气藏气井生产动态分析报告题改图.docx
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气藏气井生产动态分析报告题改图
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7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4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38×104m3/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25×104m3/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：
00~11：
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
86.4.289：
00
0
14.25
9：
20
1000
14.93
0.068
9：
40
1500
15.27
0.068
10：
00
2000
15.61
0.068
10：
20
2271
15.80
0.070
10：
40
2700
16.10
0.070
11：
00
2950
16.28
0.072
2950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7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/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21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。
1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。
请依据该井1978~1990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2985.3—2985.42m，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30.5×104m3/d，产水1.8m3/d。
该井于1975年8月20日投产，定产25×104m3/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23×104m3/d加至28×104m3/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7〞×2850.3米，油管21/2〞×2940.1米，衬管5〞×2830.2~2980.1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6.5×104m3/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5.6×104m3/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：
00~12：
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
86.4.3010：
00
0
5.2
10：
20
1000
6.2
0.100
10：
40
1500
6.85
0.130
11：
00
2000
7.55
0.140
11：
20
2400
8.09
0.135
11：
40
2700
9.59
0.500
12：
00
2920
10.98
0.6318
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0.5MPa/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24.0×104m3/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24×104m3/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20—7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①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φ＜2%，渗透率K＜0.01×10-3um2。
完井测试6小时，稳定0.5小时，Pcf16.0MPa，qg：
70×104m3/d，不产地层水。
一点法计算绝对无阻流量200×104m3/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30×104m3/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30×104m3/d生产阶段，井口套压由30MPa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10×104m3/d，月降20×104m3/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
26
20
5.6
0.2
0.7426
0.09526
酸化后
26
25
13.8
0.5
0.30075
0.00887
（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TC41~TC33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35.0×104m3/d，稳定1：
00。
该井投产即进行稳定试井1次，随
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