彭水区块常压页岩气高效排采技术研究

发布时间：2021-04-17 18:07

　　彭水区块属于常压页岩气藏,压裂投产后无法自喷。在正常生产中也有地层水产出,由于地层能量不足、产气量低无法携液生产,因此,排采需求贯穿整个生产阶段。由于排液量变化大,不同开采阶段缺乏对应的合理排采方式,彭水页岩气的排液效率较低。为了确定适合彭水区块的高效排采方式,针对区块的排液特点,从经济和技术角度综合评价、优选了电潜泵+气举复合排采、同心管（小直径管）排采、自产气压缩机气举排采、外输气气举排采方式,形成了一套适合彭水区块常压页岩气的排采技术,气举排液的返排率达到72%,对提高彭水页岩气的开发效益具有一定的指导意义。 

【文章来源】：油气藏评价与开发. 2020,10(01)CSCD

【文章页数】：8 页

【部分图文】：

彭水气藏产液随时间变化特点

2015年9月5日，PY3井实施自产气气举排液。利用PY1、PY2井产出的天然气，通过气体压缩机从套管注入高压气体，吸入压力恒定在0.1 MPa，气量300 m3/h，套压在气举施工期间稳定在7.5～7.8 MPa，实施后增气0.3×104m3/d，增液3 m3/d（图2）。从生产曲线中可以看出，间歇气举效果明显，但产气量低，气举有效持续时间短，与注气量不足，排液不彻底有关。2015年12月7日连续气举累计施工时间12.4 h，套压4.2～6.7 MPa，油压0.25～0.6 MPa，产气量11 228 m3/d，产液量9.57 m3/d。气举后的产量高于临界携液气量0.8×104m3/d（图3），有效期85 d。

在PY1井开展了射流泵排液试验。射流泵频率39.0～40.5 Hz，泵压23.0～23.8 MPa，注水量30.48～139.68 m3/d，施工中排液量0.1 m3/h，井底积液无法排除，试验失败，原因分析见表3。从分析结果来看，该排液方式不适合彭水区块的低液量气井。1.4 套管排液和连续油管排液效果模拟分析

【参考文献】：
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本文编号：3143898