P107-1井變流量試井設(shè)計(jì)新

1、普光氣田主體P107-1H井變流量試井設(shè)計(jì)普光分公司采氣廠2011年7月目 錄一、氣井概況1（一）鉆井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)1（二）測(cè)井解釋情況3（三）投產(chǎn)作業(yè)情況4（四）生產(chǎn)情況簡介4二、試井目的4三、試井設(shè)計(jì)5（一）試井設(shè)計(jì)思路5（二）工作制度設(shè)計(jì)5四、工藝要求5五、資料要求6（一）資料錄取要求6（二）資料提交要求6六、附件7附件1、試井工作制度模擬7附圖1 P107-1H井井身結(jié)構(gòu)示意圖9附圖2 P107-1H井完井井口裝置及管柱示意圖10附表1 普光107-1H井氣樣組分分析表11附表2 普光107-1H井液樣組分分析表12一、氣井概況（一）鉆井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)P107-1H井位于四川省宣漢縣黃金鎮(zhèn)沙場(chǎng)村四

2、組，構(gòu)造上位于四川盆地川東斷褶帶黃金口構(gòu)造帶普光構(gòu)造。井別：開發(fā)井；目的層位：飛仙關(guān)組。本井于2008年3月21日開鉆，2009年3月26日完鉆，完鉆井深: （垂深: ），完鉆層位：三疊系飛仙關(guān)組基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1-1，井身結(jié)構(gòu)見附圖1。表1-1 P107-1H井基本情況地理位置四川省宣漢縣黃金鎮(zhèn)沙場(chǎng)村四組區(qū)域構(gòu)造位置四川盆地川東斷褶帶黃金口構(gòu)造帶局部構(gòu)造位置普光構(gòu)造井別開發(fā)井井隊(duì)號(hào)70161ZY鉆井隊(duì)地面海拔7m補(bǔ)芯海拔7m設(shè)計(jì)井深m（垂深） m）完鉆井深（垂深 m）人工井底開鉆日期2008年3月21日完井方法射孔完成完鉆日期2009年3月26日完鉆層位飛仙關(guān)組完井日期2009年4月26日套管類

3、型鋼級(jí)套管直徑(mm)下深(m)壁厚(mm)抗拉強(qiáng)度KN抗擠強(qiáng)度MPa抗內(nèi)壓強(qiáng)度MPa水泥返高m表套N80地面技套TP110TS273.056925TP110TS273.056925TP110TS273.056925油套VM110SS49789094VM110SS45597486VM110SS49789094TP110SS5584VM110SS49789094SM2242-110497890.VM110SS49789094回接筒位置4157.49坐封段套管接箍位置 5704.31 m 5712.27 m 5720.13 m 5728.09 m套管頭數(shù)據(jù)套管頭產(chǎn)家套管頭法蘭芯軸頸部外徑mm芯軸頸

4、部高度mm卡麥隆1115K203P107-1HP107-1H圖1 P107-1H井構(gòu)造位置圖全井最大井斜°，方位°，所在井深m；阻流環(huán)閉合距m，閉合方位°，所在井深m。設(shè)計(jì)位移m，方位°，垂深m，靶心半徑30m。實(shí)際位移m，方位º，斜深m，距靶心m，結(jié)論：中靶。井身投影圖見圖2、圖3。 圖2 P107-1H井井斜水平投影圖 圖3 P107-1H井多點(diǎn)井斜立體投圖（二）測(cè)井解釋情況P107-1H井測(cè)井在目的層段共解釋各類氣層m/62層。其中，飛三段未解釋氣層；飛一二段解釋一類氣層m/6層，二類氣層235.2m/19層，三類氣層m/37層。表1-2

5、 測(cè)井解釋成果統(tǒng)計(jì)表層位井段(m)解釋成果(m/層)合計(jì)一類氣層二類氣層三類氣層氣水同層水層飛三段0飛一二段/6/19/37/62合計(jì)/6/19/37/62氣層合計(jì)/62根據(jù)測(cè)井解釋成果，P107-1H井氣層分布在飛一、二段，斜厚為569.1m（垂厚63.3m）未鉆穿，氣層孔隙度介于2.113.8%，平均孔隙度5.12168.258×10-3m2，平均滲透率0.753×10-3m2。氣層主要為、類儲(chǔ)層，其中，類儲(chǔ)層厚8.7m，占總厚度的1.7%，類儲(chǔ)層厚235.2m，占總厚度的44.5%，類儲(chǔ)層厚284.5m，占總厚度的53.8%。（三）投產(chǎn)作業(yè)情況該井于2009年8 月1

6、1日進(jìn)行投產(chǎn)作業(yè)，投產(chǎn)井段：m、6149.1-6385.4m，累計(jì)射孔段厚度m/42層。射孔密度：類氣層8孔/m，類氣層10孔/m，類氣層16孔/m，布孔方式：螺旋布孔的方式。對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行酸化改造后×104m3/d，以關(guān)井終壓力計(jì)算出地層壓力56.6MPa。采用“一點(diǎn)法”×104m3/d。（四）生產(chǎn)情況簡介P107-1H井于2009年12月29日開井投產(chǎn)，目前井口油壓MPa，產(chǎn)氣量×104m3/d，產(chǎn)液量m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量2.11×108m3，累計(jì)產(chǎn)液量m3（詳見表1-4）。目前該井產(chǎn)液較穩(wěn)定，殘酸返排基本結(jié)束，產(chǎn)出液主要為凝析水（氣、水分析數(shù)據(jù)見附表1

7、、附表2）。表1-4 2011年P(guān)107-1H井生產(chǎn)數(shù)據(jù)井號(hào)投產(chǎn)日期目前油壓（MPa）日產(chǎn)氣量（混合氣）（104m3）日產(chǎn)水量（m3）累產(chǎn)氣（108m3）累產(chǎn)水（104m3）生產(chǎn)時(shí)間（d）P107-1H2009-12-292.1117二、試井目的2011年普光主體P107-1H井變流量試井工作是按照2011年普光氣田主體氣藏開發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)計(jì)劃制定。開展P107-1H井試井的目的是：1、評(píng)估氣井儲(chǔ)層性質(zhì)； 2、求取儲(chǔ)層滲透率、表皮系數(shù)、井筒儲(chǔ)集系數(shù)、計(jì)算氣井地層壓力、泄流范圍，無阻流量等參數(shù)，為氣藏動(dòng)態(tài)分析研究提供依據(jù)；3、評(píng)價(jià)氣井產(chǎn)能力，了解氣藏動(dòng)態(tài)，優(yōu)化氣井工作制度。三、試井設(shè)計(jì)（一）試井設(shè)計(jì)

8、思路為了確保試井錄取資料充分，氣井產(chǎn)能求取結(jié)果準(zhǔn)確，氣井變流量試井采用三個(gè)工作制度進(jìn)行。并在氣井合理產(chǎn)量范圍內(nèi)，盡量增大各工作制度差距，以便充分建立氣井井底壓差，有效求取地層參數(shù)?？紤]到P107-1H井距氣水內(nèi)邊界約300m，為避免邊水突進(jìn)，P107-1H井采用變流量壓力恢復(fù)試井，工作制度產(chǎn)氣量由大到小進(jìn)行。（二）工作制度設(shè)計(jì)J結(jié)合前期普光主體氣井生產(chǎn)測(cè)井氣井工作制度穩(wěn)定所需時(shí)間測(cè)試參數(shù)及經(jīng)驗(yàn)，進(jìn)行模擬，為保障資料品質(zhì)確定P107-1H井每個(gè)工作制度測(cè)試時(shí)間為96小時(shí)（具體可據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況定）。P107-1H井氣井合理工作制度范圍為：2050×104m3/d，為盡量增大各工作制度間距，同

9、時(shí)滿足氣井?dāng)y液及氣井生產(chǎn)壓差低于地層壓力20%的要求，確定氣井的工作制度分別為55×104m3/d、35×104m3/d、15×104m3/d。為了盡量減少日溫差對(duì)試井的影響，氣井變流量試井操作時(shí)間安排在每天的同一時(shí)間進(jìn)行。 表3-1 2011年P(guān)107-1H井變流量試井試井設(shè)計(jì)參數(shù)井號(hào)目前油壓(MPa)目前日產(chǎn)氣量(104m3)第一工作制度第二工作制度第三工作制度時(shí)間(hr)產(chǎn)量(104m3)時(shí)間（hr）產(chǎn)量(104m3)時(shí)間（hr）產(chǎn)量(104m3)P107-1H965596359615四、工藝要求1、試井所采用的與硫化氫天然氣接觸的所有儀器各項(xiàng)性能參數(shù)滿足普

10、光氣田高含硫、高溫、高壓氣井變流量試井施工要求，儀器儀表、密封件等均應(yīng)采用符合NACE MR0175 標(biāo)準(zhǔn)的抗硫化氫材質(zhì)；2、嚴(yán)格執(zhí)行SY/T 5440-2009 天然氣井試井技術(shù)規(guī)范等相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范；3、壓力測(cè)試儀器使用高分辨率（不低于0.02psi）和高精度（不高于0.05%）的直讀電子壓力計(jì)測(cè)試；4、井口溫度計(jì)精度等級(jí)不高于0.1；5、氣、水產(chǎn)量數(shù)據(jù)按相關(guān)要求正常錄取；每個(gè)工作制度分別取氣樣、水樣1次進(jìn)行組分分析；6、每天采用計(jì)量分離器計(jì)量氣井產(chǎn)水量；7、穩(wěn)定生產(chǎn)階段的產(chǎn)量變化小于5%；8、測(cè)試過程中，遇到特殊或不可預(yù)見情況，可要求變更測(cè)試設(shè)計(jì)； 9、試井期間P104-1、P104-3、

11、P105-1H井保持原產(chǎn)量不變。五、資料要求 （一）資料錄取要求1、測(cè)試期間，錄取氣井井口壓力、井口溫度和產(chǎn)量隨時(shí)間變化關(guān)系數(shù)據(jù)；2、氣井井口壓力、溫度數(shù)據(jù)錄取頻率不高于1次/秒；3、氣井測(cè)試期間每個(gè)工作制度至少穩(wěn)定96小時(shí)，如96小時(shí)內(nèi)氣井生產(chǎn)未穩(wěn)定，適當(dāng)延長氣井穩(wěn)定時(shí)間（氣井工作制度穩(wěn)定的判斷標(biāo)準(zhǔn)為：1h內(nèi)氣井井底流壓變化量不超過該時(shí)間段內(nèi)初始點(diǎn)井底穩(wěn)定流壓的0.06%，產(chǎn)量變化小于5%）。 （二）資料提交要求1、提交資料內(nèi)容(1)原始資料:氣井井口溫度，壓力、流量、施工日志；(2)解釋資料: P107-1H井井底壓力折算計(jì)算方法及結(jié)果；P107-1H井試井解釋結(jié)果：測(cè)試層段滲透率、表皮系

12、數(shù)、地層壓力、地層溫度、無阻流量、井筒儲(chǔ)集系數(shù)等參數(shù)。2、上交資料時(shí)限與份數(shù)兩天內(nèi)提交原始資料4份，一星期內(nèi)提交初步處理解釋成果，一個(gè)月內(nèi)提交最終處理解釋報(bào)告10份，附帶成果光盤6份。六、附件附件1、試井工作制度模擬1、模擬參數(shù)氣井各項(xiàng)模擬參數(shù)根據(jù)測(cè)井和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)得出：（1）地層及井筒參數(shù)（表1）表1 地層及井筒參數(shù)儲(chǔ)層厚度 (m)平均孔隙度1總地層壓縮系數(shù) (1/MPa)09756地層壓力 (MPa)5地層溫度 (deg C)127井筒半徑 (m)5射孔厚度（m）（2）流體參數(shù)（表2）表2 流體參數(shù)氣體相對(duì)密度31氣體密度 (kg/m3)氣體粘度 (mPa.s)295964氣體體積系數(shù) (cf

13、/scf)e-3 偏差因子Z1.09182氣體地層壓縮系數(shù) (1/MPa)9.1678e-3 （3）模型選擇（表3）表3 模型選擇井眼模型恒定井筒存儲(chǔ)井模型水平井油藏模型雙孔擬穩(wěn)定邊界條件無限大2、流動(dòng)時(shí)間的模擬在模擬時(shí)，設(shè)計(jì)3個(gè)工作制度，分別為日產(chǎn)氣55、35、15×104m3/d。每個(gè)工作制度的流動(dòng)時(shí)間間隔分別為24、48、96小時(shí)三套方案模擬P107-1H井變流量試井情況。模擬結(jié)果見圖1-圖3。從模擬結(jié)果可以看出，氣井每個(gè)工作制度流動(dòng)時(shí)間在96小時(shí)情況下，每個(gè)工作制度井底流壓向?qū)Ψ€(wěn)定，考慮到氣井儲(chǔ)層厚度大、多層合采的情況，建議該井每個(gè)工作制度流動(dòng)時(shí)間在96小時(shí)以上。 圖1 P1

14、07-1H井模擬測(cè)試壓力、產(chǎn)量、雙對(duì)數(shù)曲線圖（流動(dòng)時(shí)間24小時(shí)） 圖2 P107-1H井模擬測(cè)試壓力、產(chǎn)量、雙對(duì)數(shù)曲線圖（流動(dòng)時(shí)間48小時(shí)） 圖3 P107-1H井模擬測(cè)試壓力、產(chǎn)量、雙對(duì)數(shù)曲線圖（流動(dòng)時(shí)間96小時(shí)）附圖1 P107-1H井井身結(jié)構(gòu)示意圖 附圖2 P107-1H井完井井口裝置及管柱示意圖附表1 普光107-1H井氣樣組分分析表取樣日期取樣部位大氣壓（MPa）氫(摩爾%)氦(摩爾%)N2(摩爾%)CO2(摩爾%)硫化氫(摩爾%)甲烷(摩爾%)乙烷(摩爾%)H2S（g/m3）相對(duì)密度臨界溫度(K)臨界壓力（Mpa）2010-9-19加熱爐出口0.000 0.011 13.47 77

15、.85 0.03 193.254 0.719 224.2 2010-10-12加熱爐出口0.004 0.016 10.50 80.15 0.03 150.671 0.706 219.3 2010-11-24加熱爐出口0.003 0.010 7.92 82.28 0.03 113.627 0.695 215.3 2011-1-13加熱爐出口0.006 0.012 11.46 76.69 0.05 164.373 0.738 224.4 2011-3-10計(jì)量匯管壓力表0.000 0.010 14.59 76.17 0.03 209.378 0.731 226.9 2011-4-27計(jì)量匯管壓力表0.000