氣藏氣井生產(chǎn)動態(tài)分析題改圖

..氣藏氣井生產(chǎn)動態(tài)分析題一、*井位于構(gòu)造頂部,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽巖裂縫—孔隙性氣藏,該井于1984年4月28日完井,井深3058.4米,油層套管7〞×2890.3米,油管21/2〞×3023.3米,井段2880.6~2910.2米為淺灰色白云巖,2910.2~2943.5米為頁巖,2943.5~3058.4米為深灰色白云巖,井底距離原始?xì)馑缑鏋?07.2米,完井測試時,套壓15.31MPa,油壓14.98MPa,產(chǎn)氣38×104m3該井于1986年2月23日10：30開井投產(chǎn),定產(chǎn)量25×104m3/d,實際生產(chǎn)情況見采氣曲線圖。1986年4月3日請結(jié)合該井的采氣曲線和壓力計原始記錄：1、計算該井壓力梯度；2、分析判斷氣井采氣參數(shù)變化的原因。**井井下壓力計原始測壓記錄測壓時間井深〔m壓力〔MPa壓力梯度〔MPa/100m備注86.4.289：00014.259：20100014.930.0689：40150015.270.06810：00200015.610.06810：20227115.800.07010：40270016.100.07011：00295016.280.0722950遇阻答：該井在生產(chǎn)過程中套壓上升,而油壓下降,產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量下降,氯根含量不變〔14月28日井下壓力計測井筒壓力梯度為0.070Mpa/100m左右,井筒基本為純氣柱?！?下井下壓力計在井深2950m處遇阻表明油管不通暢,氣井生產(chǎn)參數(shù)變化的原因為油管下部節(jié)流所致。二、**井位于**氣藏頂部,該氣藏為砂巖孔隙性純氣藏,該井于1977年4月23日完井,井深1375.7m,油層套管7〞×1203.4米油管21/2〞×1298.8米,襯管5〞×1195.2~1324.9米,完井測試套壓9.23MPa,油壓8.83MPa,產(chǎn)氣量19.4×104m3/d,產(chǎn)水微。1978年2月3日10：00開井投產(chǎn),投產(chǎn)初期套壓8.82MPa,油壓8.54MPa,產(chǎn)氣21.2×104m3請依據(jù)該井1978~1990年的采氣曲線特征劃分生產(chǎn)階段,并描述出該井各生產(chǎn)階段的生產(chǎn)特征。答；根據(jù)該井采氣曲線特征大致劃分為四個生產(chǎn)階段：〔1上升階段〔產(chǎn)層凈化階段：在此階段,氣井產(chǎn)量、井口壓力、無阻流量隨著井下滲濾條件的逐漸改善而逐步上升?！?穩(wěn)產(chǎn)階段：產(chǎn)量基本上保持不變,僅壓力下降,在曲線上表現(xiàn)出產(chǎn)量平穩(wěn)而壓力下降的生產(chǎn)過程?！?遞減階段：隨差開采,當(dāng)氣井能量不足以克服地層的流動阻力、井筒的阻力和地面設(shè)備的阻力時,產(chǎn)氣量明顯下降,遞減速度快?！?低壓低產(chǎn)相對穩(wěn)定階段：產(chǎn)量、壓力都很低,遞減速度大大減慢,生產(chǎn)相對穩(wěn)定,開采時間延續(xù)很長。三、×井位于*氣藏的北翼2號斷層附近,該氣藏為碳酸鹽巖孔隙——裂縫性邊水氣藏。該井于1974年7月23日完井,鉆井過程中,鉆井至井深2985.3—2985.42m,放空0.12m,完井測試時,地層壓力29.15Mpa,井底流動壓力28.13Mpa,套壓22.5Mpa,油壓21.8Mpa,產(chǎn)氣30.5×104m3該井于1975年8月20日投產(chǎn),定產(chǎn)25×104m3/d,氣井井口壓力、氣量、水量、氯根含量均較穩(wěn)定,75年12月14日將產(chǎn)氣量從23×104m3請利用該井采氣曲線圖結(jié)合完井資料,〔1分析氣井生產(chǎn)參數(shù)變化的原因?！?劃分氣井生產(chǎn)階段,并描述出各階段的生產(chǎn)特征。答：該井位于構(gòu)造北翼2號斷層附近,鉆井過程中放空0.12m,孔隙、裂縫發(fā)育,完井測試時,生產(chǎn)壓差小,產(chǎn)氣量大,是一口高滲高產(chǎn)氣井。12月14日加氣后,氣井油壓、產(chǎn)氣量下降,產(chǎn)水量、氯根含量上升快,套、油管壓差大,反映氣井為斷裂性水特征。因此,氣井生產(chǎn)參數(shù)變化為氣井產(chǎn)地層水所致,氣井產(chǎn)地層水的原因是加大氣量不合理生產(chǎn)。根據(jù)該井的采氣曲線特征,大致將該井劃分為兩個生產(chǎn)階段：一是1975年8月20日—12月19日為無水采氣階段,主要特征為：氣井生產(chǎn)套壓、油壓、氣量、水量、氯根含量穩(wěn)定,套、油壓差小,產(chǎn)水量、氯根含量低。二是1975年12月19日—1976年1月15日。為帶水生產(chǎn)階段,其生產(chǎn)特征為：油壓、氣量下降快、穩(wěn)定快,產(chǎn)水量、氯根含量上升快、穩(wěn)定快,套油管壓差大,垂管中流體阻力大。四、**井位于**氣藏西南翼,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽巖孔隙——裂縫性氣藏。該井于1985年3月24日完井,井深2980.5米,油層套管7〞×2850.3米,油管21/2〞×2940.1米,襯管5〞×2830.2~2980.1米,井底距離原始?xì)馑缑?6.32m,完井測試套壓18.0MPa,油壓17.0MPa,產(chǎn)氣量6.5×104m3該井于1986年3月28日10：00開井投產(chǎn),投產(chǎn)初期套壓18.51MPa,油壓17.20MPa,產(chǎn)氣量5.6×104m3/d,產(chǎn)水量16.3m3/d,氣井井口壓力、氣量基本穩(wěn)定。〔1根據(jù)該井井下壓力計測壓數(shù)據(jù)計算油管中流體壓力梯度；〔2根據(jù)該井采氣曲線和壓力梯度分析氣井生產(chǎn)參數(shù)變化的原因。**井井下壓力計原始測壓記錄測壓時間井深〔m壓力〔MPa壓力梯度〔MPa/100m備注86.4.3010：0005.210：2010006.20.10010：4015006.850.13011：0020007.550.14011：2024008.090.13511：4027009.590.50012：00292010.980.6318答：該井4月17日以后,生產(chǎn)數(shù)據(jù)中套壓緩慢上升,油壓、氣量、水量下降,4月30日下井下壓力計實測油管中流體壓力梯度、井深2400m以下,壓力梯度從0.141MPa/100升至0.5MPa/100以上,反映該井井深2400以下的油管中有積液存在,說明該井在4月17日發(fā)生的變化主要原因是井筒〔油管積液所致。五、**井位于**氣藏南翼,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽裂縫—孔隙氣藏。該井于1983年6月17日完鉆,井深2935.6m,井底距原始?xì)馑缑鏋?7.6m,井身結(jié)構(gòu)良好未進(jìn)行酸化增產(chǎn)措施,完井測試套壓19.51MPa,油壓19.20MPa,產(chǎn)氣24.0×104m3/d,產(chǎn)水0.8m3/d〔凝析水、純氣井。1985年9月18日8：30開井生產(chǎn),定產(chǎn)量24×請利用采氣曲線將該井3月2日~7月31日,劃出三個出水階段,并描述出各出水階段的生產(chǎn)特征。答：該井采氣曲線反映該井為水錐形出水氣井,依據(jù)其特征大致分為1986年3月2日—4月10日為出水征兆階段,此階段特征為：氯根上升,氣井產(chǎn)量、產(chǎn)水量、壓力穩(wěn)定。1986年4月10日—5月20日為出水顯示階段,其特征為：氯根含量、產(chǎn)水量均有上升,井口壓力、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、氯根含量均有較大波動。1986年5月20—7月3日為氣井出水階段〔或氣井出水產(chǎn)能遞減階段,此階段氣井井口壓力,產(chǎn)量下降,水量上升,套油壓差增大,各生產(chǎn)參數(shù)于7月20日以后基本趨于穩(wěn)定。六、**井位于構(gòu)造長軸北段偏東翼,臨近①號斷層,產(chǎn)氣層位：P132,巖性；石灰?guī)r、鉆井中在P132層曾放空0.5m,漏失泥漿70m3,巖芯分析,儲層基質(zhì)孔隙度φ＜2%,滲透率K＜0.01×10-3um2。完井測試6小時,穩(wěn)定0.5小時,Pcf16.0MPa,qg：70×104m3該井為一單裂縫系統(tǒng),含氣面積及氣水關(guān)系不清楚。投產(chǎn)后先定產(chǎn)30×104請根據(jù)氣井靜、動態(tài)資料分析判斷：〔1氣井生產(chǎn)及關(guān)井動態(tài)特性；〔2儲集層類型；〔3單井控制儲量大小。**井第一次關(guān)井壓力恢復(fù)曲線答：〔1氣井生產(chǎn)特征為初始產(chǎn)量、壓力高、生產(chǎn)壓差小,但穩(wěn)定性差,壓力、產(chǎn)量遞減速度快,壓力恢復(fù)速度也較慢。定產(chǎn)30×104m3/d生產(chǎn)階段,井口套壓由30MPa下降到20MPa,下降10MPa,平均降6MPa,壓力月遞減為16.7%。定井口油壓18MPa生產(chǎn)階段,井口產(chǎn)量由30下降至10×104m3/d,月降20×104m3/d,產(chǎn)量月遞減率平均高達(dá)66.7%。關(guān)井壓力恢復(fù)速度很慢,關(guān)井3個月尚未穩(wěn)定,最高關(guān)井壓力為23.0MPa,較投產(chǎn)前井口最大關(guān)井壓力31.0MPa低8.0MPa。〔2儲層巖芯分析基質(zhì)中和K均很低,不具備儲滲條件,但該井孔洞,裂縫十分發(fā)育,表現(xiàn)在：氣井位于斷層附近,鉆井中有放空和大量井漏現(xiàn)象,測試產(chǎn)量高、無阻流量大〔一點法壓力恢復(fù)曲線初始段平緩,綜合分析認(rèn)為,該井儲層屬裂縫~洞穴型?！?氣井壓力恢復(fù)曲線呈凹型,生產(chǎn)中壓力、產(chǎn)量遞減有規(guī)律,不產(chǎn)地層水,儲集層為裂縫隙——洞穴型,分析氣井壓力,產(chǎn)量不穩(wěn)定,不是地層水推進(jìn)或泥漿污堵影響,而是該井裂縫系統(tǒng)控制儲量較小的反映。七、根據(jù)下述資料和圖件分析*井壓裂酸化工作是否有效果<1>生產(chǎn)參數(shù)及試井分析A、B值參數(shù)時間套壓〔MPa油壓〔MPa產(chǎn)氣量〔104產(chǎn)水量〔m3/d試井分析摩擦阻力系數(shù)A慣性阻力系數(shù)B酸化前26205.60.20.74260.09526酸化后262513.80.50.300750.00887〔2酸化施工綜合曲線圖〔3壓力恢復(fù)試井曲線圖答：1、酸化施工綜合曲線上明顯可見,t1時刻泵壓開始突降,排量和吸指同時上升,反映地層有壓開的顯示。到t2時刻后泵壓、排量和吸指趨于相對穩(wěn)定,地層吸收指數(shù)較高,反映井底附近堵塞已基本解除,地層滲透性能得到改善。2、酸化后壓力恢復(fù)曲線直線段斜率明顯比酸化前變小且試井分析A、B值都大大下降,都反映井底附近和稍遠(yuǎn)地帶地層滲透性變好,流動阻力減小。3、生產(chǎn)參數(shù)對比,在井口套壓相同條件下,酸化后日產(chǎn)氣量較酸化前增加8.2萬方,增幅2.5倍。綜上所述,本次壓裂酸化增產(chǎn)效果明顯,近井地帶產(chǎn)層污堵被解除,地層滲透性能得到較大改善。八、*井產(chǎn)層為TC41~TC33巖性為白云巖、灰?guī)r,孔隙——裂縫儲層,鉆井中曾在產(chǎn)層段漏失泥漿53m3,完井后,中型解堵酸化一次〔40m3鹽酸測試井口產(chǎn)量35.0×該井投產(chǎn)即進(jìn)行穩(wěn)定試井1次,隨后定產(chǎn)30~35×104m答：該井完鉆試測和第1次穩(wěn)定試井均表現(xiàn)出測點穩(wěn)定程度差的現(xiàn)象,這是鉆井和酸化進(jìn)入產(chǎn)層的泥漿和殘酸液末排完,生產(chǎn)中聚集井和進(jìn)入井筒干擾所致。經(jīng)過半年的大產(chǎn)量〔30~35×104m3/d生產(chǎn),分析井底附近和井筒中泥漿和殘酸已基本排出到地面。第二次穩(wěn)定試井二項式指示曲線明顯落在第一次,且各測點線性關(guān)系好,指示線斜率變小,這是產(chǎn)層得到凈化滲透條件變好的反映。九、*井為一純氣井,產(chǎn)層C2,巖性白云巖,裂縫——孔隙性儲層,該井投產(chǎn)后以10×104請根據(jù)上述資料分析氣井類型〔產(chǎn)量和產(chǎn)層滲透性目前地層壓力：PR=35.000MPa二項式產(chǎn)氣方程：PR2—PWf2=0.26500qg+0.00090qg2答：該井為裂縫—孔隙性儲層,壓力恢復(fù)速度快,經(jīng)1小時即基本達(dá)到穩(wěn)定曲線形狀為"廠"字型,穩(wěn)定試井二項式指示曲線平緩,各測點穩(wěn)定程度好,線性關(guān)系好,這些都是儲層滲透性較高的反映。利用二項式產(chǎn)氣方程,計算該井絕對無阻流量〔QAOF為1028.69×104m3/d屬高產(chǎn)氣井,因此該氣井可定為同產(chǎn)高滲型氣井。一十、由圖回答下列問題1>、該氣藏的類型是什么？2>、投產(chǎn)初期哪口井產(chǎn)量低？為什么？3>、哪口井產(chǎn)量下降快？為什么？4>、在氣田開采中對這兩口井應(yīng)采取什么措施？答：1>、由圖1、圖2知該井為邊水?dāng)鄬臃忾]單斜氣藏。2>、由圖3知投產(chǎn)初期1號井因污染嚴(yán)重,比2號井產(chǎn)量低。3>、由于2號井離氣水邊界近,投產(chǎn)后是水早產(chǎn)量下降快。4>、由于1號井井下污染嚴(yán)重,所以應(yīng)進(jìn)行氣層改造,解除井底附近污染,提高氣層滲透性。對2號井應(yīng)控制一定壓差生產(chǎn),防止氣井過早見水及水淹。一十一、根據(jù)下列曲線說明氣井產(chǎn)量下降原因及應(yīng)采取的措施？氣藏的驅(qū)動類型？答：1、指示曲線表明,由于截距和斜率都變大,說明氣井產(chǎn)量下降的原因可能是井底污染嚴(yán)重程度增加及氣體在地層中的滲透率下降所致。2、兩條流入動態(tài)曲線的起點壓力值一樣,說明地層壓力沒下降應(yīng)該是水壓驅(qū)動。一十二、**集氣站管理A、B、C、D、E等生產(chǎn)氣井,5口氣井均在進(jìn)站保溫后二次節(jié)流降壓,然后分離、計量、集中計量〔總計量,化工廠用氣,化工廠安裝有一臺總計量裝置,作為對口計量。1991年8月27日12：30當(dāng)班職工發(fā)現(xiàn)氣井各井流量計靜差壓發(fā)生突然變化,輸氣壓力從2.5MPa下降到2.3MPa,同時通過詢問化工廠的用氣情況,并將當(dāng)時收集的資料數(shù)據(jù)列于下表,請根據(jù)表中的數(shù)據(jù),分析變化原因,并提出處理意見。井號12：0012：30靜壓〔格差壓〔格靜壓〔格差壓〔格A80.472.378.277.3B80.068.478.073.5C80.258.578.163.6D79.879.377.984.4E80.364.278.269.5集氣站總計量79.672.077.677.5化工廠總計量76.578.365.852.8答：根據(jù)表中的數(shù)據(jù)反映,說明集氣站至化工廠的輸氣管線破裂漏氣。依據(jù)是：A、B、C、D、E等5口氣井的流量計靜壓下降2格,差壓上升5格,供氣量有些上升,總計量的氣量同樣上升,而化工廠的對口計量靜、差后格數(shù)反而下降,用戶接收到的氣量減少、靜壓下降,表明壓力下降,說明集氣站至化工廠之間的輸氣管線有破裂漏氣。處理：〔1關(guān)井或放空；〔2關(guān)輸氣閥截斷氣源,停止供氣；〔3通知用戶,說明停氣原因；〔4補(bǔ)焊輸氣管線。13、*氣藏為碳酸鹽巖裂縫—孔隙性氣藏,產(chǎn)層埋藏深度為4100~4150m,1987年先后鉆獲A、B、C、D、E等5口氣井,為摸清該氣藏壓力系統(tǒng)、井間關(guān)系,1988年6月1日00：00,A、B、C井同時開井試生產(chǎn),進(jìn)行井間干擾試驗,〔6月9日24：00關(guān)井恢復(fù)壓力,鄰近的D、E井作觀察井觀察壓力變化,6月14日00：00試驗結(jié)束,現(xiàn)將這次試驗資料數(shù)據(jù)列于下表,請根據(jù)表中的試驗資料數(shù)據(jù),分析該氣藏有幾個壓力系統(tǒng)。注表中6月1日0：00關(guān)井的壓力數(shù)據(jù)均為原始關(guān)井壓力。6月1日0：006月3日0；006月5日0：006月7日0：006月9日0：006月11日0：006月13日0；006月14日0：00A井B井C井D井E井33.038.526.026.026.028.023.024.025.026.019.028.023.024.026.08.028.021.022.026.02.029.019.020.026.09.029.021.022.026.014.029.022.024.026.020.029.024.025.026.0答：該氣藏可以劃分為4個壓力系統(tǒng)：A井、B井與其它氣井,投產(chǎn)前的原始關(guān)井壓力不同,屬于不同的壓力系統(tǒng),C井、D井、E井投產(chǎn)前的原始關(guān)井壓力一致,均為26.0MPa在井間干擾試驗中,僅D井受C井開、關(guān)井干擾影響,屬于同一壓力系統(tǒng),E井不受C井的開關(guān)井影響,屬于獨立壓力系統(tǒng),因此該氣藏的5口氣井中有四個壓力系統(tǒng),即；A井、B井、C井、E井等四個壓力系統(tǒng)。一十四、*集氣站管理A、B、C、D、E等5口生產(chǎn)氣井,5口氣井均在進(jìn)站保溫后二次節(jié)流降壓,然后分離、計量,集中計量后,供一家鋼廠用氣,鋼廠在進(jìn)廠時安裝有一臺總計量作為與集氣站的對口計量裝置,輸氣管線的工作壓力為4.5MPa。1991年1月23日2：30,值班職工發(fā)現(xiàn)A、B、C、D、E等各井流量計靜、差壓突然變化,輸氣壓力從2.5上升到3.0MPa,馬上通過在詢問鋼廠的用氣情況,現(xiàn)將當(dāng)時收集到的資料數(shù)據(jù)列于下表,請根據(jù)表中的數(shù)據(jù)分析變化原因,并提出處理意見。井號2：002：30靜壓〔格差壓〔格靜壓〔格差壓〔格A66.078.572.068.4B65.875.471.865.8C65.965.371.955.2D65.756.671.746.4E65.872.871.861.5集氣站總計量65.578.571.467.3鋼廠總計量63.274.651.448.5答：根據(jù)表中數(shù)據(jù)反映；集氣站至鋼廠的輸氣管有局部靜、差壓下降,表明鋼廠接收到的氣量減少,靜壓下降,反映壓力下降。集氣站A、B、C、D、E井的靜壓上升6格左右,差壓下降10格左右,表明各井的產(chǎn)氣量有所減少,總計量所記氣量同樣反映為下降,輸氣壓力反而從2.5MPa上升到8.0MPa,說明集氣站至鋼廠之間的輸氣管線有局部堵塞,或鋼廠壓低用氣量。處理：輸氣管線工作壓力為4.5MPa,目前實際壓力為3.0MPa,可一方面觀察輸氣壓力變化,一方面分析管線堵原因,根據(jù)堵塞原因采取解堵措施解堵。與鋼廠聯(lián)系,若為鋼廠壓低用氣量,則集氣站相應(yīng)壓低供氣量。一十五、**集氣站管理A、B、C、D、E等5口生產(chǎn)氣井,5口氣井均在站外,采用集氣支線輸至集氣站保溫,節(jié)流降壓、分離、計量,然后通過匯管集中計量后輸送至用戶。該集氣站的所有氣井均在進(jìn)站保溫后采用針型閥進(jìn)行二次節(jié)流降壓,所使用的流量計均為雙波紋管差壓流量計。1991年9月15日13：15,值班工人發(fā)現(xiàn)A井流量計差壓格子數(shù)從72格下降至0格以內(nèi),立即檢查站內(nèi)其它氣井,同樣有所變化,現(xiàn)將該集氣站13：15前后資料變化情況列于下表,請你根據(jù)此表中數(shù)據(jù)分析變化原因,并提出處理意見。井號13：0013：15進(jìn)站壓力〔MPa靜壓〔格子數(shù)差壓〔格子數(shù)進(jìn)站壓力〔MPa靜壓〔格子數(shù)差壓〔格子數(shù)ABCDE總計量匯管壓力4.26.45.34.83.52.583.082.882.582.482.082.07261.452.483.379.278.00.46.25.34.63.379.580.380.580.381.080.80以內(nèi)76.068.590.789.776.0答：該井集氣站的資料變化反映：A井井口至集氣站的集支線已斷裂脫落。依據(jù)是：1、總計量流量計靜、差壓下降,表明集氣站接收到的氣量減少,而B、C、D、E等4口井計量靜壓下降不多,差壓上升均在10格以上,表明此4口井的氣量均有所增加,說明此4口井集氣支線工作正常,A井靜、差壓均下降,而且差壓下降到0格以內(nèi),進(jìn)站壓力從4.2下降至0.4MPa,而輸氣壓是2.4MPa嚴(yán)重低于匯管壓力,表明是A井從井口至集氣站的集氣支線已斷裂脫落,產(chǎn)生倒輸所致。處理：1、關(guān)進(jìn)站針型閥,關(guān)井口生產(chǎn)控制閥切斷氣源；2、組織補(bǔ)焊輸氣管線,及時開井生產(chǎn)。一十六、**井位于**氣藏北翼某集氣站內(nèi),1987年4月21日完井后,于4月23日8：30開井試生產(chǎn),開井前,該井關(guān)井套壓18.45MPa,油壓17.52MPa,試生產(chǎn)情況如下表所示,請根據(jù)表中生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析該井生產(chǎn)參數(shù)變化的原因。時間套壓MPa油壓MPa氣量104水量m3/d4月24日10．729．203．025．04月25日10．709．803．124．04月26日10．709．803．218．04月27日10．749．895．07．04月29日10．7510．428．57．05月1日10．7610．459．41．25月3日10．7810．489．51．15月5日10．7810．489．51．05月7日10．7810．489．50．9答：該井完井后未進(jìn)行放噴測試就進(jìn)行試生產(chǎn),有大量的鉆井液集中于井筒內(nèi),產(chǎn)層中油壓比套壓低1.07MPa,在試生產(chǎn)過程中,生產(chǎn)壓差較大,井內(nèi)、產(chǎn)層中的鉆井液被帶出,日產(chǎn)水量逐漸減少,產(chǎn)層隨之得到凈化,產(chǎn)層阻力損失隨之減少,氣井的套壓、油壓、氣量逐漸上升,因此該井生產(chǎn)參數(shù)變化的原因是產(chǎn)層凈化所致。一十七、**氣藏為碳酸鹽巖孔隙——裂縫性氣藏,1987年8月1日0點A、B兩口相鄰的氣井同時開井試生產(chǎn),8月4日井號7月31日24：008月1日24：008月2日24：008月3日24：008月4日24：008月5日24：008月6日24：008月7日24：008月8日24：00A井套壓〔MPa油壓〔MPa產(chǎn)氣〔1036.528.022.014.06.010.014.519.020.036.526.021.012.04.09.014.019.020.03.81.71.51.2B井套壓〔MPa油壓〔MPa產(chǎn)氣〔1036.034.034.034.034.035.535.535.535.536.030.530.530.530.535.535.535.535.532.032.032.032.0答：兩氣井投產(chǎn)前關(guān)井壓力基本相似,其中A井試生產(chǎn)時,井口壓力低、生產(chǎn)壓差大、產(chǎn)氣量小、井口壓力、產(chǎn)氣量下降快。關(guān)井時壓力恢復(fù)緩,試井產(chǎn)層滲透性差,產(chǎn)層滲濾阻力損失大,屬低產(chǎn)氣井,該氣藏產(chǎn)層巖性為碳酸鹽巖,該井與滲透性好的B井相鄰,建議采用鹽酸進(jìn)行壓裂酸化,改善產(chǎn)層滲透性。B井在試生產(chǎn)時,井口生產(chǎn)壓力高,生產(chǎn)壓差小,產(chǎn)氣量大,開關(guān)井壓力、產(chǎn)氣量穩(wěn)定快,動操作后24小時壓力已穩(wěn)定,表時該井產(chǎn)層滲透性好,屬于高滲高產(chǎn)氣井,可以不進(jìn)行酸化。一十八、**集氣站管理A、B、C、D等4口生產(chǎn)氣井,4口生產(chǎn)井均在進(jìn)站處采用集氣支線輸至站內(nèi)保溫、節(jié)流、降壓、分離計量,然后集中計量后輸至用戶。4口氣井未產(chǎn)凝析水,井口壓力較高,采用在進(jìn)站保溫后二次節(jié)流降壓。1991年1月20日4：00值班職工巡回檢查時發(fā)現(xiàn)A井流量計差壓從72格緩慢下降至10格,其它三口井差壓均上升5格左右,總計量差壓下降,所有流量計靜壓均有所下降,然后檢查壓力資料,現(xiàn)將檢查所獲資料數(shù)據(jù)列于下表,請根據(jù)下列表中數(shù)據(jù)分析該站變化的原因,并提出處理措施。井號2：004：00進(jìn)站壓力MPa分離器壓力MPa靜壓差壓〔格進(jìn)站壓力MPa分離器壓力MPa靜壓差壓〔格A井6.42.083.072.08.42.081.910B井4.22.082.881.44.22.081.886.5C井5.32.082.582.45.32.081.487.0D井4.82.082.483.34.82.081.388.2總計量82.079.281.074.8答：該井站資料數(shù)據(jù)反映：A井進(jìn)站節(jié)流閥有堵,依據(jù)是：〔1A井流量計差壓從72格下降到10格,氣井產(chǎn)量減少85%左右,其余三井差壓上升,總計量差壓下降,靜壓均有所下降,表明輸氣管線工作正常?！?A井進(jìn)站壓力從6.4MPa上升到8.4MPa,流量計靜壓略有下降,分離器壓力未變,說明計量裝置、分離器工作正常,堵點應(yīng)在進(jìn)站節(jié)流閥處。處理措施：分析堵塞原因,解除堵塞。檢查保溫設(shè)備,加強(qiáng)保溫,防止節(jié)流閥處形成水合物堵塞。一十九、**井井位于**氣藏東北翼低滲帶,該氣藏為底水襯托的碳酸鹽巖孔隙—裂隙性弱彈性水驅(qū)氣藏。該井于1978年10月25日完井,井深2985.3m,油層套壓7〞×2850.4m,襯管5〞×2810.2-2984.8m,油管21/2〞×2824.5m。1979年1月30日8：30開井投產(chǎn),投產(chǎn)初期,套壓16.36Mpa,油壓16.02Mpa,產(chǎn)氣量7.8×104m3/d,產(chǎn)水微量。90年12月,套壓6.82Mpa,油壓4.2Mpa,產(chǎn)氣4.0×104m3/d,產(chǎn)水量15.0m3/d,氣井帶水正常。91年8月1日,套壓6.9Mpa,油壓3.4Mpa,產(chǎn)氣量2.8×104m3/d,產(chǎn)水14.7m3/d,氣井開始股狀噴水,8月10日,套壓升至8.2Mpa,油壓降至2.2Mpa,產(chǎn)氣量2.1×10請回答：1、氣井近期生產(chǎn)變化原因？2、氣井出水類型？3、井筒有無積液？4、應(yīng)采取何種措施？答：該井變化的原因是井筒內(nèi)積液所造成的,依據(jù)是：該井