p305—2井生產情況分析

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