1、P3052 井生产情况分析摘 要：普光 305-2 井是普光气田边水井之一，根据井的基础数据及目前的井口压力、气水分析等数据，对气井做出全面分析，为今后科学、合理的制订生产制度提供依据。 关键词：压力 空隙度 气水比 产能 一、基本情况 1.基本信息 P305-2 井位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带，处于普光 2 块构造边部，完钻井深 6020.00m（垂深：5576.52m） ，完钻层位为二叠系长兴组。全井最大井斜 47.30o，方位 331.80o，所在井深 5216.00m；总水平位移 1162.80m，总方位 330.63。最大狗腿度 5.35，所在井深4358m。固井质量综合评价合
2、格，对该井 3510.05350.0m 井段进行了两次井径测量，有 97.0m 厚的套管解释为中度变形。 2.测井解释成果 根据测井解释成果得出：长兴组共解释气层 118.0m/21n。二类气层30.7m/5n，三类气层 87.3m/16n，气水同层 10.7m/1n，水层 76.1m/4n。 其中飞三段气层不发育，物性差；长兴组气层，孔隙度在 2.5-6.7%，平均孔隙度 4.26%，孔隙度5%的解释点占总数的 23.8%，渗透率在 0.051-3.61210-3m2，平均渗透率 0.78210-3m2，渗透率均1.010-3m2 解释点占总数的 23.8%。 3.射孔酸压求产 射孔酸压层位
3、：长兴组 57885850.0m，井段跨度 62.0m，累计射孔酸压厚度 59.4m/9n。压裂液总量 105.6m3，最高泵压 62.5MPa，一般排量1.5m3/min，停泵压力 29.1 MPa。 根据取得气样化验情况，气体主要成分为甲烷，甲烷含量 77.40%，乙烷 0.03%，丙烷 0.00%，二氧化碳 10.70%、硫化氢 10.99%、氮气0.60%、氦气 0.259%；H2S 含量为 157.699g/m3。根据酸化后放喷求产井口油压、温度及气产量等数据得出：8mm 气嘴求产油压 31.6MPa，产量为36104m3/d。同时，根据井口压力温度数据折算井底流压计算出无阻流量为
4、94.08104m3/d。 4.气水关系 P305-2 井长兴组有两套气水系统，气水界面分别位于井深5889.1m（海拔-5106.6m） 、5961.4m（海拔-5159.7m）处。P305-2 井射孔井段 5788-5850m，距离水层 39.1m，距离气水同层（5878.4m）28.4m，开发生产受底水影响。 二、生产情况分析 1.生产现状 2010 年 10 月 13 日，P305-2 井投产。2012 年累产气量1.2581108m3，累产液量 0.1957104m3，采出程度 5.04% ，目前采气速度 2.92%。 2.生产阶段划分 根据生产曲线、液样组分、关井油压与累产气量变化
5、曲线变化特征，可以划分为以下四个阶段： 第一阶段：残酸返排期，日产气量 15 万方/天，日产液量由 6.4 m3/d 缓慢降至 2.5m3/d，液气比由 0.2 缓慢降至 0.16，单位内压降24.37MPa/108m3，由于射开厚度小、储层物性差、非均质性强、酸化规模小等原因，造成气井开井后油压下降较快，关井恢复时间长等现象。 第二阶段：平稳生产期，日产气量 15 万方/天，日产液量 2.4 m3/d，液气比 0.16，单位内压降 18.3MPa/108m3 。 第三阶段：出现水侵征兆，日产气量 20 万方/天，日产液量 3.2 m3/d，液气比 0.16，单位内压降 3.96MPa/108
6、m3。由于底水能量补充，造成油压下降慢的现象。 第四阶段：生产较为异常，日产气量 20 万方/天，日产液量缓慢增至 5.4 m3/d，液气比 0.28。由于批处理、更换腐蚀挂片等原因造成 4 次开关井，出现油压异常下降的现象。采取放大压差携液等措施，目前生产平稳。但此阶段油压下降明显，日产液量及液气比均上升，液样组分中矿化度、氯离子含量和 PH 值均呈上升趋势，有出水征兆。 3.连通性分析 长兴组存在多个礁体，除普光 304-1 井与普光 305-2 井下部礁体连通外，其余礁体不连通，P304-1 井、P305-1 井、P305-2 井气水界面分别为-5168m、-5234m、-5099m。
7、由静态资料上可明显得出：P305-2 井和 P304-1 井储层连通。结合下面动态资料综合分析，当 P305-2 关井时，P304-1 井生产油压略升高，P304-1 井关井时，P305-2 井关井油压上升明显。 在 2012 年两口井的生产动态特征上发现明显的连通性特征。 4.生产异常原因分析 12 月 12 日正常生产情况下（日产气量 18 万方/天） ，油压从18.4MPa 下降至 12 月 17 日的 16.1MPa，12 月 18 日采取提高气量至 23 万方/天排液的措施后，液气比最高为 0.48，油压缓慢恢复正常。 4.1 再次开井生产后产出液异常增多 4.1.1 产出液种类 A
8、、凝析水 在地层条件下以水蒸气的形式存在，采出后由于温度、压力下降而析出。计算 P305-2 井凝析水含量为 0.12m3/104m3，目前该井液气比为0.2，说明产出液以凝析水为主。 B、可动水 当孔隙中含水饱和度大于束缚水饱和度时，有部分水在压差驱动作用下流动。P305-2 井的二类气层：5%10%， 24%SW50%；三类气层：2%5%，38%SW74%，储层中含水饱和度远大于束缚水饱和度。随着生产压差的增大，储层中的可动水会流动出来，随气流进入井筒。 C、底水 底水侵入形式：视均质底水气藏水锥为主；裂缝发育非均质气藏裂缝水窜为主。该井投产层孔渗关系复杂，受裂缝影响大。 4.1.2 产出
9、液增多原因 当关井后，井筒内流态发生改变，形成积液。根据目前生产情况，运用 Turner 球状模型，计算 P305-2 井携液临界流量为10.061104m3/d；运用李闵椭球状模型，计算携液临界流量为8.361104m3/d。目前该井产气量 20104m3/d，满足气井携液要求，所以当再次开井后，液量会明显增加。 4.2 再次开井生产时油压异常降低 4.2.1 关井造成井筒积液；前期气井产水量较小，井筒流态为携液较好的雾状流，在雾状流下，气水混合均匀，能量运用充分，气井带液生产能力强，井筒中持液率小，气体速度远高于临界携液速度，气液滑脱损失小；当人为关井后，井筒流态会立刻改变，并形成井底积液
10、，当再次开井时，在井筒的下部会首先出现段塞流，但是上部仍然是雾状流，气液滑脱损失增大，压力损失增大。 4.2.2 有底水窜进初期征兆，产液量较前期增大，气井出水使单相气体渗流转变为气水两相渗流，不仅造成气相渗透率降低，同时大量消耗地层能量，井筒内不能携带的积液降低生产压差。 5.产能分析 5.1 泄气半径的计算 利用产能方程确定泄气半径（此公式中 Pwf 的取值对泄气半径计算的影响很大） 。取 12 月 31 日生产数据，井口油压 16.0MPa，油温 40.1，日产气量 20.02104m3/d，计算出 Pwf 为 30.29MPa，计算得出泄气半径ri 为 352.6 米。由于该井受积液、
11、关井恢复时间不足等影响，导致 Pwf的取值偏小，使泄气半径 ri 计算值偏大。 5.2 压力恢复 关井时间：2012.9.2-2012.10.11，按照压力恢复曲线要求录取数据后绘制图。 5.3 合理产量 根据该井生产情况，上次长时间关井时间为 2012.09.032012.10.11，推算出地层中部静压为 41.01MPa，无阻流量为52.527104m3/d，目前以 22104m3/d 稳定生产时，计算生产压差约9.07MPa，临界携液流量为 10.061104m3/d，由于该井水侵特征较明显，综合分析认为目前生产压差偏大，应降低产量至无阻流量的 1/5-1/3（10.5104m3/d17
12、.5104m3/d） ，综合前期生产特征，认为15104m3/d 是生产较为稳定的合理产量，生产压差控制在 7MPa 以内，同时要保持稳定生产，避免开关井。 5.4 底水突破时间预测 根据底水突进临界产量公式计算，普光 305-2 井射开气层59.4m（5788.05850.0m） ，气水边界距离井底距离 28.4m。 由于底水突破时间受裂缝影响和据气水界面高度影响较大，根据邻井长兴组气水界面附近取心资料显示，岩性主要是粉细晶溶孔砂屑白云岩，微细裂缝较发育，相互交织呈网状，裂缝开启度在 40-60%左右可看出，该井 K 垂/K 水平取值范围较大（0.1-5） ，当取值 0.2 时理论计算下，气
13、井配产 15104m3/d，底水突破时间 1087 天（2.97 年） ，气井配产20104m3/d，底水突破时间 815 天（2.29 年） ，目前该井水侵特征较为明显，综合生产特征分析认为底水突破时间预测与实际生产特征相符。 三、认识与建议 1.认识 1.1 该井产能较小，关井压力恢复慢，反映储层厚度较薄、物性较差的特征。 1.2 该井投产层孔渗关系复杂，受裂缝影响大。 1.3 该井水侵特征较为明显，由于底水能量补充，目前单位内压降明显减小。 1.4 投产层与 P304-1 井礁体连通，生产特征上也反映出这两口井连通性较好，气井出水对邻井有一定影响，该井一旦见水，就会使采收率大大降低。 1.5 计算得出该井无阻流量为 52.527104m3/d，该井合理产量应在15104m3/d，生产压差在 7MPa 以内，同时要保持稳定生产，避免开关井。 2.建议 2.1 液样组分中矿化度和氯离子含量均呈上升趋势，建议现阶段加密取样。 2.2 做生产测井测气水剖面。
