蘇里格氣田泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)課件

1、蘇里格氣田研究中心采氣工藝研究所二一年十二月蘇里格氣田泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)匯報(bào)提綱一、蘇里格積液氣井排查二、排水采氣泡排劑選型三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)四、結(jié)論及建議 蘇里格氣田氣井氣井出水類型主要是地層水（淡化地層水）、凝析水、凝析油和陳發(fā)型出水。 （1）地層水、淡化地層水 地層水主要為成藏滯留水。 正常地層水：儲(chǔ)層段存在游離態(tài)水，在生產(chǎn)壓差作用下，地層液態(tài)水從儲(chǔ)層流入井筒最終產(chǎn)出地面的水，總礦化度大于35g/L。 淡化地層水：正常地層水與凝析水的混合液，總礦化度在20g/L35g/L之間。一、蘇里格積液氣井排查1、蘇里格氣田氣井出水類型 成藏滯留水：氣藏在成藏過程中氣對(duì)水的驅(qū)替不徹底，形成成

2、藏滯留水。從相滲曲線看出，含水飽和度位于4178的區(qū)域?yàn)闅馑畠上酀B流區(qū)，蘇里格氣田氣井含氣飽和度普遍處于該區(qū)間，儲(chǔ)層存在氣水兩相滲流。蘇里格氣田相滲曲線圖 一、蘇里格積液氣井排查 （2）凝析水 這種類型的水在氣井開采初期就有，一般產(chǎn)水量很小且很穩(wěn)定，礦化度很低。這種類型的水是存在于天然氣中固有的組分，在地下以水蒸氣形式存在，在生產(chǎn)中氣藏溫、壓系統(tǒng)發(fā)生變化，氣體容納水的能力下降，水蒸氣凝析而成的液態(tài)水。在生產(chǎn)管柱中，發(fā)生凝析的地方壓力梯度會(huì)升高，凝析也與流速有關(guān)，凝析后液體滑落并堆積在孔眼或產(chǎn)層處。如果凝析發(fā)生在井筒中，且氣體流速低于臨界流速，這時(shí)液體就會(huì)積聚在井底，形成井底積液。凝析水的礦化度

3、小于20g/L。 一、蘇里格積液氣井排查 凝析水：通過對(duì)蘇東16-32井的相圖分析，可知：節(jié)流前壓力低于臨界凝析壓力時(shí)（節(jié)流器位置約9.5MPa），將會(huì)產(chǎn)生少量的凝析液；節(jié)流后油壓在0.54.5MPa之間，井筒溫度060之間，位于相圖上紅色范圍內(nèi)，因此氣井節(jié)流后有一定量凝析液產(chǎn)生。蘇東16-32井相圖 一、蘇里格積液氣井排查 （3）凝析油 烴類也會(huì)發(fā)生凝析現(xiàn)象。在氣藏開發(fā)中烴類會(huì)以氣相的形式隨氣體一起進(jìn)入井筒中，和凝析水機(jī)理一樣，如果氣體的溫度低于臨界凝析溫度，會(huì)出現(xiàn)凝析油。 （4）陳發(fā)性出水 出水機(jī)理可能是：由于氣藏開采，氣藏壓力下降，飽和在低孔低滲層段中的毛細(xì)管水或殘余水，因巖石和水本身的

4、彈性膨脹而被擠出，被氣流帶到井底，在井底聚積到一定量后，就被氣流帶到地面，呈現(xiàn)陳發(fā)性出水。一、蘇里格積液氣井排查井底積液有如下一些特征：（1）壓力出現(xiàn)峰值，或者觀察到壓力急劇上升；（2）產(chǎn)量不穩(wěn)定且遞減率增大；（3）套壓升高且油壓下降；（4）壓力曲線斜率有明顯變化；（5）環(huán)空液面上升；（6）產(chǎn)液量為0。2、氣井井底積液的特征一、蘇里格積液氣井排查 （1）壓力出現(xiàn)峰值 一般氣井有液體產(chǎn)出而沒有井底積液時(shí)，液體以小液滴的形式存在于氣體中（霧狀流），并且對(duì)節(jié)流嘴前后壓力沒有任何影響；而當(dāng)液體以段塞流的形式通過節(jié)流嘴時(shí)，由于液體密度相對(duì)較大，會(huì)導(dǎo)致節(jié)流嘴前后壓力產(chǎn)生一個(gè)峰值，說明液體開始在井筒中堆積，

5、或者液體以段塞流的形式到達(dá)地面，并開始以不穩(wěn)定的流量產(chǎn)出。 （2）產(chǎn)量遞減曲線分析 平滑的一條是正常生產(chǎn)氣井的流量遞減曲線，有劇烈波動(dòng)的一條是井筒積液氣井的流量遞減曲線。顯然，積液氣井遞減快。流量遞減曲線一、蘇里格積液氣井排查（3）套壓上升油壓下降 井底積液增加了流體對(duì)地層的回壓，降低了井口油壓。此外，隨著液量不斷增加，井筒壓力損失較大，流體對(duì)地層的回壓進(jìn)一步增大，導(dǎo)致井口油壓逐漸降低。 油套環(huán)空封隔器解封，井筒積液特征表現(xiàn)為：產(chǎn)量下降而套壓升高，維持該井生產(chǎn)所需的壓差增大。氣井生產(chǎn)時(shí)，氣體會(huì)進(jìn)入油套環(huán)空，受地層壓力影響，氣體壓力較高，導(dǎo)致套壓升高。因此，油壓降低套壓升高表明井底存在積液。一、

6、蘇里格積液氣井排查 （1）直觀法 當(dāng)氣井關(guān)井后，如果油套壓在較長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)不平衡，而套管無(wú)泄漏等現(xiàn)象，則表明油管鞋處有積液的可能。氣井產(chǎn)氣量和套管壓力的波動(dòng)反應(yīng)了氣井井筒中液體積聚的特征，經(jīng)大量的實(shí)際資料分析表明，高于油管流動(dòng)壓力1.38MPa的套管壓力是液體積聚的跡象。3、積液氣井排查方法一、蘇里格積液氣井排查（2）經(jīng)驗(yàn)公式法蘇聯(lián)學(xué)者提出了判別井內(nèi)是否有積液的經(jīng)驗(yàn)公式，表達(dá)式如下：式中：氣井臨界排液速度，m/s； 研究表明，不積液的氣井的臨界流速隨著井底壓力的下降而增加，如果氣井油管鞋處氣流速度大于臨界流速，則氣井不積液，否則氣井出現(xiàn)積液。井底流動(dòng)壓力，MPa；一、蘇里格積液氣井排查 （3）生產(chǎn)

7、動(dòng)態(tài)分析法 主要結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，積液產(chǎn)水氣井生產(chǎn)過程中表現(xiàn)特征主要有以下幾個(gè)方面： 壓力、產(chǎn)量頻繁波動(dòng)。氣井?dāng)y液能力不足時(shí)，一般壓力波動(dòng)范圍超過1.0MPa/d，產(chǎn)量波動(dòng)幅度大于10%； 生產(chǎn)過程中，壓降速率大。積液產(chǎn)水井初期生產(chǎn)壓降速率一般大于0.3MPa/d；（出水氣井普遍生產(chǎn)30天套壓壓降4.0MPa左右，生產(chǎn)60天套壓壓降6.0MPa左右，壓降速率明顯高于常規(guī)氣井。） 壓力恢復(fù)時(shí)油套壓差大。實(shí)際生產(chǎn)過程中，可通過短期關(guān)井獲取油、套壓差法，粗略計(jì)算井筒積液量； 部分積液井在生產(chǎn)曲線表征上表現(xiàn)為：套壓上升。一、蘇里格積液氣井排查產(chǎn)液井識(shí)別生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線不連

8、續(xù)生產(chǎn)，產(chǎn)氣量、套壓明顯下降產(chǎn)氣量、套壓頻繁波動(dòng)（積液初期）套壓波動(dòng)、產(chǎn)氣量下降(積液中期)套壓上升、產(chǎn)氣量明顯下降(積液后期)井口落實(shí)（關(guān)井恢復(fù)，存在較大油套壓差）產(chǎn)液氣井初步判斷方法：一、蘇里格積液氣井排查 （4）關(guān)井恢復(fù)壓力排查法 根據(jù)生產(chǎn)情況可初步判斷氣井是否積液，采用逐井關(guān)井恢復(fù)壓力，通過觀察關(guān)井恢復(fù)壓力后氣井油套壓力的變化情況來(lái)核實(shí)氣井積液情況。關(guān)井時(shí)間可以根據(jù)關(guān)井后油套壓差的變化進(jìn)行確定，如果油壓套壓恢復(fù)較慢、油套壓差較大的氣井，可以延長(zhǎng)此類井的關(guān)井時(shí)間，以進(jìn)一步確定井筒的積液程度。 積液初期及中期用油套壓壓差計(jì)算，井筒積液初期基本上是屬于油管積液，導(dǎo)致油套壓存在壓差是因?yàn)橛凸芊e

9、液。通過關(guān)井恢復(fù)油壓和套壓，根據(jù)油套壓差情況可以初步判斷氣井井筒積液情況。 利用公式可以初步判斷井筒積液程度。和一、蘇里格積液氣井排查 （5）井筒探液面分析法 積液井后期出現(xiàn)油管及油套環(huán)空同時(shí)積液，需探測(cè)油管及油套環(huán)空液面位置，并結(jié)合油套壓差來(lái)計(jì)算井底積液情況。 A、壓力測(cè)試確定油管液面 流壓或者靜壓測(cè)試時(shí)確定氣井液面或者氣井是否積液的最有效方法。壓力梯度曲線與流體密度和井深有關(guān)。對(duì)于單相流體，壓力隨深度基本呈線性關(guān)系。蘇東23-54井壓力梯度圖 在井底狀況下，純氣柱壓力梯度的最大值為0.210MPa/100m。當(dāng)壓力梯度大于此值，就表明井底產(chǎn)生積液。氣液混相的壓力梯度越大，說明氣井含液越多，

10、在壓力梯度圖上梯度曲線的斜率越大。一、蘇里格積液氣井排查 B、超聲波探油套環(huán)空液面的基本原理 、已知套壓，井內(nèi)氣體密度及井內(nèi)液體密度，井筒溫度分布等； 、儀器測(cè)試得到液面深度，根據(jù)套壓和氣體密度及溫度場(chǎng)，可以計(jì)算得到液面位置的氣柱壓力Pg； 、由于測(cè)到液面深度，從而得到了井內(nèi)液柱高度，通過密度可以計(jì)算出液柱壓力PL； 、這樣，地層流動(dòng)壓力Pf=Pg+PL。一、蘇里格積液氣井排查井號(hào)測(cè)井日期中深中壓中溫通井深度液面深度蘇東23-542010-5-192981.50 m21.53MPa98.441890.00m1070.90m壓力梯度0.02壓力梯度0.89回聲儀探測(cè)液面法（油套環(huán)空）壓力計(jì)拉梯度

11、法測(cè)液面 蘇東23-54完鉆井深3034m，節(jié)流器下深1900m，射孔段2980m2983m，油管節(jié)流器以上積液829.1m，套管積液145m，液位高于射孔段。 分析井號(hào)套壓MPa油壓MPa環(huán)空液面m中深壓力MPa中深m液面誤差%備注蘇東23-5415.663.32288920.32981.51關(guān)井一、蘇里格積液氣井排查 （6）試氣法 蘇里格氣田壓力系數(shù)?。?.80.9），儲(chǔ)層表現(xiàn)為“大孔小喉”特征，氣井產(chǎn)量低，壓后恢復(fù)時(shí)間短（24小時(shí)），部分氣井入地液靠彈性驅(qū)動(dòng)能量排出很困難。壓后不能徹底排液，易造成“水敏”、“水鎖”現(xiàn)象，所以壓后排液也是影響氣井產(chǎn)能的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。 通過氣井壓后排液階段油套壓

12、差數(shù)據(jù)可初步判斷氣井投產(chǎn)后是否產(chǎn)液，基本判識(shí)方法主要如下：試氣后關(guān)井恢復(fù)存在油、套壓差；試氣后油套壓恢復(fù)速率不同步。蘇東13-61井恢復(fù)曲線（油套壓恢復(fù)速率不同步）蘇東19-54井恢復(fù)曲線（氣井存在油、套壓差)一、蘇里格積液氣井排查 （7）現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)經(jīng)驗(yàn)法 油管充壓：將套管壓力向油管充壓，根據(jù)油壓變化判斷積液位置。 油壓逐漸下降：節(jié)流器以下積液 油壓無(wú)變化或變化速率?。汗?jié)流器以上積液。 一、蘇里格積液氣井排查蘇東23-54、蘇東20-46井井口油壓變化統(tǒng)計(jì)表 蘇東23-54 蘇東20-46 時(shí)間（分鐘）套壓（MPa）油壓（MPa）時(shí)間（分鐘）套壓（MPa）油壓（MPa）39.699.62016.

13、1216.1269.79.621517.19.5399.749.622017.129.54129.799.623517.269.8159.799.62189.849.62219.889.62關(guān)井21分鐘油壓不變，節(jié)流器以上積液關(guān)井35分鐘油壓下降6.32MPa，節(jié)流器以下積液 通過以上判斷：蘇東23-54判斷為節(jié)流器以上積液（壓力計(jì)探液面為節(jié)流器以上830m）；蘇東20-46判斷為節(jié)流器以下積液。 依據(jù)：氣相和液相通過節(jié)流器氣嘴速率差異造成。一、蘇里格積液氣井排查匯報(bào)提綱一、蘇里格積液氣井排查二、排水采氣泡排劑選型三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)四、結(jié)論及建議 二、排水采氣泡排劑選型泡沫排水采氣工藝流

14、程示意圖 適應(yīng)范圍：適用于弱噴及間歇噴產(chǎn)水氣井的排水。 優(yōu)點(diǎn)：投資小，見效快；操作簡(jiǎn)便；易于推廣，井的適應(yīng)性強(qiáng)，選井范圍大。 泡沫排水采氣技術(shù)能夠用于蘇里格氣田產(chǎn)水氣井排液生產(chǎn)，但目前工藝條件下，加注措施有待改進(jìn)。1、泡沫排水采氣工藝技術(shù) 由于泡沫排水采氣工藝具有不進(jìn)行修井作業(yè)就可實(shí)施工藝，投資小、易操作，能及時(shí)排除生產(chǎn)井筒及井底積液的優(yōu)點(diǎn)，泡沫排水采氣技術(shù)為常規(guī)使用的一種排水采氣技術(shù)，同樣也適用于蘇里格氣田。 蘇里格氣田具備水體封閉、地層非均質(zhì)性強(qiáng)、剩余地質(zhì)儲(chǔ)量大等特點(diǎn)，綜合比較各種排水采氣工藝，結(jié)合目前氣井的井身結(jié)構(gòu)、大部分井具有一定自噴能力的特點(diǎn)，并考慮“低成本”的要求，分析認(rèn)為泡沫排水

15、采氣適合于蘇里格氣田。二、排水采氣泡排劑選型（1）、羅氏泡高試驗(yàn) 羅氏泡高儀 按QB 385標(biāo)準(zhǔn)裝置測(cè)定羅氏泡高（包括開始時(shí)、三分鐘后羅氏管內(nèi)的泡沫高度），起始泡高反映了泡排劑的靜態(tài)起泡能力，三分鐘后羅氏管內(nèi)的泡沫高度反映了泡沫的穩(wěn)定性。2、起泡劑的研制及室內(nèi)試驗(yàn) 二、排水采氣泡排劑選型 現(xiàn)有泡排劑的羅氏泡高實(shí)驗(yàn)No.選用泡排劑名稱泡排劑濃度凝析油含量（%）起始泡高（mm）3min后泡高（mm）1SPI-51%01207056016104502CT5-21%0150405651910330380021%014020560010200480051%0135105550101805ERD-051%

16、0120110510085107410二、排水采氣泡排劑選型 動(dòng)態(tài)泡沫測(cè)定儀（2）動(dòng)態(tài)帶水實(shí)驗(yàn)二、排水采氣泡排劑選型 動(dòng)態(tài)帶水選擇泡排劑實(shí)驗(yàn)No.選用泡排劑名稱泡排劑濃度凝析油含量（%）帶出水量帶水時(shí)間1SPI-51%027560051051002CT5-21%02656005115100380021%0267600578100480051%02756005791005ERD-051%028060051101045二、排水采氣泡排劑選型 實(shí)驗(yàn)總結(jié) ： （1） ERD-05泡沫排水劑能適應(yīng)蘇東井區(qū)泡沫助采要求，與蘇東井區(qū)生產(chǎn)井地層水混合后，在井下溫度、壓力條件下不產(chǎn)生堵塞。（初次使用或凝析油較多

17、時(shí)應(yīng)適當(dāng)加大濃度）。 （2）ERD-05具有在地層水和H2S氣體中起緩蝕功能的作用，可降低地層水和H2S氣體對(duì)鋼鐵的腐蝕，保護(hù)井下管串，延長(zhǎng)使用壽命，緩蝕率40%。二、排水采氣泡排劑選型匯報(bào)提綱一、蘇里格積液氣井排查二、排水采氣泡排劑選型三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)四、結(jié)論及建議 1、泡排選井選井原則： （1）連續(xù)生產(chǎn)，產(chǎn)量下降，同時(shí)套壓上升或有上升趨勢(shì)的井； （2）產(chǎn)量、套壓頻繁波動(dòng)的井； （3）關(guān)井后，油壓不能恢復(fù)到套壓水平，存在油套壓差的井； （4）井口流量計(jì)和遠(yuǎn)傳設(shè)備都完好的井。 根據(jù)以上原則在蘇東區(qū)塊選取了蘇東31-55、蘇東40-59、蘇東27-62、蘇東23-54、蘇東18-39、蘇

18、東26-71六口井采用研制的ERD-05起泡劑和ERD-06泡排棒進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)泡排試驗(yàn)。 同時(shí)在蘇6、蘇36區(qū)塊選取了蘇6-0-9、蘇6-9-7、蘇36-6-9、蘇36-4-4四口井采用UT-11C起泡劑和UT-6泡排棒進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)泡排試驗(yàn)。本試驗(yàn)的蘇36-6-9井為連續(xù)生產(chǎn)井；蘇6-9-7井為自噴生產(chǎn)井；蘇6-0-9井和蘇36-4-4井為間歇井。三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)2、泡排方式 根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況，采取油管投注泡排棒，油套環(huán)空注泡排劑，地面管線加注消泡劑的加注方式，泡排后開井時(shí)間定為加注泡排劑2-3小時(shí)后開井。三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)3、加注制度井號(hào)泡排加注制度加注周期泡排劑加注量起泡劑與水配比濃度消

19、泡劑加注量及比例蘇東31-55前三天連續(xù)加注，以后間隔一天加注泡排棒23根，泡排劑2025kg前期1:1，后期1:2消泡劑10kg，配比1:1蘇東40-59前三天連續(xù)加注，以后間隔一天加注泡排棒23根，泡排劑2530kg前期1:1，后期1:2消泡劑10kg，配比1:1蘇東27-62前兩天連續(xù)加注，以后間隔兩天加注泡排棒23根，泡排劑2530kg前期1:1，后期1:2消泡劑10kg，配比1:1蘇東23-54前兩天連續(xù)加注，以后間隔兩到四天加注泡排棒23根，泡排劑2025kg前期1:1，后期1:2消泡劑10kg，配比1:1蘇東18-39前兩天連續(xù)加注，以后間隔兩到四天加注泡排棒23根，泡排劑253

20、0kg前期1:1，后期1:2消泡劑10kg，配比1:1蘇東27-61前兩天連續(xù)加注，以后間隔兩天加注泡排棒2-3根，泡排劑25-30kg前期1:1，后期1:2消泡劑10kg，配比1:1蘇36-3-9前四天連續(xù)加注，以后間隔三到五天加注泡排劑10-20kg1:5蘇6-9-7前三天連續(xù)加注，以后間隔五天加注泡排劑10-20kg1:5蘇36-4-4間隔三到五天加注泡排劑10-16kg1:5蘇6-0-9間隔四到六天加注泡排棒4根，泡排劑10-16kg1:5三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井號(hào)試驗(yàn)前試驗(yàn)后油套壓差減小MPa日產(chǎn)氣量增加104m3 /d油壓MPa套壓MPa油套壓差MPa產(chǎn)氣量104m3 /d平均油

21、壓MPa平均套壓MPa油套壓差MPa平均日產(chǎn)氣量104m3 /d蘇東31-552.8910.437.540.09352.647.254.610.24252.930.149蘇東40-592.9120.6717.760.43072.5317.3114.780.44832.980.0176蘇東27-623.212.69.40.41003.4111.568.150.44231.250.0323蘇東23-542.6414.7912.150.093.0213.2310.210.21761.940.1276蘇東18-392.968.115.150.10853.349.235.890.0849- 0.74-

22、0.0236蘇東26-712.5814.5711.990.10212.8714.211.330.28940.660.1873泡排試驗(yàn)前后生產(chǎn)情況對(duì)比表效果：?jiǎn)尉骄鶋翰罱档?.503MPa，產(chǎn)氣量上升0.0817104m3 /d。4、試驗(yàn)效果分析（1）蘇東區(qū)塊試驗(yàn)井泡排效果分析三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇東31-55井2008年11月17日開始投產(chǎn)，原始套壓為22MPa。2010年6月29日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由10.43MPa下降到7.25MPa，產(chǎn)氣量由泡排前0.0935104m3/d提高到0.2425104m3/d。泡排后油套壓差減小2.93MPa，日產(chǎn)氣量增加0.149104m3/

23、d。蘇東31-55井基本數(shù)據(jù)東31-55井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇東31-552.8910.430.0935823226井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大小（mm）配產(chǎn)（104m3/d）蘇東31-55蘇東11站2219001.80.9蘇東31-55 2010-06-21至2010-07-25 采氣曲線 三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇東40-59井2009年4月6日開始投產(chǎn)，原始套壓為20.8 MPa。2010年6月29日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由20.67MPa下降到17.31MPa，目前產(chǎn)氣量為0

24、.4483104m3/d，泡排前后產(chǎn)氣量變化不大。分析原因可能是井底積液較少，可能由于節(jié)流器配產(chǎn)較小或油套環(huán)空堵塞引起套壓一直未下降。蘇東40-59井基本數(shù)據(jù)蘇東40-59井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇東40-592.9120.670.4307210204.5井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大?。╩m）配產(chǎn)（104m3/d）蘇東40-59蘇東8站20.819001.2蘇東40-59 2010-06-21至2010-07-31 采氣曲線 三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇東27-62井2009年11月19日投

25、產(chǎn)，原始套壓為20.1 MPa。 該井于2010年9月6日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由12.6MPa下降到11.56 MPa，平均日產(chǎn)氣量由0.41104m3/d提高到0.4423104m3/d。泡排后油套壓差減小1.25MPa，日產(chǎn)氣量增加0.0323104m3/d。蘇東27-62井基本數(shù)據(jù)蘇東27-62井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇東27-623.212.60.41井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大?。╩m）配產(chǎn)（104m3/d）蘇東27-62蘇東11站20.119002.00.4蘇東27-62 2

26、010-09-04至2010-10-31 采氣曲線三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇東23-54井2008年11月11日投產(chǎn)，原始套壓18.5 MPa。 該井于2010年9月6日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由14.79MPa下降到13.23MPa，日產(chǎn)氣量由0.09104m3/d提高到0.2176104m3/d。泡排后油套壓差減小1.94MPa，日產(chǎn)氣量增加0.1276104m3/d。蘇東23-54井基本數(shù)據(jù)蘇東23-54井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇東23-542.6414.790.0983092.5井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa

27、）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大?。╩m）配產(chǎn)（104m3/d）蘇東23-54蘇東11站18.519001.30.1蘇東23-54 2010-09-04至2010-10-27 采氣曲線三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇東18-39井2009年11月19日投產(chǎn)，原始套壓21.5 MPa 。該井于2010年9月15日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由8.11上升到9.23MPa，日產(chǎn)氣量由0.1085104m3/d降低到0.0849104m3/d，分析可能與該井本身產(chǎn)量較低、地層能量不足有關(guān)。蘇東18-39井基本數(shù)據(jù)井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大?。╩m）配產(chǎn)（104m3/d）蘇東18-3

28、9蘇東13站21.519002.10.4蘇東18-39井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇東18-392.968.110.1085蘇東18-39 2010-09-04至2010-10-15采氣曲線三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)蘇東26-71井基本數(shù)據(jù)井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大?。╩m）配產(chǎn)（104m3/d）蘇東26-71蘇東9站20.320002.60.5蘇東26-71井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇東26-712.5814.570.10

29、211400139.5蘇東26-71 2010-09-04至2010-10-07 采氣曲線 蘇東26-71井2009年6月24日投產(chǎn)，原始套壓20.3MPa。該井于2010年9月6日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由14.57MPa下降到14.2MPa，日產(chǎn)氣量由0.1021104m3/d提高到0.2894104m3/d。泡排后油套壓差減小0.66MPa，日產(chǎn)氣量增加0.1873104m3/d。三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井號(hào)階段平均油壓（MPa)平均套壓（MPa)油套壓差（MPa)日均產(chǎn)氣量（104m3/d)油套壓差減小（MPa）平均日增產(chǎn)氣量（104m3/d）集氣站日均產(chǎn)水量（m3）平均日增產(chǎn)水量（m

30、3）蘇36-3-9加注前（2010.6.1-6.21）3.156.593.441.13741.390.061213.811.01加注后（2010.6.22-7.31）3.215.262.051.198614.82蘇6-9-7加注前（2010.6.1-6.25）1.66.635.030.38191.970.301112.46-1.07加注后（2010.6.26-7.31）1.624.683.060.683011.39蘇36-4-4加注前（2010.6.1-6.23）3.5610.356.790.0402 0.57-0.025213.940.94加注后（09.6.23-7.31）4.0810.30

31、6.220.01514.88蘇6-0-9加注前（2010.6.11-6.26）2.8113.2210.410.10281.470.150413.13-0.17加注后（2010.6.27-7.31）2.8511.798.940.253212.96采氣四廠試驗(yàn)井泡排前后生產(chǎn)情況對(duì)比表（2）蘇6、蘇36區(qū)塊試驗(yàn)井泡排效果分析效果：?jiǎn)尉骄鶋翰罱档?.35MPa，產(chǎn)氣量上升0.1219104m3 /d。三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇36-3-9井2007年11月3日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓24MPa。該井從2010年6月22日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由6.59MPa下降到5.26MPa，日均產(chǎn)氣量由13.137

32、4104m3/d提高到1.1986104m3/d。泡排后油套壓差減小1.39MPa，日產(chǎn)氣量增加0.0612104m3/d。 蘇36-3-9井基本數(shù)據(jù)井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大?。╩m）配產(chǎn)（104m3/d）蘇36-3-9蘇36-2站2419002.41.5蘇36-3-9井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇36-3-93.156.591.1374蘇36-3-9 采氣曲線及產(chǎn)水量和泡排劑加注量曲線 三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇6-9-7井2006年5月26日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓23.6MPa。該井從201

33、0年6月26日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由6.63MPa下降到4.68MPa，日均產(chǎn)氣量由0.3819104m3/d增加到0.6830104m3/d。泡排后油套壓差減小1.97MPa，日產(chǎn)氣量增加0.3011104m3/d。 蘇6-9-7井基本數(shù)據(jù)井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大小（mm）配產(chǎn)（104m3/d）蘇6-9-7蘇6-1站23.618002.72.0蘇6-9-7井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇6-9-71.66.630.3819209.4179.4蘇6-9-7 采氣曲線及產(chǎn)水量和泡排劑加注量曲

34、線 三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇36-4-4井2007年7月18日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓20MPa。 蘇東36-4-4井從2010年6月24日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由10.35MPa下降到10.30MPa，日均產(chǎn)氣量由0.0402104m3/d下降到0.015104m3/d。分析可能與該井本身產(chǎn)量較低、地層能量不足有關(guān)。蘇36-4-4井基本數(shù)據(jù)井號(hào)所屬集氣站投產(chǎn)前套壓（MPa）節(jié)流器下深（m）節(jié)流嘴大?。╩m）配產(chǎn)（104m3/d）蘇36-4-4蘇36-2站20無(wú)1.2（原）蘇36-4-4井泡排前生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)油壓（MPa）套壓（MPa）產(chǎn)氣量（104m3/d）液面高度（m）油管油套環(huán)空蘇36-4-43.5610.350.040229.7蘇36-4-4 采氣曲線及產(chǎn)水量和泡排劑加注量曲線 三、泡沫排水采氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 蘇6-0-9井2007年8月16日投產(chǎn)，投產(chǎn)前套壓18MPa。蘇東6-0-9井從2010年6月27日開始進(jìn)行泡排，泡排后套壓由13.22MPa下降到