凝析气藏反凝析伤害研究_周小平

低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究

倡本文是“十五”国家科技攻关项目“中国大中型油田勘探开发关键技术研究”所属专题“低渗凝析气藏开发技术研究”（编号：２００３ＢＡ６１３Ａ‐０７‐０７）的部分研究内容。 作者简介：姜贻伟，１９６３年生，博士，高级工程师；主要从事天然气开发及综合规划方面的研究工作。地址：（４５７００１）河南省濮阳市中原路。电话：（０３９３）４８２３５４３。Ｅ‐ｍａｉｌ：ｊｙｗ＠ｚｙ． ｄｚｙ．ｃｏｍ低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究 倡 姜贻伟１　戚志林２　郭平３　孙雷３　毕建霞１ （１．中国石化中原油田分公司勘探开发科学研究院　２．中国石化中原油田博士后科研工作站 ３．“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室?西南石油大学） 姜贻伟等．低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究．天然气工业，２００６，２６（９）：９６‐９９． 摘　要　凝析油临界流动饱和度是近年研究的热点问题，但目前国内外还没有采用真实岩样和流体研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度的成果报道。文章介绍了采用超声波测试技术研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度的方法，选取Ｑ７５井的真实岩样和流体，通过长岩心衰竭实验测试了凝析油临界流动饱和度。将测试结果与国内外其它中高渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度进行了对比研究，分析了低渗凝析气藏凝析油饱和度较低的原因。研究结果表明：①超声波测试技术对研究深层高温高压低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度具有较好的适应性；②桥口低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度要比国内外其它中高渗凝析气藏的低得多；③较高的束缚水饱和度是导致低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度较低的主要原因，而高温高压低渗凝析气藏更低的油气界面张力也是重要的影响因素。此外，实验所用岩心的长度对凝析油临界流动饱和度的大小也会产生一定的影响。 主题词　低渗透油气藏　凝析油气藏　临界流动　饱和度　研究 一、引　言 衰竭式开发凝析气藏过程中必然产生反凝析，凝析油临界流动饱和度是反映凝析油流动能力的重要参数，它对凝析油采收率、气井的产能和稳产期均存在重大影响 ［１］ 。若凝析油临界流动饱和度很高， 则地下析出的凝析油绝大多数都会滞留地下，因为只有极少数高含凝析油凝析气藏的近井地带才能达到较高的凝析油饱和度。相反，若凝析油临界流动饱和度较低，则衰竭式开发气藏也有可能获得较高的凝析油采收率。由此可见，凝析油临界流动饱和度也是确定合理开发方式的重要依据，因此凝析油临界流动饱和度一直是国内外研究的热点问题 ［２‐１３］ 。 已有的研究成果表明人们对凝析油临界流动饱和度的认识还存在较大差异：有人认为凝析油临界流动饱和度比较高，可以到３０％～５０％［２］ ，也有人认为它 可以小于１０％甚至更低 ［３，４］ ；有的学者认为束缚水饱 和度对它存在影响［４‐６］，但也有人认为影响不大［７‐８］； 最近的一些研究还表明油气界面张力对它有重要影响 ［９‐１２］ 。此外，实验所用岩心长度也会对反凝析油临 界流动饱和度的大小产生一定的影响。通常认为实验所用岩心长度增加，反凝析油临界流动饱和度也会有所增加。 低渗凝析气藏普遍具有低孔低渗、束缚水饱和度高、储层介质比面大、界面现象突出的特点，因此低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度具有不同于常规凝析气藏的特殊性。中原油田深层低渗凝析气资源丰富，研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度，对于确定气藏合理开发方式和增产措施，改善气藏开发效果有着非常重要的意义。由于目前国内外在凝析油临界流动饱和度方面研究结果差异很大，因此对不同的凝析气藏应根据实际进行测试。笔者选取中原桥口气藏真实岩心和流体，采用超声波测试技术 ［１３］ 对低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度进 行实验研究，并将测试结果和我国其它中高渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度进行了对比研究。 ? １?

白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术-2019年文档

白庙、桥口低渗凝析气藏工艺挖潜技术 、存在的问题 1.层位分散，常规压裂改造难度大 白庙、桥口气田主要含气层系为S2下、S3上、S3中、S3 下四套，气藏埋深2630.0?4090.0m。四套层系受沉积环境影响具有不同的储层特征，由于层系多、井段长、层位分散、层间差异大，常规的笼统压裂工艺不但不能有效改造物性差的储层，使相当一部分储量不能得到有效动用，而且造成压裂液体效率低，影响压裂成功率和措施效果。 2.地露压差小，反凝析污染严重 白庙、桥口凝析气藏地露压差小，地层反凝析和井筒积液严重，降低了气井产能和稳产期。气藏采用衰竭式开发方式，随着压力的不断降低，凝析液不断析出，气井普遍存在积液现象，气井产能下降快，稳产难度大。 3.气田压力逐渐下降，排液采气效果逐年变差 近几年，大部分气井低产、低能，作业时洗井液和气举时井液、高压气回流地层的现象比较普遍。既污染伤害地层，又损失高压气，严重影响到气井正常生产。 二、低渗凝析气藏挖潜工艺技术研究 1.多段压裂工艺 1）压裂方式：由于凝析气藏低渗、非均质、井段长，单 层压裂地层压力下降快，反凝析现象严重，稳产期短；同时多次的压裂改造易污染地层，施工成本高，因此，选用多段压裂工艺，一次对气层进行充分改造。在综合考虑多段压裂工艺的技术上，优选封隔器加滑套，顶部悬挂密封的方式实施多段压裂。 (2)压裂工艺：①对需要避压的层，采用封隔器加盲管避 开避压层段。②针对套管完井的水平井，为避免因射孔段过长，

压裂产生过多裂缝，每个压裂段射孔长度控制在2?4m③为提 高压裂工艺成功率，采取“低砂比、造长缝”的原则，结合“低起步、小台阶加砂”技术，合理控制砂比，降低人工裂缝 对砂浓度的敏感性。 2.精细分层压裂工艺 近年来，针对一般压裂井，为充分改造压裂层，提高薄差层的动用程度，需大力研究推广2?3段的精细分层压裂工艺，提 高压裂针对性。 对此我们通过开展技术攻关，对压裂工艺进行改进与创新，实现了卡一压二、卡二压二、卡二压三、卡三压二和卡三压三分 层压裂工艺。同时采用机械座封封隔器Y221或Y211与液压座 封封隔器Y241或Y341配套组合，喷砂滑套与水力锚做成一体，配套油管伸缩补偿器，极大地降低了解封风险。 3.闭式气举工艺 随着凝析气田地层能量逐渐降低，积液现象日益严重，传统的开式气举工艺气举时气液倒灌入低压层，影响排液效率，造成 高压气浪费；另外由于气举时间长，在地面增压机负荷一定的情况下，影响整个气田气举工作的正常开展。 针对以上问题，2009 年以来持续开展增压气举管柱的配套工艺的研究，相继配套半闭式气举、闭式气举工艺并取得成功。 由于传统闭式气举管柱仅靠油管空间储存液体，容积小，气举频繁，既增加气举工作量，又会造成气举阀疲劳而缩短使用寿命。通过完善，在封隔器上部油管增加液流通道，使油管与套管环空连通，增加储液空间，既可缩短气举时间，提高气举效率，延长气举周期，又可减缓气举阀疲劳从而延长使用寿命。 三、现场应用情况 1.多段压裂工艺的应用

气藏气井生产动态分析题改图

气藏气井生产动态分析题 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/ 2 〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录 测压时间井深（m）压力（MPa） 压力梯度 （MPa/100m） 备注 86.4.28 9：00014.25 9：20100014.930.068 9：40150015.270.068 10：00200015.610.068 10：20227115.800.070 10：40270016.100.070 11：00295016.280.0722950遇阻 测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。

凝析气藏储层污染及解除方法和现状

凝析气藏储层污染及解除方法现状报告摘要：对低渗低产凝析气井，水锁和反凝析伤害尤为严重。对于致密低渗透凝析气藏，一般需要通过水力压裂措施才能进行有效开发，但是大量室内实验和现场实践表明，在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层或衰竭式低渗透油气藏中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。此时，气藏产量下降。这是由于液体持续地滞留导致产生水锁伤害及液体没有完全返排。压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的气相相对渗透率，形成压裂过程中的水锁伤害，同时在低渗透凝析气藏进行压裂后，压力急剧下降，在达到露点压力以下时会在裂缝面处出现反凝析液。进而引起裂缝面处的污染，低渗透凝析气藏产能急剧下降。因此解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响。调研了国内外文献，详细阐述了反凝析和水锁效应机理，提出了各种解决此两种伤害的方法，并提出在注气吞吐前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析和水锁产生的地层堵塞，以改善注气吞吐，提高凝析气井产能的效果，该方法在现场得到了成功应用。低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来。 关键词：凝析气井；反凝析堵塞；水锁； 一、近井地带反凝析、反渗吸伤害 1.反凝析伤害机理 在凝析气井的开发过程中，随着压力的不断下降，当压力下降到低于露点压力时，就会引发反凝析现象，发生反凝析伤害，从而进一步加剧近井地层的堵塞和伤害，导致凝析气井产能的进一步下降。而低渗透凝析气井生产时近井地带的压降大，井底压力和容易低于露点，因此在井筒附近更易产生严重的反凝析伤害，从而导致气体有效渗透率急剧下降，气井产能相应减少。反凝析液堵塞降低气井产能。由于反凝析液的聚集，气产量将大幅下降。随着凝析气藏衰竭式开发地层压力降低到露点压力以下某个压力（最大凝析压力）区间内时，部分凝析油在地层中析出并滞留在储层岩石孔隙微粒表面造成反凝析伤害。从机理方面考虑，解除反凝析污染可归纳为两大类：一类是从凝析油反蒸发角度考虑解除反凝析污染，如注二氧化碳法；另一类是从解除反凝析堵塞角度考虑解除反凝析污染，如水力压裂法。 2.水锁伤害机理 钻井过程中一打开储层，就有一系列的施工工作液接触储层，若外来的水相流体侵入到水润湿储层空到后，就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞，其水-气弯曲界面上存在一个毛细管压力。要想让油气流向井筒，就必须克服这一附加的毛管压力。若储层能量不足以克服这一附加压力，就不能把水的堵塞彻底驱开，最终会影响储层的采收率，把这种伤害称作水锁损害。当地层水或凝析水无法被气流携带出井筒时，将形成井底积液。当关开井的时候，井底积液可能在井筒回压、储层岩石润湿性和微孔隙毛细管压力作用下，向中低渗透储层的微毛细管孔道产生反向渗吸，形成“反渗吸水锁”。水锁的存在进一步堵塞了气体渗流通道，降低气相有效渗透率，加剧近井地层的伤害。这也是许多没有边底水的气藏凝析气藏关井后没有产量或产量难以恢复的主要原因之一。对低渗低产凝析气井，这一现象尤为重要。近井带凝析液堆积和地层水的存在也降低了气相相对渗透率，造成总采收率减低。 凝析气井生产过程中蒸发解除水锁伤害的机理是在凝析气井生产过程中，由于凝析气从

2021年气藏气井生产动态分析题改图

气藏气井生产动态分析题 欧阳光明（2021.03.07） 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水 2.1m3/d （凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录

答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。 （2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。 （3）递减阶段：随差开采，当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时，产气量明显下降，递减速度快。

凝析气流体的复杂相态_钟太贤

文章编号:1000-0747(2004)02-0125-03 凝析气流体的复杂相态 钟太贤1,2,袁士义2,胡永乐2,刘合年2,李海平3 (1.中国地质大学(北京);2.中国石油勘探开发研究院;3.中国石油天然气股份有限公司) 摘要:近几年国内外发现的深部凝析气藏往往含有许多重质组分,使流体出现复杂的气、液、固三相相变,巨厚的凝析气藏流体表现出近临界特征,甚至出现异常的流体分布状态。根据实验研究,如果凝析气流体含蜡量较高,可分为4个明显不同的相变区域:①低温高压时呈气、固两相状态;②高温高压时呈单相气体状态;③低温较低压时气、液、固三相共存;④高温较低压时气、液两相平衡。高温高压条件下的凝析气流体具有偏差系数很大、界面张力很低等特殊性质,而水在高温储集层中很容易以蒸汽状态存在于气体中,由于水的含量较大,会对流体的性质产生明显影响,影响凝析气藏的储量评价,如果凝析水遇到酸性气体成为酸性水,将严重腐蚀生产设备。参33 关键词:凝析气;相态;固体;多孔介质;实验;热力学 中图分类号:TE311 文献标识码:A 凝析气相态研究一直是凝析气藏开发中极其重要的研究内容[1,2]。数十年来,人们积累了大量凝析气相态特征知识,促进了凝析气藏开发方式的优化。然而,随着气田的开发和研究的不断深入,人们不断遇到的新问题已成为当前凝析气相态研究的重要前沿课题。 1气液相态特征 在20世纪30年代以前,人们对天然地层流体的相态研究很少[1,2],但30年代美国凝析气藏的发现和开发极大地促进了地层流体的相态研究,特别是早期以Katz、Sage等[3-8]为代表的一大批著名学者做了大量的气液相态实验,这为后来地层实际流体相态计算理论的发展奠定了坚实基础。 早期人们通过生产现场观察,发现凝析油的颜色呈稻草黄色、白色或无色透明,将此作为判断凝析气藏流体的重要标志之一。1966年Kilgren的实验研究发现[9],地面为黑色的油在原始地层状态下也会以气体状态存在,从而扩展了人们对地层凝析油性质的理解。McCain对20世纪90年代以前流体相态特征及实验研究进行了较为全面的论述[10]。 20世纪80年代末以来,随着钻探技术的发展,国内外均发现大量高温高压的地层流体[11-15],如国内塔里木盆地的柯深1井和迪拉2气田等。高温高压条件不仅对开发工艺提出了更为苛刻的技术要求,同时也为研究流体物性开辟了新的研究方向,例如:①高温高压地层流体的偏差系数很大(Z>2.0),超出工业界常用典型图版的范围(Z≤1.7),而偏差系数是气藏储量评价和气藏工程计算中十分重要的基础参数;②高温高压流体往往表现出近临界特性;③凝析气具有许多特殊的物理特性,如气液界面张力很低等。以前对于这些现象研究较少,需要用新的实验技术对流体进行详细研究,如在线测定平衡相组成、界面张力、黏度和密度等。 2孔隙介质中流体相态特征 多孔介质中油气相平衡一直是研究者关注和研究的主题。由于地层状态下流体处于储集层孔隙中而与岩石多孔介质成为统一整体,所以人们常常对流体在多孔介质中的相态与在PVT筒中的相态是否有区别持有疑问,并把这两者之间的区别归因于多孔介质孔隙喉道对流体分布的束缚,形成表面曲率从而产生毛细现象,导致气液两相压力不同。 对于多孔介质对流体相态是否有影响,至20世纪80年代末、90年代初,国外的主要观点中,一种认为多孔介质将使流体露点压力升高[16];另一种观点则认为,多孔介质对流体相态没有影响,即油气藏多孔介质不会对油气相平衡产生影响[17-24]。此外,也有许多学者把多孔介质的影响归因于多孔介质产生的吸附作用,认为吸附作用会影响凝析油的蒸发,但他们通过实验(37.8℃)却没有发现多孔介质的吸附作用,或其影响太小、作用甚微,以致于实验观察不到。 多孔介质对流体相态是否有影响的认识不一致,可归因于3个主要因素:①缺乏可靠而又精细的确定孔隙介质中混合物饱和压力的方法;②在制备混合物的孔隙介质模型时违背了物理模拟原理;③不能保持模型的均衡衰竭速度。 3烃-水相态特征 虽然凝析气常规相态研究通常忽略水的影响,但 125 石　油　勘　探　与　开　发 　2004年4月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPM E NT Vol.31　No.2

凝析气藏采气工程特点及技术

凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。

气藏气井生产动态分析题改图之令狐文艳创作

气藏气井生产动态分析题 令狐文艳 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录

答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。（2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。

气藏气井生产动态分析题改图之欧阳家百创编

气藏气井生产动态分析题 欧阳家百（2021.03.07） 一、*井位于构造顶部，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩裂缝—孔隙性气藏，该井于1984年4月28日完井，井深3058.4米，油层套管7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4米为深灰色白云岩，井底距离原始气水界面为107.2米，完井测试时，套压15.31MPa，油压14.98MPa，产气38×104m3/d，产水2.1m3/d（凝析水）为纯气藏。 该井于1986年2月23日10：30开井投产，定产量25×104m3/d，实际生产情况见采气曲线图。1986年4月3日开始，气井生产套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，氯根含量无明显变化。4月22日9：00~11：00下井下压力计了解井筒压力梯度，变化情况见井下压力计原始记录。 请结合该井的采气曲线和压力计原始记录： 1、计算该井压力梯度； 2、分析判断气井采气参数变化的原因。 **井井下压力计原始测压记录

答：该井在生产过程中套压上升，而油压下降，产气量、产水量下降，氯根含量不变（1）4月28日井下压力计测井筒压力梯度为0.070Mpa/100m左右，井筒基本为纯气柱。（2）下井下压力计在井深2950m处遇阻表明油管不通畅，气井生产参数变化的原因为油管下部节流所致。 二、**井位于**气藏顶部，该气藏为砂岩孔隙性纯气藏，该井于1977年4月23日完井，井深1375.7m，油层套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4×104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。 请依据该井1978~1990年的采气曲线特征划分生产阶段，并描述出该井各生产阶段的生产特征。 答；根据该井采气曲线特征大致划分为四个生产阶段： （1）上升阶段（产层净化阶段）：在此阶段，气井产量、井口压力、无阻流量随着井下渗滤条件的逐渐改善而逐步上升。 （2）稳产阶段：产量基本上保持不变，仅压力下降，在曲线上表现出产量平稳而压力下降的生产过程。 （3）递减阶段：随差开采，当气井能量不足以克服地层的流动阻力、井筒的阻力和地面设备的阻力时，产气量明显下降，递减速度快。