气藏气井生产动态分析题改图之令狐文艳创作

气藏气井生产动态分析题令狐文艳一、*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24.0×104m3/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，P cf16.0MPa，q g：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。

Pw sLgt**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。