推动柱塞在油管内进行周期地举液, 能够有效地阻止气体上窜和液体回落, 可以大大地增加液体的举升效率。优点：适用于日产液量低于30m3的气井；能充分利用地层自身能量来举升液体，对地层无伤害；一次性投入，能够持续采气至气井生产枯竭，总费用较低；柱塞运动可防止井筒结垢和冰堵，配合甲醇自动泵注系统，可有效解决冬季冰堵停产问题；生产自动化，无需职守，依照设定程序自动开关井，降低了劳动强度、节省了大量的人力物力，方便气井现场的生产管理；在苏里格气田多个区块应用效果较好，已开始大面积推广应用。缺点：日产液量不能超过30m3，对设备和操作人员要求较高。针对以上分析，结合研究区块特征，目前生产井产层中部深度22003900m，绝大多数井为垂直井筒，单井产量普遍不高，气水关系复杂；因产水而严重影响气井正常生产的井非常普遍；大部分井产水量在20m3/d以下 ，天然气气质好、不含硫化氢；很多井即将停喷或停喷不久，连续生产困难，且苏里格井地广人稀，柱塞排水采气工艺使气井完全自动化生产，从而降低人工劳动强度和工作量。因此是一个非常适合苏里格气田的生产特点的排水采气工艺。三、柱塞气举排水采气工艺简介柱塞举升是指在举升过程中把柱塞作为液柱和举升气体之间的固体界面而起密封作用，以防止气体的窜流和减少液体滑脱的举升方法,工艺流程图如下图3-1所示。其举升能量主要来源于气井本身的地层气将柱塞从井下推向井口，使柱塞在油管内的卡定器和防喷管之间作周期性的上下运动，实现不断的将进入井底或井筒的液体举升到井口，以此排除井底、井筒的积液，使气井恢复生产或有效的延长气井的生产期，最终提高气井或气田的采收率。柱塞气举还可用于有蜡结冰和结垢的油气井，利用柱塞在管内的上下来回运动干扰和破坏油管壁上的结冰、结垢过程。对于产能较低的低压气井，可以采用结合柱塞气举的复合工艺进行排水采气会更为有效。与其他人工举升方法相比，柱塞气举突出优点表现在: 经济效益好：一次性投入，能够使持续采气直至气井生产枯竭。这是任何其他排水采气措施无法比拟的优点。因此平均年费用较低，而且提前介入可以减少泡排等其他措施费用。 举升效率高：柱塞气举同其它排水采气工艺相比具有更高的采收率。柱塞提供的固体界面极大的减少了液体回落，相应提高了气体的举升效率。 有效预防结冰：柱塞运动可防止井筒结垢和冰堵，配合甲醇自动泵注系统可以有效解决冬季冰堵停产问题。 自动化程度高，运行维护费用低，降低了劳动强度，方便了现场管理。 在苏里格多个区块应用效果较好，在多个区块已开始大面积推广应用。 减少井筒的结垢。柱塞在井筒的上下运动，可有效清除井筒内壁上的结垢过程。 减少甲烷的大气排放。柱塞气举工艺可以减少井口放喷作业而对大气中天然气的排放。减少对环境的污染和牧民之间的冲突。图3-1柱塞气举工艺流程图四、柱塞气举现场实施概况1. 柱塞气举工艺在77区块的实施情况根据77区块地理特征、气井生产现状，结合柱塞气举工艺特点，共选取了以下11口井进行现场试验。截至到2013年4月16日，10口柱塞气举工艺井累计产气2557.85万方，不考虑递减因素累计增加产量1108.20万方，考虑递减因素累计增加产量1316.79万方（详情请见表4-1）。表4-1 对比柱塞气举措施前后生产数据，排液增产效果较为明显；其中的有些井不产气或产量甚微，通过柱塞气举工艺成功恢复了其产能。只有一口井，柱塞气举对其产能作用不大，效果不太理想。在所选的10口井中，苏77-9-5井、苏77-23-2井、苏77-22-1井、苏77-3-11井、苏77-2-1井，苏77-8-3井、苏77-6-19井，共9口柱塞井，柱塞效果较好，积液不断地被有效排除，产量得到了提高，同时延长了井的生产寿命。其中苏77-22-4井，产量虽然提高一般，但解决了积液问题，很好的延长了的井的生产寿命，该井前期几乎停产，柱塞气举后，产能恢复很好；只有苏77-3-12井产量没有得到太大提高，目前气举效果不好。苏772314井由于井筒冰堵及流程冰堵安全阀无法提起而关井。2. 柱塞气举工艺在苏里格其它区块的实施情况我们已在苏里格气田累计施工近70口井。包括苏59区块、苏5区块、苏14区块、桃2区块、桃7区块、苏77区块和大牛地区块。有效成功率达96%，其中的有些井不产气或产量甚微，通过柱塞气举工艺成功恢复了其产能。承包商从选井、设计、现场施工、调试维护及动态分析提供了一体化服务 从各个区块的柱塞气举应用来看，该工艺取得了明显的措施效果。下面表中数据是部分相关区块生产单位的统计结果：（见表4-2和表4-3）表4-2苏59区块柱塞气举效果评价表 表4-3采气三厂柱塞气举井效果评价表序号井号工艺实施日期措施前情况措施后情况措施后至2013年3月31日累计产气量（考虑递减）（104m3）措施后至2013年3月31日增产气量（不考虑递减）（104m3）产气量（104m3/d）产水量（m3/d）产气量（104m3/d）产水量（m3/d）1苏1414422012/12/10.3100 /1.3000 3.50 96.676272.0743 2苏1419302012/11/190.2700 /1.5000 2.50 102.266279.7115 3桃212242012/12/20.2000 /0.9500 1.50 58.971342.1713 4桃28272012/12/30.2000 /0.8000 2.00 58.337641.5376 5桃22182012/11/200.2000 /1.0000 3.00 81.845465.8454 6桃23212012/11/200.0800 /0.5800 1.80 35.780529.0605 平均/合计1.2600 6.1300 14.30 433.8772 330.4006五、 柱塞气举单井分析1苏77-9-5井分析 A）柱塞气举前生产情况该井2010年12月9日投产，初始配产2×104m3/d，2011年2月27日求产，产量为0.05×104m3/d。投产初期套压20.1MPa，生产初期套压上涨，井口微气，气井出现井筒积液现象；2011年4月调配产为5×104m3/d，生产过程中套压快速下降，5月改地面节流方式生产，日产气约2.3×104m3/d，且产量水量大，气液比为1751.8m3/m3 ，2011年10月底因冬季生产冻堵关井。该井于2011年10月25日-2012年5月5日关井，关井期长达190天，关井前平均日产气量为3×104m3/d（生产曲线图如图5-1所示）。从历史生产数据来看,该井具备一定的产能,但由于井底已经开始积液,限制了其产能，而且到生产后期有被水淹停产的危险。图5-1 苏77-9-5井生产曲线图B）柱塞气举后生产分析该井于2012年5月中旬开始采取柱塞气举生产。措施后该井日产气量提高了23%，初期产量达到3.60×104m3，产水量亦有大量增加。 截止2013年4月16日，该井累计产气897.82万方，目前日产气量2.45万方，日均产水量7.8方，考虑递减累计增产231.85万方，不考虑递减累计增产96.10万方（表5-1所示）。以上数据充分说明该工艺有效地排除了井筒内的积液，压力、产量稳定，柱塞效果较好。表5-1 苏77-9-5井柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）9-55.65513.715.592.40 17.16 3.69 5.51 16.00 0.69 231.8596.10C)柱塞气举效果分析苏77-9-5井产气量、产水量都相对较高。由于出水量较大，该井面临水淹的危险。采用柱塞气举以后，有效的排除了井底积液，产水、产气量较稳定，不仅达到了增加产量的目的，同时也延长了井的寿命。2苏77-23-2井分析A）实验前生产情况该井自2011年7月22日投产，初始配产0.8×104m3/d，投产初期套压17MPa，在生产一段时间后，套压波动比较大，分析为井底开始积液。2011年10月25日求产，日产气0.10×104m3/d， 2011年10月29日至2012年4月28日，该井由于管线冻堵而关井,关井期达半年。2012年4月29日恢复生产,套压持续上涨、积液无法排出，生产曲线如图5-2所示。图5-2 苏77-23-2井生产曲线图B)柱塞气举后生产情况该井自2012年7月18日开始柱塞气举生产,开井油压15.67MPa、套压16.86MPa，初始产气量达到1.50×104m3/d、产水16.0m3/d，产气量和产水量显著增加,在井口能够明显感觉到大段的液体段塞。随着积液的持续排出，该井套压保持平稳，油压开始上涨，而且油套压差值越来越小，截止2013年4月16日，该井累计产气198.89万方，目前日产气量0.65万方，日产水量3.8方，考虑递减累计增产62.16万方，不考虑递减累计增产41.09万方（表5-2）。C)柱塞气举效果分析该井实施柱塞气举效果理想，积液被有效排除，不仅增产，还延长了井的寿命。 (1)油套压差减小，积液被有效排除。柱塞气举前平均油压为3.45MPa，平均套压为16.55MPa，油套压差为13.1MPa，柱塞气举后油压有所回升，平均油压为6.99MPa，平均套压为13.86MPa，油套压差为6.87MPa。（2）产能有所增加。初期日产量由0.6万方提高到了1.3万方。 表5-2苏77-23-2井 柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）23-22.074.804.730.616.861.5113.86 16.00 0.70 62.1641.093苏77-3-11井分析A）实验前生产情况该井生产曲线图如图5-3所示，该井于2011年4月16日投产，初始配产3.0×104m3/d，投产后套压快速下降。后于2011年12月7日降低配产至1.0×104m3/d生产，开井后套压上涨，关井油套压不平衡，井筒积液，产量递减较快。从2012年4月份套压开始锯齿状波动，积液现象明显。4月27日起采取泡排措施，未见效果，产量仍持续下降，至7月末，产量降至0.18×104m3/d，积液严重。图5-3 苏77-3-11井生产曲线图B)柱塞气举后生产情况该井2012年8月11日开始柱塞气举生产,产气量和产水量显著增加,截止2013年4月16日，该井累计产气368.25万方，目前日产气量1.6万方，日产水量3.2方，日增产气1.4万方，考虑递减累计增产327.55万方，不考虑递减累计增产322.25万方，柱塞气举效果显著。C)柱塞气举效果分析 （1）目前油套压平稳，油套压差明显减小。柱塞气举前平均油压为3.6MPa，平均套压为13.49MPa，油套压差为9.89MPa；柱塞气举以后平均油压变为10.43MPa，平均套压变为11.17MPa，油套压差为0.74（表5-3）。（2）有效排除积液。柱塞气举以前油套压差大，积液严重，泡排携液困难；柱塞气举后日产水3方，产水稳定，日产气量也较稳定。（3）恢复了产能，产气量有所增加。柱塞气举前期该井在实施柱塞气举工艺以后，地层积液得到了有效的排出后，产气产水量及压力都变得比较稳定，说明有效的柱塞气举工艺不但能够增产，而且还能降低了产量的递减速度，提高该气井的最终采收率。表5-3 苏77-3-11柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）3-113.0511.0011.340.213.491.7411.173.00 1.5327.55322.254. 苏77-2-1井分析A）实验前生产情况该井自2011年5月9日投产，油压为13.4MPa，套压为19.5MPa，一直采用地面油嘴控制生产，平均产气0.6×104m3/d。2011年6月16日至7月16日关井， 油套压无法恢复平衡,最小差值为5.33Mpa。2011年7月17日重新开井，放大油嘴生产，油套差值更大，最大为17.20MPa，分析认为井筒积液严重。2011年7月31日由于井筒积液和冬季问题而关井复压。2012年6月14日泡排后，开井仍未开活，生产曲线如图5-4所示。图5-4苏77-2-1井生产曲线图B)柱塞气举后生产情况该井从2012年8月17日开始柱塞气举生产，开井油压19.06MPa，套压21.22MPa。在把井内积液举出井筒后，该井成功地恢复了产能。 初始产气量1.70×104m3/d，产水4.6m3/d，生产制度为每天开井8小时。 截止2013年4月16日，该井累计产气387.2166万方，目前日产气量1.3万方，日产水量2.5方，考虑递减累计增产217.63万方，不考虑递减累计增产195.22万方（表5-4）。C)柱塞气举效果分析该井气液比高，值为3200m3/m3，地层能量充足。在实施柱塞气举工艺后，井底积液得到了有效的排出，产气量得到了提高。（1）油套压有所降低，油套压差明显减小，且变化稳定。柱塞气举以前，平均油压为18.4MPa，平均套压为21.22MPa，油套压差为2.76MPa。柱塞气举后，平均油压为4MPa，平均套压为5.56MPa，油套压差为1.56MPa，随着油套压的下降，优化了生产制度，增加了排液的次数，使产量日趋平稳。（2）恢复产能效果明显。该井前期积液严重，开井困难，泡排效果不好，关井停产。柱塞气举以后，积液有效的排除，日产气量稳定在1.6×104m3/d。表5-4苏77-2-1井柱塞气举前后对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）2-10.610.903.080.821.221.7818.665.400.98217.63195.225. 苏77-22-1井分析A)实验前生产情况该井2011年7月22日投产，测试产水9.0m3/d，配产0.7×104m3/d ，投产初期按试气流程生产， 8月19日下节流器正式投产，初期套压16.45MPa， 10月中旬该井套持续上升，井底积液，该井已于10月27日关井(图5-5)。 B)柱塞气举后生产情况该井从2012年9月12日开始柱塞气举生产，开井油压15.16MPa，套压14.77MPa。初始产气量1.07×104m3/d、产水6.8m3/d，截止2013年4月16日，该井累计产气206.90万方，目前日产气量0.75万方，日产水量4.9方，日增加产量0.25万方，考虑递减累计增产95.00万方，不考虑递减累计增产81.82万方（表5-5）。该井生产初期，井底积液得到了有效的排出，产气量也得到了明显提高。生产一段时间后，观察到开关井油套压都较高，因此，优化了生产制度，增加了排液次数和开井时间，产气量进一步得到了提高。图5-5苏77-22-1井生产曲线图C) 柱塞气举效果分析（1） 该井产能明显提高，日产气量由原来的0.59万方提高到1万方，日净增产0.41万方。（2） 油套压差基本稳定。柱塞气举前，油套压差变化较大，目前问稳定在5MPa左右。（3） 井底积液有效排除。该井前期套压上涨，井筒积液，影响产量。柱塞气举后，产量稳定，日产水7.2方，积液有效的排除。表5-5 苏77-22-1井柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）22-11.049.03.290.5916.191.4513.67.20.8695.0081.826苏77-8-3井分析A）柱塞气举前生产情况该井于2011年12月9日开始投产，投产初期套压为9MPa，新井产水大，开井节流器失效，2012年4月5日，打捞失效节流器失败（节流器在井口约600m处）。4月25日开始采用间开生产方式，从间开情况及关井后5h压力恢复情况可以看出，8月份后压力恢复速率增快且油套压差逐渐减小，表明井筒积液减少、间开效果较好。10月份，油套压差明显增大，井底积液难以排出，影响生产。B) 柱塞气举后生产情况该井于11月28日开始使用柱塞气举生产，开井油压为15.01MPa，套压15.0MPa（图5-6），日产气量为0.56万方，产水量4.2方。考虑递减累计增产49.34万方，不考虑递减累计增产47.02万方。图5-6 苏77-8-3井生产曲线图C) 柱塞气举效果分析（1）工艺提高了日产气量。柱塞气举工艺前日产气量为0.25万方，措施后日产气量为0.56万方，日净增加产量0.31万方（表4-13），效果较好。（2）井底积液被排除。该井柱塞气举前，油套压难以恢复平衡，井底积液；柱塞气举后，产量稳定，产水4.2方，积液被带出，延长了井的生产寿命。（3）油套压差稳定在1.5MPa左右。表5-6苏77-8-3井 柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）8-32.109.603.860.259.30.6515.004.20.4049.3447.027苏77-6-19井分析A）柱塞气举前生产情况该井于2011年4月22日开始投产，投产初期油压为14.8MPa，套压为16.9MPa，5月6日求产，日产气1.2392万方，5月29日地面管线冻堵，8月21日关井，油压2.9MPa，套压12.9MPa。8月27日开井油压为13.3MPa，套压为15.3MPa，油套差压2MPa。2012年产量有所降低，油套压差增大，井底积液。B) 柱塞气举后生产情况该井从2012年11月20日开始实施柱塞气举工艺，使用毛刷式柱塞，开井套压为16.03MPa，油压为15.94MPa。投产后日产气量为1.6万方，日产水4.7方，目前套压为7.52，柱塞效果较好。（图5-7）图5-7苏77-6-19井 生产曲线图C) 柱塞气举效果分析（1）产能提高明显。日产气量由原来的0.64万方提高到了1.6万方，日净增产0.96方，截至2013年4月16日考虑递减累计增产25.70万方，不考虑递减累计增产27.64万方。（表5-7）。（2）积液被有效排除。目前产水在4.7方左右，该工艺能排除井底积液，提高产量。（3）油套压差在2.1MPa左右。表5-7苏77-6-19井 柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）6-193.89/11.280.6411.301.6015.784.70.9625.7025.648苏77-16-1井分析A）柱塞气举前生产情况该井2011年4月25日投产，投产初期套压为14.78MPa，配产1.5×104m3/d，测试产水1.56m3/d，生产77天后，套压明显下降，降至9.10MPa（套压下降速率为0.1312MPa/d），日产量0.63×104m3/d。8月21日-27日检修计划关井6天，开井正常生产26天后，从9月21日开始套压持续上升（套压由9.01上升至13.2MPa），10月30日求产微气，且井口无气流声、水流声。该井生产初期套压下降过快，地层能量损耗过快，最终井底严重积液，影响生产。B) 柱塞气举后生产情况该井从2012年10月7日开始柱塞气举生产，开井油压12.33MPa，套压12.33MPa。初始产气量1.04×104m3/d、产水3.7m3/d，目前套压6.24MPa，日产气量0.65万方，日产水量2.4方，日增产0.64方，截止2013年4月16日，考虑递减累计增产175.34万方，不考虑递减累计增产175.17万方（图5-8）。图5-8苏77-16-1井生产曲线图C ) 柱塞气举效果分析（1）产能有所提高。日产气量由原来的0.01万方提高到了0.6万方（表5-8）。（2）油套压差较为稳定，变化较小。目前平均油压为3.18MPa，平均套压为6.24，压差为3.06MPa。（3）井底积液有效排除。柱塞气举后，日产水较为稳定，日产水3.7方。表5-8苏77-16-1井 柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）16-12.111.57.260.0112.331.2611.523.71.20175.34175.179苏77-22-4井分析A) 实验前生产情况该井自2011年03月25日下入节流器节流生产，投产初期套压为16.31MPa，4月10日节流器失效， 4月30日-8月20日本井通过地面节流生产，4mm油嘴开井套压16.91MPa，油压13.73MPa，日产气3万方左右，水10方左右，2011年9月2-10月12日进行封层堵水作业，没有达到设计要求；2012年4月11日经3次打捞节流器失败，该井已没有自然产能，处在瘫痪关井状态。苏77-22-4井由于积液严重，于2012年5月24日采取修井作业，对气井进行了抽吸和氮气举。6月18日，该井开始冒气，火焰高0.5-1m，6月20-23日关井复压，24日开井火焰高3-4m，井被激活。6月27日对该井进行是试采作业，日均出水量5.3方，氯根为28360mg/l，该井产量极不稳定，油套压起伏波动较大，井积液依然得不到排除，带液生产困难，不得不转入间开生产，日产量仅为0.22万方，随时有水淹停产危险。B) 柱塞气举后生产情况该井从2012年8月2日开始实行柱塞气举生产,开井油压17.10MPa,套压15.70MPa。工艺实施后产气量和产水量明显增加，成功实现了相对连续生产。 该井由于产水量较大，底层积液速度较快，所以需要较长的时间来排出井筒和底层的积液。截止2013年4月16日，考虑递减累计增产92.93万方，不考虑递减累计增产85.67万方（图5-9）。图5-9 苏77-22-4井 生产曲线图C) 柱塞气举效果分析（1）套压有所降低，油套压差减小，变化较为稳定。柱塞气举前平均油压为17.1MPa，套压15.70MPa；目前平均油压6.00MPa，平均套压8.08MPa，油套压差为2.08MPa（表4-18）。（2）停产井复活，恢复了产能。该井柱塞气举前期已失去了自然产能，处于瘫痪关井状态，柱塞气举措施以后，产能得以恢复，产量较为稳定。（3）排液效果显著。该井出水较大，气液比相对较低虽然产能增加幅度不大，但柱塞气举措施能较为有效的排除井底积液，成功地使该井保持连续地生产。表5-9苏77-22-4井 柱塞气举前后生产对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）22-42.2930.006.110.2315.701.0115.17.60.7792.9385.6710苏77-3-12井分析A) 实验前生产情况该井2011年4月21日投产，配产1×104m3/d，2011年8月22日检修关井7天开井后套压持续上升，11月13日求产0.05×104m3/d，气井微气，套压持续上升，气井出现井筒积液现象，2011年4月开始泡排措施，但效果不明显（生产曲线如图5-10所示）。B) 柱塞气举后生产情况该井2012年8月11日开始柱塞气举生产，开井油压9.37MPa，套压18.64MPa。生产制度最初为每天开井7小时，平均产气0.25×104m3/d。8月21日后把生产时间改为每天开井4小时，目前平均产气0.20×104m3/d（表5-10）。近期由于井内液面太高，柱塞难以连续生产。截止2013年4月16日，考虑递减累计增产38.78万方，不考虑递减累计增产37.75万方。图5-10苏77-3-12井生产曲线图C) 柱塞气举效果分析（1）柱塞气举后，油套压差依然很大，积液不能完全排除。 柱塞气举以前，平均油压为3.4MPa，平均套压为19.01MPa，油套差压为16.59MPa；柱塞气举以后平均油压为2.94MPa，平均套压为19.41MPa，油套差压为16.47MPa，柱塞气举没有使油套压差减小，井筒中积液依然很多。（2）产气量相对平稳，但产量增加不多，整体分析柱塞效果不好。D） 柱塞气举效果不好原因分析：（1）地层能量较弱。该井处于低能河道沉积环境，泥质含量高，储层非均质性强，水动力弱，地层能量弱，地层压力恢复困难，影响柱塞气举效果。（2）输气管线压力较高，阻力较大，影响柱塞运行。（3）气液比低，该井产水量大，产气量小，气液比小于540m3/m3。（4）该井产水量很大，油套管液面都非常高，实施柱塞气举工艺后排出了一部分积液，积液仍然严重，柱塞难以连续运转，气举效果差。表5-10苏77-3-12井 柱塞气举前后效果对比表井号试气情况措施前情况措施后情况截止2013年4月16日增产（考虑递减）104m3截止2013年4月16日增产（不考虑递减）104m3产气量（104m3/d）产水量（m3/d）无阻流量（104m3/d）产气量（104m3/d）套压（MPa）气量（104m3/d）套压（MPa）产水量（m3/d）初始日增产（104m3/d）3-122.1910.026.070.0418.640.2617.763.00.2238.7837.75六、柱塞气举工艺选井条件1. 柱塞气举工艺选井条件柱塞气举工艺适用范围相对比较广，选井上有以下基本条件： 气井为自喷井或间开井。气井产水并有井筒内