氣藏氣井生產動態分析題改圖

..氣藏氣井生產動態分析題一、*井位于構造頂部,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽巖裂縫—孔隙性氣藏,該井于1984年4月28日完井,井深3058.4米,油層套管7〞×2890.3米,油管21/2〞×3023.3米,井段2880.6~2910.2米為淺灰色白云巖,2910.2~2943.5米為頁巖,2943.5~3058.4米為深灰色白云巖,井底距離原始氣水界面為107.2米,完井測試時,套壓15.31MPa,油壓14.98MPa,產氣38×104m3該井于1986年2月23日10：30開井投產,定產量25×104m3/d,實際生產情況見采氣曲線圖。1986年4月3日請結合該井的采氣曲線和壓力計原始記錄：1、計算該井壓力梯度；2、分析判斷氣井采氣參數變化的原因。**井井下壓力計原始測壓記錄測壓時間井深〔m壓力〔MPa壓力梯度〔MPa/100m備注86.4.289：00014.259：20100014.930.0689：40150015.270.06810：00200015.610.06810：20227115.800.07010：40270016.100.07011：00295016.280.0722950遇阻答：該井在生產過程中套壓上升,而油壓下降,產氣量、產水量下降,氯根含量不變〔14月28日井下壓力計測井筒壓力梯度為0.070Mpa/100m左右,井筒基本為純氣柱。〔2下井下壓力計在井深2950m處遇阻表明油管不通暢,氣井生產參數變化的原因為油管下部節流所致。二、**井位于**氣藏頂部,該氣藏為砂巖孔隙性純氣藏,該井于1977年4月23日完井,井深1375.7m,油層套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米,襯管5〞×1195.2~1324.9米,完井測試套壓9.23MPa,油壓8.83MPa,產氣量19.4×104m3/d,產水微。1978年2月3日10：00開井投產,投產初期套壓8.82MPa,油壓8.54MPa,產氣21.2×104m3請依據該井1978~1990年的采氣曲線特征劃分生產階段,并描述出該井各生產階段的生產特征。答；根據該井采氣曲線特征大致劃分為四個生產階段：〔1上升階段〔產層凈化階段：在此階段,氣井產量、井口壓力、無阻流量隨著井下滲濾條件的逐漸改善而逐步上升。〔2穩產階段：產量基本上保持不變,僅壓力下降,在曲線上表現出產量平穩而壓力下降的生產過程。〔3遞減階段：隨差開采,當氣井能量不足以克服地層的流動阻力、井筒的阻力和地面設備的阻力時,產氣量明顯下降,遞減速度快。〔4低壓低產相對穩定階段：產量、壓力都很低,遞減速度大大減慢,生產相對穩定,開采時間延續很長。三、×井位于*氣藏的北翼2號斷層附近,該氣藏為碳酸鹽巖孔隙——裂縫性邊水氣藏。該井于1974年7月23日完井,鉆井過程中,鉆井至井深2985.3—2985.42m,放空0.12m,完井測試時,地層壓力29.15Mpa,井底流動壓力28.13Mpa,套壓22.5Mpa,油壓21.8Mpa,產氣30.5×104m3該井于1975年8月20日投產,定產25×104m3/d,氣井井口壓力、氣量、水量、氯根含量均較穩定,75年12月14日將產氣量從23×104m3請利用該井采氣曲線圖結合完井資料,〔1分析氣井生產參數變化的原因。〔2劃分氣井生產階段,并描述出各階段的生產特征。答：該井位于構造北翼2號斷層附近,鉆井過程中放空0.12m,孔隙、裂縫發育,完井測試時,生產壓差小,產氣量大,是一口高滲高產氣井。12月14日加氣后,氣井油壓、產氣量下降,產水量、氯根含量上升快,套、油管壓差大,反映氣井為斷裂性水特征。因此,氣井生產參數變化為氣井產地層水所致,氣井產地層水的原因是加大氣量不合理生產。根據該井的采氣曲線特征,大致將該井劃分為兩個生產階段：一是1975年8月20日—12月19日為無水采氣階段,主要特征為：氣井生產套壓、油壓、氣量、水量、氯根含量穩定,套、油壓差小,產水量、氯根含量低。二是1975年12月19日—1976年1月15日。為帶水生產階段,其生產特征為：油壓、氣量下降快、穩定快,產水量、氯根含量上升快、穩定快,套油管壓差大,垂管中流體阻力大。四、**井位于**氣藏西南翼,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽巖孔隙——裂縫性氣藏。該井于1985年3月24日完井,井深2980.5米,油層套管7〞×2850.3米,油管21/2〞×2940.1米,襯管5〞×2830.2~2980.1米,井底距離原始氣水界面-6.32m,完井測試套壓18.0MPa,油壓17.0MPa,產氣量6.5×104m3該井于1986年3月28日10：00開井投產,投產初期套壓18.51MPa,油壓17.20MPa,產氣量5.6×104m3/d,產水量16.3m3/d,氣井井口壓力、氣量基本穩定。〔1根據該井井下壓力計測壓數據計算油管中流體壓力梯度；〔2根據該井采氣曲線和壓力梯度分析氣井生產參數變化的原因。**井井下壓力計原始測壓記錄測壓時間井深〔m壓力〔MPa壓力梯度〔MPa/100m備注86.4.3010：0005.210：2010006.20.10010：4015006.850.13011：0020007.550.14011：2024008.090.13511：4027009.590.50012：00292010.980.6318答：該井4月17日以后,生產數據中套壓緩慢上升,油壓、氣量、水量下降,4月30日下井下壓力計實測油管中流體壓力梯度、井深2400m以下,壓力梯度從0.141MPa/100升至0.5MPa/100以上,反映該井井深2400以下的油管中有積液存在,說明該井在4月17日發生的變化主要原因是井筒〔油管積液所致。五、**井位于**氣藏南翼,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽裂縫—孔隙氣藏。該井于1983年6月17日完鉆,井深2935.6m,井底距原始氣水界面為27.6m,井身結構良好未進行酸化增產措施,完井測試套壓19.51MPa,油壓19.20MPa,產氣24.0×104m3/d,產水0.8m3/d〔凝析水、純氣井。1985年9月18日8：30開井生產,定產量24×請利用采氣曲線將該井3月2日~7月31日,劃出三個出水階段,并描述出各出水階段的生產特征。答：該井采氣曲線反映該井為水錐形出水氣井,依據其特征大致分為1986年3月2日—4月10日為出水征兆階段,此階段特征為：氯根上升,氣井產量、產水量、壓力穩定。1986年4月10日—5月20日為出水顯示階段,其特征為：氯根含量、產水量均有上升,井口壓力、產氣量、產水量、氯根含量均有較大波動。1986年5月20—7月3日為氣井出水階段〔或氣井出水產能遞減階段,此階段氣井井口壓力,產量下降,水量上升,套油壓差增大,各生產參數于7月20日以后基本趨于穩定。六、**井位于構造長軸北段偏東翼,臨近①號斷層,產氣層位：P132,巖性；石灰巖、鉆井中在P132層曾放空0.5m,漏失泥漿70m3,巖芯分析,儲層基質孔隙度φ＜2%,滲透率K＜0.01×10-3um2。完井測試6小時,穩定0.5小時,Pcf16.0MPa,qg：70×104m3該井為一單裂縫系統,含氣面積及氣水關系不清楚。投產后先定產30×104請根據氣井靜、動態資料分析判斷：〔1氣井生產及關井動態特性；〔2儲集層類型；〔3單井控制儲量大小。**井第一次關井壓力恢復曲線答：〔1氣井生產特征為初始產量、壓力高、生產壓差小,但穩定性差,壓力、產量遞減速度快,壓力恢復速度也較慢。定產30×104m3/d生產階段,井口套壓由30MPa下降到20MPa,下降10MPa,平均降6MPa,壓力月遞減為16.7%。定井口油壓18MPa生產階段,井口產量由30下降至10×104m3/d,月降20×104m3/d,產量月遞減率平均高達66.7%。關井壓力恢復速度很慢,關井3個月尚未穩定,最高關井壓力為23.0MPa,較投產前井口最大關井壓力31.0MPa低8.0MPa。〔2儲層巖芯分析基質中和K均很低,不具備儲滲條件,但該井孔洞,裂縫十分發育,表現在：氣井位于斷層附近,鉆井中有放空和大量井漏現象,測試產量高、無阻流量大〔一點法壓力恢復曲線初始段平緩,綜合分析認為,該井儲層屬裂縫~洞穴型。〔3氣井壓力恢復曲線呈凹型,生產中壓力、產量遞減有規律,不產地層水,儲集層為裂縫隙——洞穴型,分析氣井壓力,產量不穩定,不是地層水推進或泥漿污堵影響,而是該井裂縫系統控制儲量較小的反映。七、根據下述資料和圖件分析*井壓裂酸化工作是否有效果<1>生產參數及試井分析A、B值參數時間套壓〔MPa油壓〔MPa產氣量〔104產水量〔m3/d試井分析摩擦阻力系數A慣性阻力系數B酸化前26205.60.20.74260.09526酸化后262513.80.50.300750.00887〔2酸化施工綜合曲線圖〔3壓力恢復試井曲線圖答：1、酸化施工綜合曲線上明顯可見,t1時刻泵壓開始突降,排量和吸指同時上升,反映地層有壓開的顯示。到t2時刻后泵壓、排量和吸指趨于相對穩定,地層吸收指數較高,反映井底附近堵塞已基本解除,地層滲透性能得到改善。2、酸化后壓力恢復曲線直線段斜率明顯比酸化前變小且試井分析A、B值都大大下降,都反映井底附近和稍遠地帶地層滲透性變好,流動阻力減小。3、生產參數對比,在井口套壓相同條件下,酸化后日產氣量較酸化前增加8.2萬方,增幅2.5倍。綜上所述,本次壓裂酸化增產效果明顯,近井地帶產層污堵被解除,地層滲透性能得到較大改善。八、*井產層為TC41~TC33巖性為白云巖、灰巖,孔隙——裂縫儲層,鉆井中曾在產層段漏失泥漿53m3,完井后,中型解堵酸化一次〔40m3鹽酸測試井口產量35.0×該井投產即進行穩定試井1次,隨后定產30~35×104m答：該井完鉆試測和第1次穩定試井均表現出測點穩定程度差的現象,這是鉆井和酸化進入產層的泥漿和殘酸液末排完,生產中聚集井和進入井筒干擾所致。經過半年的大產量〔30~35×104m3/d生產,分析井底附近和井筒中泥漿和殘酸已基本排出到地面。第二次穩定試井二項式指示曲線明顯落在第一次,且各測點線性關系好,指示線斜率變小,這是產層得到凈化滲透條件變好的反映。九、*井為一純氣井,產層C2,巖性白云巖,裂縫——孔隙性儲層,該井投產后以10×104請根據上述資料分析氣井類型〔產量和產層滲透性目前地層壓力：PR=35.000MPa二項式產氣方程：PR2—PWf2=0.26500qg+0.00090qg2答：該井為裂縫—孔隙性儲層,壓力恢復速度快,經1小時即基本達到穩定曲線形狀為"廠"字型,穩定試井二項式指示曲線平緩,各測點穩定程度好,線性關系好,這些都是儲層滲透性較高的反映。利用二項式產氣方程,計算該井絕對無阻流量〔QAOF為1028.69×104m3/d屬高產氣井,因此該氣井可定為同產高滲型氣井。一十、由圖回答下列問題1>、該氣藏的類型是什么？2>、投產初期哪口井產量低？為什么？3>、哪口井產量下降快？為什么？4>、在氣田開采中對這兩口井應采取什么措施？答：1>、由圖1、圖2知該井為邊水斷層封閉單斜氣藏。2>、由圖3知投產初期1號井因污染嚴重,比2號井產量低。3>、由于2號井離氣水邊界近,投產后是水早產量下降快。4>、由于1號井井下污染嚴重,所以應進行氣層改造,解除井底附近污染,提高氣層滲透性。對2號井應控制一定壓差生產,防止氣井過早見水及水淹。一十一、根據下列曲線說明氣井產量下降原因及應采取的措施？氣藏的驅動類型？答：1、指示曲線表明,由于截距和斜率都變大,說明氣井產量下降的原因可能是井底污染嚴重程度增加及氣體在地層中的滲透率下降所致。2、兩條流入動態曲線的起點壓力值一樣,說明地層壓力沒下降應該是水壓驅動。一十二、**集氣站管理A、B、C、D、E等生產氣井,5口氣井均在進站保溫后二次節流降壓,然后分離、計量、集中計量〔總計量,化工廠用氣,化工廠安裝有一臺總計量裝置,作為對口計量。1991年8月27日12：30當班職工發現氣井各井流量計靜差壓發生突然變化,輸氣壓力從2.5MPa下降到2.3MPa,同時通過詢問化工廠的用氣情況,并將當時收集的資料數據列于下表,請根據表中的數據,分析變化原因,并提出處理意見。井號12：0012：30靜壓〔格差壓〔格靜壓〔格差壓〔格A80.472.378.277.3B80.068.478.073.5C80.258.578.163.6D79.879.377.984.4E80.364.278.269.5集氣站總計量79.672.077.677.5化工廠總計量76.578.365.852.8答：根據表中的數據反映,說明集氣站至化工廠的輸氣管線破裂漏氣。依據是：A、B、C、D、E等5口氣井的流量計靜壓下降2格,差壓上升5格,供氣量有些上升,總計量的氣量同樣上升,而化工廠的對口計量靜、差后格數反而下降,用戶接收到的氣量減少、靜壓下降,表明壓力下降,說明集氣站至化工廠之間的輸氣管線有破裂漏氣。處理：〔1關井或放空；〔2關輸氣閥截斷氣源,停止供氣；〔3通知用戶,說明停氣原因；〔4補焊輸氣管線。13、*氣藏為碳酸鹽巖裂縫—孔隙性氣藏,產層埋藏深度為4100~4150m,1987年先后鉆獲A、B、C、D、E等5口氣井,為摸清該氣藏壓力系統、井間關系,1988年6月1日00：00,A、B、C井同時開井試生產,進行井間干擾試驗,〔6月9日24：00關井恢復壓力,鄰近的D、E井作觀察井觀察壓力變化,6月14日00：00試驗結束,現將這次試驗資料數據列于下表,請根據表中的試驗資料數據,分析該氣藏有幾個壓力系統。注表中6月1日0：00關井的壓力數據均為原始關井壓力。6月1日0：006月3日0；006月5日0：006月7日0：006月9日0：006月11日0：006月13日0；006月14日0：00A井B井C井D井E井33.038.526.026.026.028.023.024.025.026.019.028.023.024.026.08.028.021.022.026.02.029.019.020.026.09.029.021.022.026.014.029.022.024.026.020.029.024.025.026.0答：該氣藏可以劃分為4個壓力系統：A井、B井與其它氣井,投產前的原始關井壓力不同,屬于不同的壓力系統,C井、D井、E井投產前的原始關井壓力一致,均為26.0MPa在井間干擾試驗中,僅D井受C井開、關井干擾影響,屬于同一壓力系統,E井不受C井的開關井影響,屬于獨立壓力系統,因此該氣藏的5口氣井中有四個壓力系統,即；A井、B井、C井、E井等四個壓力系統。一十四、*集氣站管理A、B、C、D、E等5口生產氣井,5口氣井均在進站保溫后二次節流降壓,然后分離、計量,集中計量后,供一家鋼廠用氣,鋼廠在進廠時安裝有一臺總計量作為與集氣站的對口計量裝置,輸氣管線的工作壓力為4.5MPa。1991年1月23日2：30,值班職工發現A、B、C、D、E等各井流量計靜、差壓突然變化,輸氣壓力從2.5上升到3.0MPa,馬上通過在詢問鋼廠的用氣情況,現將當時收集到的資料數據列于下表,請根據表中的數據分析變化原因,并提出處理意見。井號2：002：30靜壓〔格差壓〔格靜壓〔格差壓〔格A66.078.572.068.4B65.875.471.865.8C65.965.371.955.2D65.756.671.746.4E65.872.871.861.5集氣站總計量65.578.571.467.3鋼廠總計量63.274.651.448.5答：根據表中數據反映；集氣站至鋼廠的輸氣管有局部靜、差壓下降,表明鋼廠接收到的氣量減少,靜壓下降,反映壓力下降。集氣站A、B、C、D、E井的靜壓上升6格左右,差壓下降10格左右,表明各井的產氣量有所減少,總計量所記氣量同樣反映為下降,輸氣壓力反而從2.5MPa上升到8.0MPa,說明集氣站至鋼廠之間的輸氣管線有局部堵塞,或鋼廠壓低用氣量。處理：輸氣管線工作壓力為4.5MPa,目前實際壓力為3.0MPa,可一方面觀察輸氣壓力變化,一方面分析管線堵原因,根據堵塞原因采取解堵措施解堵。與鋼廠聯系,若為鋼廠壓低用氣量,則集氣站相應壓低供氣量。一十五、**集氣站管理A、B、C、D、E等5口生產氣井,5口氣井均在站外,采用集氣支線輸至集氣站保溫,節流降壓、分離、計量,然后通過匯管集中計量后輸送至用戶。該集氣站的所有氣井均在進站保溫后采用針型閥進行二次節流降壓,所使用的流量計均為雙波紋管差壓流量計。1991年9月15日13：15,值班工人發現A井流量計差壓格子數從72格下降至0格以內,立即檢查站內其它氣井,同樣有所變化,現將該集氣站13：15前后資料變化情況列于下表,請你根據此表中數據分析變化原因,并提出處理意見。井號13：0013：15進站壓力〔MPa靜壓〔格子數差壓〔格子數進站壓力〔MPa靜壓〔格子數差壓〔格子數ABCDE總計量匯管壓力4.26.45.34.83.52.583.082.882.582.482.082.07261.452.483.379.278.00.46.25.34.63.379.580.380.580.381.080.80以內76.068.590.789.776.0答：該井集氣站的資料變化反映：A井井口至集氣站的集支線已斷裂脫落。依據是：1、總計量流量計靜、差壓下降,表明集氣站接收到的氣量減少,而B、C、D、E等4口井計量靜壓下降不多,差壓上升均在10格以上,表明此4口井的氣量均有所增加,說明此4口井集氣支線工作正常,A井靜、差壓均下降,而且差壓下降到0格以內,進站壓力從4.2下降至0.4MPa,而輸氣壓是2.4MPa嚴重低于匯管壓力,表明是A井從井口至集氣站的集氣支線已斷裂脫落,產生倒輸所致。處理：1、關進站針型閥,關井口生產控制閥切斷氣源；2、組織補焊輸氣管線,及時開井生產。一十六、**井位于**氣藏北翼某集氣站內,1987年4月21日完井后,于4月23日8：30開井試生產,開井前,該井關井套壓18.45MPa,油壓17.52MPa,試生產情況如下表所示,請根據表中生產數據分析該井生產參數變化的原因。時間套壓MPa油壓MPa氣量104水量m3/d4月24日10．729．203．025．04月25日10．709．803．124．04月26日10．709．803．218．04月27日10．749．895．07．04月29日10．7510．428．57．05月1日10．7610．459．41．25月3日10．7810．489．51．15月5日10．7810．489．51．05月7日10．7810．489．50．9答：該井完井后未進行放噴測試就進行試生產,有大量的鉆井液集中于井筒內,產層中油壓比套壓低1.07MPa,在試生產過程中,生產壓差較大,井內、產層中的鉆井液被帶出,日產水量逐漸減少,產層隨之得到凈化,產層阻力損失隨之減少,氣井的套壓、油壓、氣量逐漸上升,因此該井生產參數變化的原因是產層凈化所致。一十七、**氣藏為碳酸鹽巖孔隙——裂縫性氣藏,1987年8月1日0點A、B兩口相鄰的氣井同時開井試生產,8月4日井號7月31日24：008月1日24：008月2日24：008月3日24：008月4日24：008月5日24：008月6日24：008月7日24：008月8日24：00A井套壓〔MPa油壓〔MPa產氣〔1036.528.022.014.06.010.014.519.020.036.526.021.012.04.09.014.019.020.03.81.71.51.2B井套壓〔MPa油壓〔MPa產氣〔1036.034.034.034.034.035.535.535.535.536.030.530.530.530.535.535.535.535.532.032.032.032.0答：兩氣井投產前關井壓力基本相似,其中A井試生產時,井口壓力低、生產壓差大、產氣量小、井口壓力、產氣量下降快。關井時壓力恢復緩,試井產層滲透性差,產層滲濾阻力損失大,屬低產氣井,該氣藏產層巖性為碳酸鹽巖,該井與滲透性好的B井相鄰,建議采用鹽酸進行壓裂酸化,改善產層滲透性。B井在試生產時,井口生產壓力高,生產壓差小,產氣量大,開關井壓力、產氣量穩定快,動操作后24小時壓力已穩定,表時該井產層滲透性好,屬于高滲高產氣井,可以不進行酸化。一十八、**集氣站管理A、B、C、D等4口生產氣井,4口生產井均在進站處采用集氣支線輸至站內保溫、節流、降壓、分離計量,然后集中計量后輸至用戶。4口氣井未產凝析水,井口壓力較高,采用在進站保溫后二次節流降壓。1991年1月20日4：00值班職工巡回檢查時發現A井流量計差壓從72格緩慢下降至10格,其它三口井差壓均上升5格左右,總計量差壓下降,所有流量計靜壓均有所下降,然后檢查壓力資料,現將檢查所獲資料數據列于下表,請根據下列表中數據分析該站變化的原因,并提出處理措施。井號2：004：00進站壓力MPa分離器壓力MPa靜壓差壓〔格進站壓力MPa分離器壓力MPa靜壓差壓〔格A井6.42.083.072.08.42.081.910B井4.22.082.881.44.22.081.886.5C井5.32.082.582.45.32.081.487.0D井4.82.082.483.34.82.081.388.2總計量82.079.281.074.8答：該井站資料數據反映：A井進站節流閥有堵,依據是：〔1A井流量計差壓從72格下降到10格,氣井產量減少85%左右,其余三井差壓上升,總計量差壓下降,靜壓均有所下降,表明輸氣管線工作正常。〔2A井進站壓力從6.4MPa上升到8.4MPa,流量計靜壓略有下降,分離器壓力未變,說明計量裝置、分離器工作正常,堵點應在進站節流閥處。處理措施：分析堵塞原因,解除堵塞。檢查保溫設備,加強保溫,防止節流閥處形成水合物堵塞。一十九、**井井位于**氣藏東北翼低滲帶,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽巖孔隙—裂隙性弱彈性水驅氣藏。該井于1978年10月25日完井,井深2985.3m,油層套壓7〞×2850.4m,襯管5〞×2810.2-2984.8m,油管21/2〞×2824.5m。1979年1月30日8：30開井投產,投產初期,套壓16.36Mpa,油壓16.02Mpa,產氣量7.8×104m3/d,產水微量。90年12月,套壓6.82Mpa,油壓4.2Mpa,產氣4.0×104m3/d,產水量15.0m3/d,氣井帶水正常。91年8月1日,套壓6.9Mpa,油壓3.4Mpa,產氣量2.8×104m3/d,產水14.7m3/d,氣井開始股狀噴水,8月10日,套壓升至8.2Mpa,油壓降至2.2Mpa,產氣量2.1×10請回答：1、氣井近期生產變化原因？2、氣井出水類型？3、井筒有無積液？4、應采取何種措施？答：該井變化的原因是井筒內積液所造成的,依據是：該井