p305—2井生產(chǎn)情況分析

1、<p>　　P305—2井生產(chǎn)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(jù)井的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及目前的井口壓力、氣水分析等數(shù)據(jù)，對氣井做出全面分析，為今后科學(xué)、合理的制訂生產(chǎn)制度提供依據(jù)。 </p><p>　　關(guān)鍵詞：壓力 空隙度 氣水比 產(chǎn)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(gòu)造帶，處于普光2塊構(gòu)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(zhì)量綜合評價(jià)合格，對該井3510.0～5350.0m井段進(jìn)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(jù)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(diǎn)占總數(shù)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(diǎn)占總數(shù)的23.8%。 </p><p><b>　　3.射

5、孔酸壓求產(chǎn) </b></p><p>　　射孔酸壓層位：長興組5788～5850.0m，井段跨度62.0m，累計(jì)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(jù)取得氣樣化驗(yàn)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?dú)?.60%、氦氣0.259%；H2S含量為157.699g/m3。根據(jù)酸化后放噴求產(chǎn)井口油壓、溫度及氣產(chǎn)量等數(shù)據(jù)得出：8mm氣嘴求產(chǎn)油壓31.6MPa，產(chǎn)量為36×104m3/d。同時(shí)，根據(jù)井口壓力溫度數(shù)據(jù)折算井底流壓計(jì)算出無阻流量為94.08×104m3/d。 </p><p><b>　　4.氣水關(guān)系 </b></p>&

7、lt;p>　　P305-2井長興組有兩套氣水系統(tǒng)，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(chǎn)受底水影響。 </p><p><b>　　二、生產(chǎn)情況分析 </b></p><p><b

8、>　　1.生產(chǎn)現(xiàn)狀 </b></p><p>　　2010年10月13日，P305-2井投產(chǎn)。2012年累產(chǎn)氣量1.2581×108m3，累產(chǎn)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(chǎn)階段劃分 </b></p><p>　　根據(jù)生產(chǎn)曲

9、線、液樣組分、關(guān)井油壓與累產(chǎn)氣量變化曲線變化特征，可以劃分為以下四個(gè)階段： </p><p>　　第一階段：殘酸返排期，日產(chǎn)氣量15萬方/天，日產(chǎn)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(nèi)壓降24.37MPa/108m3，由于射開厚度小、儲層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、酸化規(guī)模小等原因，造成氣井開井后油壓下降較快，關(guān)井恢復(fù)時(shí)間長等現(xiàn)象。 </p><p>

10、;　　第二階段：平穩(wěn)生產(chǎn)期，日產(chǎn)氣量15萬方/天，日產(chǎn)液量2.4 m3/d，液氣比0.16，單位內(nèi)壓降18.3MPa/108m3 。 </p><p>　　第三階段：出現(xiàn)水侵征兆，日產(chǎn)氣量20萬方/天，日產(chǎn)液量3.2 m3/d，液氣比0.16，單位內(nèi)壓降3.96MPa/108m3。由于底水能量補(bǔ)充，造成油壓下降慢的現(xiàn)象。 </p><p>　　第四階段：生產(chǎn)較為異常，日產(chǎn)氣量20萬方/天，

11、日產(chǎn)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(guān)井，出現(xiàn)油壓異常下降的現(xiàn)象。采取放大壓差攜液等措施，目前生產(chǎn)平穩(wěn)。但此階段油壓下降明顯，日產(chǎn)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(gè)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(jié)合下面動態(tài)資料綜合分析，當(dāng)P305-2關(guān)井時(shí)，P304-1井生產(chǎn)油壓略升高，P304-1井關(guān)井時(shí)，P305-2井關(guān)井油壓上升明顯。 </p><

13、;p>　　在2012年兩口井的生產(chǎn)動態(tài)特征上發(fā)現(xiàn)明顯的連通性特征。 </p><p>　　4.生產(chǎn)異常原因分析 </p><p>　　12月12日正常生產(chǎn)情況下（日產(chǎn)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(fù)正常。 </p><p>　　4.

14、1再次開井生產(chǎn)后產(chǎn)出液異常增多 </p><p>　　4.1.1產(chǎn)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(jì)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(chǎn)出液以凝析水為主。 </p>&l

15、t;p><b>　　B、可動水 </b></p><p>　　當(dāng)孔隙中含水飽和度大于束縛水飽和度時(shí)，有部分水在壓差驅(qū)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(yuǎn)大于束縛水飽和度。隨著生產(chǎn)壓差的增大，儲層中的可動水會流動出來，隨氣流進(jìn)入井筒。 </p>

16、;<p>　　C、底水 　　底水侵入形式：視均質(zhì)底水氣藏——水錐為主；裂縫發(fā)育非均質(zhì)氣藏——裂縫水竄為主。該井投產(chǎn)層孔滲關(guān)系復(fù)雜，受裂縫影響大。 </p><p>　　4.1.2產(chǎn)出液增多原因 </p><p>　　當(dāng)關(guān)井后，井筒內(nèi)流態(tài)發(fā)生改變，形成積液。根據(jù)目前生產(chǎn)情況，運(yùn)用Turner球狀模型，計(jì)算P305-2井?dāng)y液臨界流量為10.061×104m3/d；運(yùn)用

17、李閔橢球狀模型，計(jì)算攜液臨界流量為8.361×104m3/d。目前該井產(chǎn)氣量20×104m3/d，滿足氣井?dāng)y液要求，所以當(dāng)再次開井后，液量會明顯增加。 </p><p>　　4.2再次開井生產(chǎn)時(shí)油壓異常降低 </p><p>　　4.2.1關(guān)井造成井筒積液；前期氣井產(chǎn)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(yùn)用充分，氣井帶液生產(chǎn)能力強(qiáng)，井筒中

18、持液率小，氣體速度遠(yuǎn)高于臨界攜液速度，氣液滑脫損失??；當(dāng)人為關(guān)井后，井筒流態(tài)會立刻改變，并形成井底積液，當(dāng)再次開井時(shí)，在井筒的下部會首先出現(xiàn)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(jìn)初期征兆，產(chǎn)液量較前期增大，氣井出水使單相氣體滲流轉(zhuǎn)變?yōu)闅馑畠上酀B流，不僅造成氣相滲透率降低，同時(shí)大量消耗地層能量，井筒內(nèi)不能攜帶的積液降低生產(chǎn)壓差。 </p>

19、;<p><b>　　5.產(chǎn)能分析 </b></p><p>　　5.1泄氣半徑的計(jì)算 </p><p>　　利用產(chǎn)能方程確定泄氣半徑（此公式中Pwf的取值對泄氣半徑計(jì)算的影響很大）。取12月31日生產(chǎn)數(shù)據(jù)，井口油壓16.0MPa，油溫40.1℃，日產(chǎn)氣量20.02×104m3/d，計(jì)算出Pwf為30.29MPa，計(jì)算得出泄氣半徑ri為352.

20、6米。由于該井受積液、關(guān)井恢復(fù)時(shí)間不足等影響，導(dǎo)致Pwf的取值偏小，使泄氣半徑ri計(jì)算值偏大。 </p><p><b>　　5.2壓力恢復(fù) </b></p><p>　　關(guān)井時(shí)間：2012.9.2-2012.10.11，按照壓力恢復(fù)曲線要求錄取數(shù)據(jù)后繪制圖。 </p><p><b>　　5.3合理產(chǎn)量 </b><

21、/p><p>　　根據(jù)該井生產(chǎn)情況，上次長時(shí)間關(guān)井時(shí)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(chǎn)時(shí)，計(jì)算生產(chǎn)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(rèn)為目前生產(chǎn)壓差偏大，應(yīng)降低產(chǎn)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(chǎn)特征，認(rèn)為15×104m3/d是生產(chǎn)較為穩(wěn)定的合理產(chǎn)量，生產(chǎn)壓差控制在7MPa以內(nèi)，同時(shí)要保持穩(wěn)定生產(chǎn)，避免開關(guān)井。 </p><p>　　5.4底水突破時(shí)間預(yù)測 </p><p>　　根據(jù)底水突進(jìn)臨界產(chǎn)量公式計(jì)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(shí)間受裂縫影響和據(jù)氣水界面高度影響較大，根據(jù)鄰井長興組氣水界面附近取心資料顯示，巖性主要是粉細(xì)晶溶孔砂屑白云巖，微細(xì)裂縫較發(fā)育，相互交織呈網(wǎng)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(dāng)取值0.2時(shí)理論計(jì)算下，氣井配產(chǎn)15×104m3/d，底水突破時(shí)間1087天（2.97年），氣井配產(chǎn)20×104m3/d，

24、底水突破時(shí)間815天（2.29年），目前該井水侵特征較為明顯，綜合生產(chǎn)特征分析認(rèn)為底水突破時(shí)間預(yù)測與實(shí)際生產(chǎn)特征相符。 </p><p><b>　　三、認(rèn)識與建議 </b></p><p><b>　　1.認(rèn)識 </b></p><p>　　1.1該井產(chǎn)能較小，關(guān)井壓力恢復(fù)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(chǎn)層孔滲關(guān)系復(fù)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(bǔ)充，目前單位內(nèi)壓降明顯減小。 </p><p>　　1.4投產(chǎn)層與P304-1井礁體連通，生產(chǎn)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(jì)算得出該井無阻流量為52.527×104m3/d，該井合理產(chǎn)量應(yīng)在15×104m3/d，生產(chǎn)壓差在7MPa以內(nèi)，同時(shí)要保持穩(wěn)定生產(chǎn)，避免開關(guān)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(xiàn)階段加密取樣。 </p><p>　　2.2做生產(chǎn)測井