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文檔簡介
1、<p> P305—2井生產情況分析</p><p> 摘 要:普光305-2井是普光氣田邊水井之一,根據井的基礎數據及目前的井口壓力、氣水分析等數據,對氣井做出全面分析,為今后科學、合理的制訂生產制度提供依據。 </p><p> 關鍵詞:壓力 空隙度 氣水比 產能 </p><p><b> 一、基本情況 </b><
2、/p><p><b> 1.基本信息 </b></p><p> P305-2井位于四川盆地川東斷褶帶黃金口構造帶,處于普光2塊構造邊部,完鉆井深6020.00m(垂深:5576.52m),完鉆層位為二疊系長興組。全井最大井斜47.30o,方位331.80o,所在井深5216.00m;總水平位移1162.80m,總方位330.63°。最大狗腿度5.35
3、76;,所在井深4358m。固井質量綜合評價合格,對該井3510.0~5350.0m井段進行了兩次井徑測量,有97.0m厚的套管解釋為中度變形。 </p><p><b> 2.測井解釋成果 </b></p><p> 根據測井解釋成果得出:長興組共解釋氣層118.0m/21n。二類氣層30.7m/5n,三類氣層87.3m/16n,氣水同層10.7m/1n,水層7
4、6.1m/4n。 </p><p> 其中飛三段氣層不發(fā)育,物性差;長興組氣層,孔隙度在2.5-6.7%,平均孔隙度4.26%,孔隙度≥5%的解釋點占總數的23.8%,滲透率在0.051-3.612×10-3μm2,平均滲透率0.782×10-3μm2,滲透率均≥1.0×10-3μm2解釋點占總數的23.8%。 </p><p><b> 3.射
5、孔酸壓求產 </b></p><p> 射孔酸壓層位:長興組5788~5850.0m,井段跨度62.0m,累計射孔酸壓厚度59.4m/9n。壓裂液總量105.6m3,最高泵壓62.5MPa,一般排量1.5m3/min,停泵壓力29.1 MPa。 </p><p> 根據取得氣樣化驗情況,氣體主要成分為甲烷,甲烷含量77.40%,乙烷0.03%,丙烷0.00%,二氧化碳10.
6、70%、硫化氫10.99%、氮氣0.60%、氦氣0.259%;H2S含量為157.699g/m3。根據酸化后放噴求產井口油壓、溫度及氣產量等數據得出:8mm氣嘴求產油壓31.6MPa,產量為36×104m3/d。同時,根據井口壓力溫度數據折算井底流壓計算出無阻流量為94.08×104m3/d。 </p><p><b> 4.氣水關系 </b></p>&
7、lt;p> P305-2井長興組有兩套氣水系統,氣水界面分別位于井深5889.1m(海拔-5106.6m)、5961.4m(海拔-5159.7m)處。P305-2井射孔井段5788-5850m,距離水層39.1m,距離氣水同層(5878.4m)28.4m,開發(fā)生產受底水影響。 </p><p><b> 二、生產情況分析 </b></p><p><b
8、> 1.生產現狀 </b></p><p> 2010年10月13日,P305-2井投產。2012年累產氣量1.2581×108m3,累產液量0.1957×104m3,采出程度5.04% ,目前采氣速度2.92%。 </p><p><b> 2.生產階段劃分 </b></p><p> 根據生產曲
9、線、液樣組分、關井油壓與累產氣量變化曲線變化特征,可以劃分為以下四個階段: </p><p> 第一階段:殘酸返排期,日產氣量15萬方/天,日產液量由6.4 m3/d 緩慢降至2.5m3/d,液氣比由0.2緩慢降至0.16,單位內壓降24.37MPa/108m3,由于射開厚度小、儲層物性差、非均質性強、酸化規(guī)模小等原因,造成氣井開井后油壓下降較快,關井恢復時間長等現象。 </p><p>
10、; 第二階段:平穩(wěn)生產期,日產氣量15萬方/天,日產液量2.4 m3/d,液氣比0.16,單位內壓降18.3MPa/108m3 。 </p><p> 第三階段:出現水侵征兆,日產氣量20萬方/天,日產液量3.2 m3/d,液氣比0.16,單位內壓降3.96MPa/108m3。由于底水能量補充,造成油壓下降慢的現象。 </p><p> 第四階段:生產較為異常,日產氣量20萬方/天,
11、日產液量緩慢增至5.4 m3/d,液氣比0.28。由于批處理、更換腐蝕掛片等原因造成4次開關井,出現油壓異常下降的現象。采取放大壓差攜液等措施,目前生產平穩(wěn)。但此階段油壓下降明顯,日產液量及液氣比均上升,液樣組分中礦化度、氯離子含量和PH值均呈上升趨勢,有出水征兆。 </p><p><b> 3.連通性分析 </b></p><p> 長興組存在多個礁體,除普光
12、304-1井與普光305-2井下部礁體連通外,其余礁體不連通,P304-1井、P305-1井、P305-2井氣水界面分別為-5168m、-5234m、-5099m。 </p><p> 由靜態(tài)資料上可明顯得出:P305-2井和P304-1井儲層連通。結合下面動態(tài)資料綜合分析,當P305-2關井時,P304-1井生產油壓略升高,P304-1井關井時,P305-2井關井油壓上升明顯。 </p><
13、;p> 在2012年兩口井的生產動態(tài)特征上發(fā)現明顯的連通性特征。 </p><p> 4.生產異常原因分析 </p><p> 12月12日正常生產情況下(日產氣量18萬方/天),油壓從18.4MPa下降至12月17日的16.1MPa,12月18日采取提高氣量至23萬方/天排液的措施后,液氣比最高為0.48,油壓緩慢恢復正常。 </p><p> 4.
14、1再次開井生產后產出液異常增多 </p><p> 4.1.1產出液種類 </p><p><b> A、凝析水 </b></p><p> 在地層條件下以水蒸氣的形式存在,采出后由于溫度、壓力下降而析出。計算P305-2井凝析水含量為0.12m3/104m3,目前該井液氣比為0.2,說明產出液以凝析水為主。 </p>&l
15、t;p><b> B、可動水 </b></p><p> 當孔隙中含水飽和度大于束縛水飽和度時,有部分水在壓差驅動作用下流動。P305-2井的二類氣層:5%≤Φ<10%, 24%≤SW<50%;三類氣層:2%≤Φ<5%,38%≤SW<74%,儲層中含水飽和度遠大于束縛水飽和度。隨著生產壓差的增大,儲層中的可動水會流動出來,隨氣流進入井筒。 </p>
16、;<p> C、底水 底水侵入形式:視均質底水氣藏——水錐為主;裂縫發(fā)育非均質氣藏——裂縫水竄為主。該井投產層孔滲關系復雜,受裂縫影響大。 </p><p> 4.1.2產出液增多原因 </p><p> 當關井后,井筒內流態(tài)發(fā)生改變,形成積液。根據目前生產情況,運用Turner球狀模型,計算P305-2井攜液臨界流量為10.061×104m3/d;運用
17、李閔橢球狀模型,計算攜液臨界流量為8.361×104m3/d。目前該井產氣量20×104m3/d,滿足氣井攜液要求,所以當再次開井后,液量會明顯增加。 </p><p> 4.2再次開井生產時油壓異常降低 </p><p> 4.2.1關井造成井筒積液;前期氣井產水量較小,井筒流態(tài)為攜液較好的霧狀流,在霧狀流下,氣水混合均勻,能量運用充分,氣井帶液生產能力強,井筒中
18、持液率小,氣體速度遠高于臨界攜液速度,氣液滑脫損失小;當人為關井后,井筒流態(tài)會立刻改變,并形成井底積液,當再次開井時,在井筒的下部會首先出現段塞流,但是上部仍然是霧狀流,氣液滑脫損失增大,壓力損失增大。 </p><p> 4.2.2有底水竄進初期征兆,產液量較前期增大,氣井出水使單相氣體滲流轉變?yōu)闅馑畠上酀B流,不僅造成氣相滲透率降低,同時大量消耗地層能量,井筒內不能攜帶的積液降低生產壓差。 </p>
19、;<p><b> 5.產能分析 </b></p><p> 5.1泄氣半徑的計算 </p><p> 利用產能方程確定泄氣半徑(此公式中Pwf的取值對泄氣半徑計算的影響很大)。取12月31日生產數據,井口油壓16.0MPa,油溫40.1℃,日產氣量20.02×104m3/d,計算出Pwf為30.29MPa,計算得出泄氣半徑ri為352.
20、6米。由于該井受積液、關井恢復時間不足等影響,導致Pwf的取值偏小,使泄氣半徑ri計算值偏大。 </p><p><b> 5.2壓力恢復 </b></p><p> 關井時間:2012.9.2-2012.10.11,按照壓力恢復曲線要求錄取數據后繪制圖。 </p><p><b> 5.3合理產量 </b><
21、/p><p> 根據該井生產情況,上次長時間關井時間為2012.09.03—2012.10.11,推算出地層中部靜壓為41.01MPa,無阻流量為52.527×104m3/d,目前以22×104m3/d穩(wěn)定生產時,計算生產壓差約9.07MPa,臨界攜液流量為10.061×104m3/d,由于該井水侵特征較明顯,綜合分析認為目前生產壓差偏大,應降低產量至無阻流量的1/5-1/3(10.5
22、×104m3/d—17.5×104m3/d),綜合前期生產特征,認為15×104m3/d是生產較為穩(wěn)定的合理產量,生產壓差控制在7MPa以內,同時要保持穩(wěn)定生產,避免開關井。 </p><p> 5.4底水突破時間預測 </p><p> 根據底水突進臨界產量公式計算,普光305-2井射開氣層59.4m(5788.0~5850.0m),氣水邊界距離井底距離
23、28.4m。 </p><p> 由于底水突破時間受裂縫影響和據氣水界面高度影響較大,根據鄰井長興組氣水界面附近取心資料顯示,巖性主要是粉細晶溶孔砂屑白云巖,微細裂縫較發(fā)育,相互交織呈網狀,裂縫開啟度在40-60%左右可看出,該井K垂/K水平取值范圍較大(0.1-5),當取值0.2時理論計算下,氣井配產15×104m3/d,底水突破時間1087天(2.97年),氣井配產20×104m3/d,
24、底水突破時間815天(2.29年),目前該井水侵特征較為明顯,綜合生產特征分析認為底水突破時間預測與實際生產特征相符。 </p><p><b> 三、認識與建議 </b></p><p><b> 1.認識 </b></p><p> 1.1該井產能較小,關井壓力恢復慢,反映儲層厚度較薄、物性較差的特征。 <
25、/p><p> 1.2該井投產層孔滲關系復雜,受裂縫影響大。 </p><p> 1.3該井水侵特征較為明顯,由于底水能量補充,目前單位內壓降明顯減小。 </p><p> 1.4投產層與P304-1井礁體連通,生產特征上也反映出這兩口井連通性較好,氣井出水對鄰井有一定影響,該井一旦見水,就會使采收率大大降低。 </p><p> 1.5
26、計算得出該井無阻流量為52.527×104m3/d,該井合理產量應在15×104m3/d,生產壓差在7MPa以內,同時要保持穩(wěn)定生產,避免開關井。 </p><p><b> 2.建議 </b></p><p> 2.1液樣組分中礦化度和氯離子含量均呈上升趨勢,建議現階段加密取樣。 </p><p> 2.2做生產測井
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