资源预览内容
第1页 / 共13页
第2页 / 共13页
第3页 / 共13页
第4页 / 共13页
第5页 / 共13页
第6页 / 共13页
第7页 / 共13页
第8页 / 共13页
第9页 / 共13页
第10页 / 共13页
亲,该文档总共13页,到这儿已超出免费预览范围,如果喜欢就下载吧!
资源描述
气藏气井生产动态分析题一、*井位于构造顶部,该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝孔隙性气藏,该井于1984年4月28日完井,井深3058.4米,油层套管72890.3米,油管21/23023.3米,井段2880.62910.2米为浅灰色白云岩,2910.22943.5米为页岩,2943.53058.4米为深灰色白云岩,井底距离原始气水界面为107.2米,完井测试时,套压15.31MPa,油压14.98MPa,产气38104m3/d,产水2.1m3/d(凝析水)为纯气藏。该井于1986年2月23日10:30开井投产,定产量25104m3/d,实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始,气井生产套压缓慢上升,油压、气量、水量下降,氯根含量无明显变化。4月22日9:0011:00下井下压力计了解井筒压力梯度,变化情况见井下压力计原始记录。请结合该井的采气曲线和压力计原始记录:1、计算该井压力梯度;2、分析判断气井采气参数变化的原因。*井井下压力计原始测压记录测压时间井深(m)压力(MPa)压力梯度(MPa/100m)备注86.4.28 9:00014.259:20100014.930.0689:40150015.270.06810:00200015.610.06810:20227115.800.07010:40270016.100.07011:00295016.280.0722950遇阻答:该井在生产过程中套压上升,而油压下降,产气量、产水量下降,氯根含量不变(1)4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右,井筒基本为纯气柱。(2)下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅,气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。二、*井位于*气藏顶部,该气藏为砂岩孔隙性纯气藏,该井于1977年4月23日完井,井深1375.7m,油层套管71203.4米油管21/21298.8米,衬管51195.21324.9米,完井测试套压9.23MPa,油压8.83MPa,产气量19.4104m3/d,产水微。1978年2月3日10:00开井投产,投产初期套压8.82MPa,油压8.54MPa,产气21.2104m3/d,产水0.4m3/d。1990年12月,套压3.82MPa,产气4.3104m3/d。请依据该井19781990年的采气曲线特征划分生产阶段,并描述出该井各生产阶段的生产特征。答;根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段:(1)上升阶段(产层净化阶段):在此阶段,气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。(2)稳产阶段:产量基本上保持不变,仅压力下降,在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。(3)递减阶段:随差开采,当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时,产气量明显下降,递减速度快。(4)低压低产相对稳定阶段:产量、压力都很低,递减速度大大减慢,生产相对稳定,开采时间延续很长。三、井位于*气藏的北翼2号断层附近,该气藏为碳酸盐岩孔隙裂缝性边水气藏。该井于1974年7月23日完井,钻井过程中,钻井至井深2985.32985.42m,放空0.12m,完井测试时,地层压力29.15Mpa,井底流动压力28.13Mpa,套压22.5Mpa,油压21.8Mpa,产气30.5104m3/d,产水1.8m3/d。该井于1975年8月20日投产,定产25104m3/d,气井井口压力、气量、水量、氯根含量均较稳定,75年12月14日将产气量从23104m3/d加至28104m3/d,12月19日,气井生产参数发生突然变化(说见该井采气曲线图)。请利用该井采气曲线图结合完井资料,(1)分析气井生产参数变化的原因。(2)划分气井生产阶段,并描述出各阶段的生产特征。答:该井位于构造北翼2号断层附近,钻井过程中放空0.12m,孔隙、裂缝发育,完井测试时,生产压差小,产气量大,是一口高渗高产气井。12月14日加气后,气井油压、产气量下降,产水量、氯根含量上升快,套、油管压差大,反映气井为断裂性水特征。因此,气井生产参数变化为气井产地层水所致,气井产地层水的原因是加大气量不合理生产。根据该井的采气曲线特征,大致将该井划分为两个生产阶段:一是1975年8月20日12月19日为无水采气阶段,主要特征为:气井生产套压、油压、气量、水量、氯根含量稳定,套、油压差小,产水量、氯根含量低。二是1975年12月19日1976年1月15日。为带水生产阶段,其生产特征为:油压、气量下降快、稳定快,产水量、氯根含量上升快、稳定快,套油管压差大,垂管中流体阻力大。四、*井位于*气藏西南翼,该气藏为底水衬托的碳酸盐岩孔隙裂缝性气藏。该井于1985年3月24日完井,井深2980.5米,油层套管72850.3米,油管21/22940.1米,衬管52830.22980.1米,井底距离原始气水界面-6.32m,完井测试套压18.0MPa,油压17.0MPa,产气量6.5104m3/d,产水量17.0m3/d(地层水)。该井于1986年3月28日10:00开井投产,投产初期套压18.51MPa,油压17.20MPa,产气量5.6104m3/d,产水量16.3m3/d,气井井口压力、气量基本稳定。1989年4月17日开始,气井生产参数发生明显变化(采气曲线)4月30日10:0012:00下井下压力计实测井筒井压力梯度了解井筒压力,变化情况见井下压力计测压原始记录。(1)根据该井井下压力计测压数据计算油管中流体压力梯度;(2)根据该井采气曲线和压力梯度分析气井生产参数变化的原因。*井井下压力计原始测压记录测压时间井深(m)压力(MPa)压力梯度(MPa/100m)备注86.4.30 10:0005.210:2010006.20.10010:4015006.850.13011:0020007.550.14011:2024008.090.13511:4027009.590.50012:00292010.980.6318答:该井4月17日以后,生产数据中套压缓慢上升,油压、气量、水量下降,4月30日下井下压力计实测油管中流体压力梯度、井深2400m以下,压力梯度从0.141MPa/100升至0.5 MPa/100以上,反映该井井深2400以下的油管中有积液存在,说明该井在4月17日发生的变化主要原因是井筒(油管)积液所致。五、*井位于*气藏南翼,该气藏为底水衬托的碳酸盐裂缝孔隙气藏。该井于1983年6月17日完钻,井深2935.6m,井底距原始气水界面为27.6m,井身结构良好未进行酸化增产措施,完井测试套压19.51MPa,油压19.20MPa,产气24.0104m3/d,产水0.8m3/d(凝析水、纯气井)。1985年9月18日8:30开井生产,定产量24104m3/d,产水1.0m3/d,氯根含量、产水产气及井口压力发生缓慢变化,7月中旬气井生产参数基本稳定,具有明显的水锥型出水的基本特征(详见该井采气曲线图)。请利用采气曲线将该井3月2日7月31日,划出三个出水阶段,并描述出各出水阶段的生产特征。答:该井采气曲线反映该井为水锥形出水气井,依据其特征大致分为1986年3月2日4月10日为出水征兆阶段,此阶段特征为:氯根上升,气井产量、产水量、压力稳定。1986年4月10日5月20日为出水显示阶段,其特征为:氯根含量、产水量均有上升,井口压力、产气量、产水量、氯根含量均有较大波动。1986年5月207月3日为气井出水阶段(或气井出水产能递减阶段),此阶段气井井口压力,产量下降,水量上升,套油压差增大,各生产参数于7月20日以后基本趋于稳定。六、*井位于构造长轴北段偏东翼,临近号断层,产气层位:P132,岩性;石灰岩、钻井中在P132层曾放空0.5m,漏失泥浆70m3,岩芯分析,储层基质孔隙度2%,渗透率K0.0110-3um2。完井测试6小时,稳定0.5小时,Pcf16.0MPa,qg:70104m3/d,不产地层水。一点法计算绝对无阻流量200104m3/d,井口最大关井压力31.0MPa,原始地层压力:43.0MPa。该井为一单裂缝系统,含气面积及气水关系不清楚。投产后先定产30104m3/d生产两个月,之后定井口压力生产1个月,然后关井复压3个月,井口最高关井压力23.0MPa,尚未稳定,其生产及关井动态特征如图所示。请根据气井静、动态资料分析判断:(1)气井生产及关井动态特性;(2)储集层类型;(3)单井控制储量大小。*井第一次关井压力恢复曲线答:(1)气井生产特征为初始产量、压力高、生产压差小,但稳定性差,压力、产量递减速度快,压力恢复速度也较慢。定产30104m3/d生产阶段,井口套压由30 MPa下降到20MPa,下降10MPa,平均降6MPa,压力月递减为16.7%。定井口油压18MPa生产阶段,井口产量由30下降至10104m3/d,月降20104m3/d,产量月递减率平均高达66.7%。关井压力恢复速度很慢,关井3个月尚未稳定,最高关井压力为23.0MPa,较投产前井口最大关井压力31.0MPa低8.0MPa。(2)储层岩芯分析基质中和K均很低,不具备储渗条件,但该井孔洞,裂缝十分发育,表现在:气井位于断层附近,钻井中有放空和大量井漏现象,测试产量高、无阻流量大(一点法)压力恢复曲线初始段平缓,综合分析认为,该井储层属裂缝洞穴型。(3)气井压力恢复曲线呈凹型,生产中压力、产量递减有规律,不产地层水,储集层为裂缝隙洞穴型,分析气井压力,产量不稳定,不是地层水推进或泥浆污堵影响,而是该井裂缝系统控制储量较小的反映。七、根据下述资料和图件分析*井压裂酸化工作是否有效果(1)生产参数及试井分析A、B值参数时间套压(MPa)油压(MPa)产气量(104m3/d)产水量(m3/d)试 井 分 析摩擦阻力系数A惯性阻力系数B酸化前26205.60.20.74260.09526酸化后262513.80.50.300750.00887(2)酸化施工综合曲线图(3)压力恢复试井曲线图答:1、酸化施工综合曲线上明显可见,t1时刻泵压开始突降,排量和吸指同时上升,反映地层有压开的显示。到t2时刻后泵压、排量和吸指趋于相对稳定,地层吸收指数较高,反映井底附近堵塞已基本解除,地层渗透性能得到改善。2、酸化后压力恢复曲线直线段斜率明显比酸化前变小且试井分析A、B值都大大下降,都反映井底附近和稍远地带地层渗透性变好,流动阻力减小。3、生产参数对比,在井口套压相同条件下,酸化后日产气量较酸化前增加8.2万方,增幅2.5倍。综上所述,本次压裂酸化增产效果明显,近井地带产层污堵被解除,地层渗透性能得到较大改善。八、*井产层为TC41TC33岩性为白云岩、灰岩,孔隙裂缝储层,钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3,完井后,中型解堵酸化一次(40m3盐酸)测试井口产量35.0104m3/d,稳定1:00。该井投产即进行稳定试井1次,随后定产3035104m3/d,生产半年后关井复压稳定后,又进行第二次稳定试井,
网站客服QQ:2055934822
金锄头文库版权所有
经营许可证:蜀ICP备13022795号 | 川公网安备 51140202000112号