文69-8井单井分析.docVIP

一、气井概况 该井2004年4月投产，生产层位：S44-5，生产井段：2924-3003.5米，中深2963.75米，管鞋2897米。2008年该井在不进行任何维护的情况下基本停产，日产气0.1万方，采用1.2万方/日的注气气举排液，日产气达到0.3-0.5万方。2008年底，由于气举效果差，基本处于停产状态。 图1：文69-8井2004.4-2010.12生产曲线 二、单井挖潜方案 根据西块气井相对主块产能低 、产液量大的特征。挖潜措施初步设计：连续气举排液采气、泡排+气举和间歇开井三种方式。 该井08年以前采取过间歇气举措施，近两年未采取连续气举排液，在连续气举状态下动态资料少，采用连续气举措施可能增产潜力空间大，具体方案如下： 初期注气制度确定：该井2011年2月11日测得静压8.88MPa，故该井正常生产状态下最高流压小于8.88MPa。依次为参数计算该井理论最小携液气量，此为单井气举上限： Turner液滴模型最小带液流量公式。 Turner液滴模型最小带液流量2.83万方/日，李闵模型计算值为1.08万方/日动能因子为1.39万方/日（F=8）。为了最大限度发挥该井产能，我们采取Turner模型结果，极限假设该井自产气为零的情况下,初期注气量最大需要值为2.83万方/日（扣除1.2校正系数值为2.36万方/日）。 气举参数调整：随着气井积液的排出，流压会随之降低，气井生产状态逐渐稳定，此时流压、自身产能会稳定在某个参数，再使用初始气举制度会明显偏高，可根据该阶段生产参数来调整气举参数。根据本阶段的流压参数计算最小携液气量（稍微偏高），来确定下一阶段的注气量。 新的日注气量为：qsc-Q自产气 确定最佳气举制度：随着流压的逐步降低，气井生产压差增大，气井自身产能提高，注气量逐步减少，气井达到三稳定的生产制度。在此基础上继续减少注气量，气井流态将由雾流或环膜流向段塞流转变，从气井生产参数上截取一个最低携液气量参数；对比由最初气举参数到最低携液气举参数之间的气举增气率，得到一个最佳气举制度。 三、生产情况分析 （一）第一阶段生产情况 通过以上计算，2月18日15点开井，开井前油套压7.1MPa，静压8.88 MPa。初期注气气嘴1.95万方/日。 图2：文69-8井第一阶段生产曲线 从上图看出：1.95万方/日制度下，日注气量2.2万方，日计量气量3.56万方，自产气1.37万方/日，日产液10.8方，生产稳定。 2月23日进行流压测试，套压5.4MPa，流压6.49 MPa，通井在2876米遇阻（管鞋2897米），梯度数据如下： 2580 2680 2780 2870 0.16 0.16 0.16 分析如下： 1）该井气举效果很好，自产气达到1.37万方/日。井筒工况除油管遇阻外，出液状况良好，出液量较大（11.6方/日）致使梯度较高。 2）该井产能相对较好，地层压力8.88 MPa，流压6.49 MPa，生产压差仅有2.39 MPa，如果能减低流压，该井产能能有所提高。该井此阶段计量气量为3.51万/日，通过Turner模型计算该井此时的临界携液气量为2.45万方，（扣除1.2校正系数值为2.04万方/日） ，计量气量满足气井携液需要，且可降幅度在1万左右。该井日注气量调整至1万方/日即可，从稳定生产角度考虑，2月26日暂调整至1.62万方/日（1.5万方/日气嘴)。进行第二阶段观察。 （二）第二阶段生产情况 图3：文69-8井第二阶段生产曲线 从上图看出：在1.5万/日气咀注气的注气制度下，实际全天注气1.62万方，产气3.17万方，气井自产1.55万方。 3月8日进行流梯测试：流压：5.76 MPa，梯度如下： 2570 2670 2770 2870 0.15 0.14 0.14 注气量调整前后生产数据如下： 表1：文69-8井第一阶段和第二阶段生产数据对比表 井号 注气压力 （兆帕） 流压（兆帕） 流梯 （兆帕/100米） 计量产气 （万方/日） 自产气量 （万方/日） 注气量 （万方/日） 出液量 （方/日） 文69-8井 5.38 6.49 0.16 3.51 1.37 2.15 11.58 4.8 5.51 0.14 3.17 1.55 1.62 9.89 对比 -0.58 -0.98 -0.34 0.21 -0.53 -1.69 从上表看出：第二阶段日注气量降至1.62万方，在降低注气量的情况下，该井自身产能由1.37万方/日上升至1.55万方/日；日出液量明显降低，2月26日的日产液12方，3月15日之后降至6方.气井出液量的减少致使气井流压降低0.98MPa。 表2：文69-8井不