P305—2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格，对该井3510.0～5350.0m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0.051-3.612×10-3μm2，平均渗透率0.782×10-3μm2，渗透率均≥1.0×10-3μm2解释点占总数的23.8%。

3.射孔酸压求产

射孔酸压层位：长兴组5788～5850.0m，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36×104m3/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94.08×104m3/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1.2581×108m3，累产液量0.1957×104m3，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/108m3。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。

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、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%≤Φ

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10.061×104m3/d；运用李闵椭球状模型，计算携液临界流量为8.361×104m3/d。目前该井产气量20×104m3/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，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20.02×104m3/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、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2012.09.03—2012.10.11，推算出地层中部静压为41.01MPa，无阻流量为52.527×104m3/d，目前以22×104m3/d稳定生产时，计算生产压差约9.07MPa，临界携液流量为10.061×104m3/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（10.5×104m3/d—17.5×104m3/d），综合前期生产特征，认为15×104m3/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（5788.0～5850.0m），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，气井配产15×104m3/d，底水突破时间1087天（2.97年），气井配产20×104m3/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52.527×104m3/d，该井合理产量应在15×104m3/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。