气藏气井生产动态分析题改图(13页).doc

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1、-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72890.3米，油管21/23023.3米，井段2880.62910.2米为浅灰色白云岩，2910.22943.5米为页岩，2943.53058.4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38104m3/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25104m3/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

2、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9：0011：00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 9：00014.259：20100014.930.0689：40150015.270.06810：00200015.610.06810：20227115.800.07010：40270016.100.07011：00295016.280.0722950遇

3、阻答：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71203.4米油管21/21298.8米，衬管51195.21324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，产气量19.4104m3/d，产水微。1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82M

4、Pa，油压8.54MPa，产气21.2104m3/d，产水0.4m3/d。1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3104m3/d。请依据该井19781990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。（4

5、）低压低产相对稳定阶段：产量、压力都很低，递减速度大大减慢，生产相对稳定，开采时间延续很长。三、井位于*气藏的北翼2号断层附近，该气藏为碳酸盐岩孔隙裂缝性边水气藏。该井于1974年7月23日完井，钻井过程中，钻井至井深2985.32985.42m，放空0.12m，完井测试时，地层压力29.15Mpa，井底流动压力28.13Mpa，套压22.5Mpa，油压21.8Mpa，产气30.5104m3/d，产水1.8m3/d。该井于1975年8月20日投产，定产25104m3/d，气井井口压力、气量、水量、氯根含量均较稳定，75年12月14日将产气量从23104m3/d加至28104m3/d，12月19

6、日，气井生产参数发生突然变化（说见该井采气曲线图）。请利用该井采气曲线图结合完井资料，（1）分析气井生产参数变化的原因。（2）划分气井生产阶段，并描述出各阶段的生产特征。答：该井位于构造北翼2号断层附近，钻井过程中放空0.12m，孔隙、裂缝发育，完井测试时，生产压差小，产气量大，是一口高渗高产气井。12月14日加气后，气井油压、产气量下降，产水量、氯根含量上升快，套、油管压差大，反映气井为断裂性水特征。因此，气井生产参数变化为气井产地层水所致，气井产地层水的原因是加大气量不合理生产。根据该井的采气曲线特征，大致将该井划分为两个生产阶段：一是1975年8月20日12月19日为无水采气阶段，主要特

7、征为：气井生产套压、油压、气量、水量、氯根含量稳定，套、油压差小，产水量、氯根含量低。二是1975年12月19日1976年1月15日。为带水生产阶段，其生产特征为：油压、气量下降快、稳定快，产水量、氯根含量上升快、稳定快，套油管压差大，垂管中流体阻力大。四、*井位于*气藏西南翼，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩孔隙裂缝性气藏。该井于1985年3月24日完井，井深2980.5米，油层套管72850.3米，油管21/22940.1米，衬管52830.22980.1米，井底距离原始气水界面-6.32m，完井测试套压18.0MPa，油压17.0MPa，产气量6.5104m3/d，产水量17.0m3/d（地层

8、水）。该井于1986年3月28日10：00开井投产，投产初期套压18.51MPa，油压17.20MPa，产气量5.6104m3/d，产水量16.3m3/d，气井井口压力、气量基本稳定。1989年4月17日开始，气井生产参数发生明显变化（采气曲线）4月30日10：0012：00下井下压力计实测井筒井压力梯度了解井筒压力，变化情况见井下压力计测压原始记录。（1）根据该井井下压力计测压数据计算油管中流体压力梯度；（2）根据该井采气曲线和压力梯度分析气井生产参数变化的原因。*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86.4.30 10：0005.210：

9、2010006.20.10010：4015006.850.13011：0020007.550.14011：2024008.090.13511：4027009.590.50012：00292010.980.6318答：该井4月17日以后，生产数据中套压缓慢上升，油压、气量、水量下降，4月30日下井下压力计实测油管中流体压力梯度、井深2400m以下，压力梯度从0.141MPa/100升至0.5 MPa/100以上，反映该井井深2400以下的油管中有积液存在，说明该井在4月17日发生的变化主要原因是井筒（油管）积液所致。五、*井位于*气藏南翼，该气藏为底水衬托的碳酸盐裂缝孔隙气藏。该井于1983年6

10、月17日完钻，井深2935.6m，井底距原始气水界面为27.6m，井身结构良好未进行酸化增产措施，完井测试套压19.51MPa，油压19.20MPa，产气24.0104m3/d，产水0.8m3/d（凝析水、纯气井）。1985年9月18日8：30开井生产，定产量24104m3/d，产水1.0m3/d，氯根含量、产水产气及井口压力发生缓慢变化，7月中旬气井生产参数基本稳定，具有明显的水锥型出水的基本特征（详见该井采气曲线图）。请利用采气曲线将该井3月2日7月31日，划出三个出水阶段，并描述出各出水阶段的生产特征。答：该井采气曲线反映该井为水锥形出水气井，依据其特征大致分为1986年3月2日4月10

11、日为出水征兆阶段，此阶段特征为：氯根上升，气井产量、产水量、压力稳定。1986年4月10日5月20日为出水显示阶段，其特征为：氯根含量、产水量均有上升，井口压力、产气量、产水量、氯根含量均有较大波动。1986年5月207月3日为气井出水阶段（或气井出水产能递减阶段），此阶段气井井口压力，产量下降，水量上升，套油压差增大，各生产参数于7月20日以后基本趋于稳定。六、*井位于构造长轴北段偏东翼，临近号断层，产气层位：P132，岩性；石灰岩、钻井中在P132层曾放空0.5m，漏失泥浆70m3，岩芯分析，储层基质孔隙度2%，渗透率K0.0110-3um2。完井测试6小时，稳定0.5小时，Pcf16.0

12、MPa，qg：70104m3/d，不产地层水。一点法计算绝对无阻流量200104m3/d，井口最大关井压力31.0MPa，原始地层压力：43.0MPa。该井为一单裂缝系统，含气面积及气水关系不清楚。投产后先定产30104m3/d生产两个月，之后定井口压力生产1个月，然后关井复压3个月，井口最高关井压力23.0MPa，尚未稳定，其生产及关井动态特征如图所示。请根据气井静、动态资料分析判断：（1）气井生产及关井动态特性；（2）储集层类型；（3）单井控制储量大小。*井第一次关井压力恢复曲线答：（1）气井生产特征为初始产量、压力高、生产压差小，但稳定性差，压力、产量递减速度快，压力恢复速度也较慢。定产

13、30104m3/d生产阶段，井口套压由30 MPa下降到20MPa，下降10MPa，平均降6MPa，压力月递减为16.7%。定井口油压18MPa生产阶段，井口产量由30下降至10104m3/d，月降20104m3/d，产量月递减率平均高达66.7%。关井压力恢复速度很慢，关井3个月尚未稳定，最高关井压力为23.0MPa，较投产前井口最大关井压力31.0MPa低8.0MPa。（2）储层岩芯分析基质中和K均很低，不具备储渗条件，但该井孔洞，裂缝十分发育，表现在：气井位于断层附近，钻井中有放空和大量井漏现象，测试产量高、无阻流量大（一点法）压力恢复曲线初始段平缓，综合分析认为，该井储层属裂缝洞穴型。

14、（3）气井压力恢复曲线呈凹型，生产中压力、产量递减有规律，不产地层水，储集层为裂缝隙洞穴型，分析气井压力，产量不稳定，不是地层水推进或泥浆污堵影响，而是该井裂缝系统控制储量较小的反映。七、根据下述资料和图件分析*井压裂酸化工作是否有效果(1)生产参数及试井分析A、B值参数时间套压（MPa）油压（MPa）产气量（104m3/d）产水量（m3/d）试 井 分 析摩擦阻力系数A惯性阻力系数B酸化前26205.60.20.74260.09526酸化后262513.80.50.300750.00887（2）酸化施工综合曲线图（3）压力恢复试井曲线图答：1、酸化施工综合曲线上明显可见，t1时刻泵压开始突降

15、，排量和吸指同时上升，反映地层有压开的显示。到t2时刻后泵压、排量和吸指趋于相对稳定，地层吸收指数较高，反映井底附近堵塞已基本解除，地层渗透性能得到改善。2、酸化后压力恢复曲线直线段斜率明显比酸化前变小且试井分析A、B值都大大下降，都反映井底附近和稍远地带地层渗透性变好，流动阻力减小。3、生产参数对比，在井口套压相同条件下，酸化后日产气量较酸化前增加8.2万方，增幅2.5倍。综上所述，本次压裂酸化增产效果明显，近井地带产层污堵被解除，地层渗透性能得到较大改善。八、*井产层为TC41TC33岩性为白云岩、灰岩，孔隙裂缝储层，钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3，完井后，中型解堵酸化一次（40m3盐酸

16、）测试井口产量35.0104m3/d，稳定1：00。该井投产即进行稳定试井1次，随后定产3035104m3/d，生产半年后关井复压稳定后，又进行第二次稳定试井，两次测试产量相同，由小到大进行测试，两次测试资料整理作二项式指示曲线（如图所示），请根据上述资料和图件分析该井投产半年后，井下渗透条件有何变化？答：该井完钻试测和第1次稳定试井均表现出测点稳定程度差的现象，这是钻井和酸化进入产层的泥浆和残酸液末排完，生产中聚集井和进入井筒干扰所致。经过半年的大产量（3035104m3/d）生产，分析井底附近和井筒中泥浆和残酸已基本排出到地面。第二次稳定试井二项式指示曲线明显落在第一次，且各测点线性关系好

17、，指示线斜率变小，这是产层得到净化渗透条件变好的反映。九、*井为一纯气井，产层C2，岩性白云岩，裂缝孔隙性储层，该井投产后以10104m3/d，试生产压力、气量、水量均较稳定，生产三个月后进行了第一次关井复压，并作关井压力恢复试井和试定试井各一次，获取测压成果如下：请根据上述资料分析气井类型（产量和产层渗透性）目前地层压力：PR=35.000MPa二项式产气方程：PR2PWf2=0.26500qg+0.00090qg2答：该井为裂缝孔隙性储层，压力恢复速度快，经1小时即基本达到稳定曲线形状为“厂”字型，稳定试井二项式指示曲线平缓，各测点稳定程度好，线性关系好，这些都是储层渗透性较高的反映。利用

18、二项式产气方程，计算该井绝对无阻流量（QAOF）为1028.69104m3/d属高产气井，因此该气井可定为同产高渗型气井。一十、由图回答下列问题1)、该气藏的类型是什么？ 2)、投产初期哪口井产量低？为什么？3)、哪口井产量下降快？为什么？ 4)、在气田开采中对这两口井应采取什么措施？答：1)、由图1、图2知该井为边水断层封闭单斜气藏。2)、由图3知投产初期1号井因污染严重，比2号井产量低。3)、由于2号井离气水边界近，投产后是水早产量下降快。4)、由于1号井井下污染严重，所以应进行气层改造，解除井底附近污染，提高气层渗透性。对2号井应控制一定压差生产，防止气井过早见水及水淹。一十一、根据下列

19、曲线说明气井产量下降原因及应采取的措施？气藏的驱动类型？答：1、指示曲线表明，由于截距和斜率都变大，说明气井产量下降的原因可能是井底污染严重程度增加及气体在地层中的渗透率下降所致。2、两条流入动态曲线的起点压力值一样，说明地层压力没下降应该是水压驱动。一十二、*集气站管理A、B 、C 、D、E等生产气井，5口气井均在进站保温后二次节流降压，然后分离、计量、集中计量（总计量），化工厂用气，化工厂安装有一台总计量装置，作为对口计量。1991年8月27日12：30当班职工发现气井各井流量计静差压发生突然变化，输气压力从2.5MPa下降到2.3MPa，同时通过电话询问化工厂的用气情况，并将当时收集的资

20、料数据列于下表，请根据表中的数据，分析变化原因，并提出处理意见。井号12：0012：30静压（格）差压（格）静压（格）差压（格）A80.472.378.277.3B80.068.478.073.5C80.258.578.163.6D79.879.377.984.4E80.364.278.269.5集气站总计量79.672.077.677.5化工厂总计量76.578.365.852.8答：根据表中的数据反映，说明集气站至化工厂的输气管线破裂漏气。依据是：A、B、C、D、E等5口气井的流量计静压下降2格，差压上升5格，供气量有些上升，总计量的气量同样上升，而化工厂的对口计量静、差后格数反而下降，用

21、户接收到的气量减少、静压下降，表明压力下降，说明集气站至化工厂之间的输气管线有破裂漏气。 处理：（1）关井或放空；（2）关输气阀截断气源，停止供气；（3）通知用户，说明停气原因；（4）补焊输气管线。13、*气藏为碳酸盐岩裂缝孔隙性气藏，产层埋藏深度为41004150m，1987年先后钻获A、B、C、D、E等5口气井，为摸清该气藏压力系统、井间关系，1988年6月1日00：00，A、B、C井同时开井试生产，进行井间干扰试验，（6月9日24：00关井恢复压力），邻近的D、E井作观察井观察压力变化，6月14日00：00试验结束，现将这次试验资料数据列于下表，请根据表中的试验资料数据，分析该气藏有几个

22、压力系统。注表中6月1日0：00关井的压力数据均为原始关井压力。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：该气藏可以划分为4个压力系统：A井、B井与其它气井，投产前的原始

23、关井压力不同，属于不同的压力系统，C井、D井、E井投产前的原始关井压力一致，均为26.0MPa在井间干扰试验中，仅D井受C井开、关井干扰影响，属于同一压力系统，E井不受C井的开关井影响，属于独立压力系统，因此该气藏的5口气井中有四个压力系统，即；A井、B井、C井、E井等四个压力系统。一十四、*集气站管理A、B、C、D、E等5口生产气井，5口气井均在进站保温后二次节流降压，然后分离、计量，集中计量后，供一家钢厂用气，钢厂在进厂时安装有一台总计量作为与集气站的对口计量装置，输气管线的工作压力为4.5MPa。1991年1月23日2：30，值班职工发现A、B、C、D、E等各井流量计静、差压突然变化，输

24、气压力从2.5上升到3.0MPa，马上通过电话在询问钢厂的用气情况，现将当时收集到的资料数据列于下表，请根据表中的数据分析变化原因，并提出处理意见。井号2：002：30静压（格）差压（格）静压（格）差压（格）A66.078.572.068.4B65.875.471.865.8C65.965.371.955.2D65.756.671.746.4E65.872.871.861.5集气站总计量65.578.571.467.3钢厂总计量63.274.651.448.5答：根据表中数据反映；集气站至钢厂的输气管有局部静、差压下降，表明钢厂接收到的气量减少，静压下降，反映压力下降。集气站A、B、C、D、E

25、井的静压上升6格左右，差压下降10格左右，表明各井的产气量有所减少，总计量所记气量同样反映为下降，输气压力反而从2.5MPa上升到8.0MPa，说明集气站至钢厂之间的输气管线有局部堵塞，或钢厂压低用气量。处理：输气管线工作压力为4.5MPa，目前实际压力为3.0MPa，可一方面观察输气压力变化，一方面分析管线堵原因，根据堵塞原因采取解堵措施解堵。与钢厂联系，若为钢厂压低用气量，则集气站相应压低供气量。一十五、*集气站管理A、B、C、D、E等5口生产气井，5口气井均在站外，采用集气支线输至集气站保温，节流降压、分离、计量，然后通过汇管集中计量后输送至用户。该集气站的所有气井均在进站保温后采用针型

26、阀进行二次节流降压，所使用的流量计均为双波纹管差压流量计。1991年9月15日13：15，值班工人发现A井流量计差压格子数从72格下降至0格以内，立即检查站内其它气井，同样有所变化，现将该集气站13：15前后资料变化情况列于下表，请你根据此表中数据分析变化原因，并提出处理意见。井号13：0013：15进站压力（MPa）静压（格子数）差压（格子数）进站压力（MPa）静压（格子数）差压（格子数）ABCDE总计量汇管压力4.26.45.34.83.52.583.082.882.582.482.082.07261.452.483.379.278.00.46.25.34.63.379.580.380.5

27、80.381.080.80以内76.068.590.789.776.0答：该井集气站的资料变化反映：A井井口至集气站的集支线已断裂脱落。依据是：1、总计量流量计静、差压下降，表明集气站接收到的气量减少，而B、C、D、E等4口井计量静压下降不多，差压上升均在10格以上，表明此4口井的气量均有所增加，说明此4口井集气支线工作正常，A井静、差压均下降，而且差压下降到0格以内，进站压力从4.2下降至0.4MPa，而输气压是2.4MPa严重低于汇管压力，表明是A井从井口至集气站的集气支线已断裂脱落，产生倒输所致。处理：1、关进站针型阀，关井口生产控制阀切断气源；2、组织补焊输气管线，及时开井生产。一十六

28、、*井位于*气藏北翼某集气站内，1987年4月21日完井后，于4月23日8：30开井试生产，开井前，该井关井套压18.45MPa，油压17.52MPa，试生产情况如下表所示，请根据表中生产数据分析该井生产参数变化的原因。时间套压MPa油压MPa气量104m3/d水量m3/d4月24日1072920302504月25日1070980312404月26日1070980321804月27日107498950704月29日1075104285705月1日1076104594125月3日1078104895115月5日1078104895105月7日107810489509答：该井完井后未进行放喷测试就

29、进行试生产，有大量的钻井液集中于井筒内，产层中油压比套压低1.07MPa，在试生产过程中，生产压差较大，井内、产层中的钻井液被带出，日产水量逐渐减少，产层随之得到净化，产层阻力损失随之减少，气井的套压、油压、气量逐渐上升，因此该井生产参数变化的原因是产层净化所致。一十七、*气藏为碳酸盐岩孔隙裂缝性气藏，1987年8月1日0点A、B两口相邻的气井同时开井试生产，8月4日24：00试生产结束，关井恢复压力，请根据此次试生产资料、数据分析A、B两气井产层渗透性好怀，并提出气井增产措施，现将A、B两井试生产资料数据列于下表：井号7月31日 24：008月1日24：008月2日24：008月3日24：0

30、08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井套压（MPa）油压（MPa）产气（104m3）36.528.022.014.06.010.014.519.020.036.526.021.012.04.09.014.019.020.03.81.71.51.2B井套压（MPa）油压（MPa）产气（104m3）36.034.034.034.034.035.535.535.535.536.030.530.530.530.535.535.535.535.532.032.032.032.0答：两气井投产前关井压力基本相似，其中A井试生产时，井口压力低、生产压

31、差大、产气量小、井口压力、产气量下降快。关井时压力恢复缓，试井产层渗透性差，产层渗滤阻力损失大，属低产气井，该气藏产层岩性为碳酸盐岩，该井与渗透性好的B井相邻，建议采用盐酸进行压裂酸化，改善产层渗透性。B井在试生产时，井口生产压力高，生产压差小，产气量大，开关井压力、产气量稳定快，动操作后24小时压力已稳定，表时该井产层渗透性好，属于高渗高产气井，可以不进行酸化。一十八、*集气站管理A、B、C、D等4口生产气井，4口生产井均在进站处采用集气支线输至站内保温、节流、降压、分离计量，然后集中计量后输至用户。4口气井未产凝析水，井口压力较高，采用在进站保温后二次节流降压。1991年1月20日4：00

32、值班职工巡回检查时发现A井流量计差压从72格缓慢下降至10格，其它三口井差压均上升5格左右，总计量差压下降，所有流量计静压均有所下降，然后检查压力资料，现将检查所获资料数据列于下表，请根据下列表中数据分析该站变化的原因，并提出处理措施。井号2：004：00进站压力MPa分离器压力MPa静压差压（格）进站压力MPa分离器压力MPa静压差压（格）A井6.42.083.0 72.08.42.081.9 10B井4.22.082.8 81.44.22.081.8 86.5C井5.32.082.5 82.45.32.081.4 87.0D井4.82.082.4 83.34.82.081.3 88.2总计

33、量82.0 79.281.0 74.8答：该井站资料数据反映：A井进站节流阀有堵，依据是：（1）A井流量计差压从72格下降到10格，气井产量减少85%左右，其余三井差压上升，总计量差压下降，静压均有所下降，表明输气管线工作正常。（2）A井进站压力从6.4MPa上升到8.4MPa，流量计静压略有下降，分离器压力未变，说明计量装置、分离器工作正常，堵点应在进站节流阀处。处理措施：分析堵塞原因，解除堵塞。检查保温设备，加强保温，防止节流阀处形成水合物堵塞。一十九、*井井位于*气藏东北翼低渗带，该气藏为底水衬托的碳酸盐岩孔隙裂隙性弱弹性水驱气藏。该井于1978年10月25日完井，井深2985.3m，油

34、层套压72850.4m，衬管52810.2-2984.8m，油管21/22824.5m。1979年1月30日8：30开井投产，投产初期，套压16.36Mpa，油压16.02Mpa，产气量7.8104m3/d，产水微量。90年12月，套压6.82Mpa，油压4.2Mpa，产气4.0104m3/d，产水量15.0m3/d，气井带水正常。91年8月1日，套压6.9Mpa，油压3.4Mpa，产气量2.8104m3/d，产水14.7m3/d，气井开始股状喷水，8月10日，套压升至8.2Mpa，油压降至2.2Mpa，产气量2.1104m3/d，产水11m3/d，输压1.8Mpa，8月11日下341100m

35、m的通井规通井至井深2920m未遇阻。注：该井附近无高压气源，无低压用气单位和增压机组。请回答：1、气井近期生产变化原因？ 2、气井出水类型？3、井筒有无积液？ 4、应采取何种措施？答：该井变化的原因是井筒内积液所造成的，依据是：该井下有衬管，8月11日用通井规通井至井深2920m未遇阻，井底垮塌，油管堵塞的可能性很小，2、该井8月1日8月10日，套压上升，油压、气量、水量下降反映了气井井筒积液的特征。3、气井呈股状喷水，表明垂管流为活塞流，具有井筒积液的条件。4、井口套、油压从3.56.0Mpa，反映了井筒积液十分严重，急需进行排水采气，考虑到：1、该井附近无高压气源和低压用气单位。2、该井

36、渗透差，产水量小。3、井下套、油压联通情况良好。4、泡沫排水工艺施工方便，则有效等因素，建议该井采用液体发泡剂进行泡沫排水采气。二十、*井位于*构造北翼，该气藏为碳酸盐岩孔隙-裂缝性含硫气藏，该井于1967年2月4日完井，井深3028.3m，油层套管72898.4m，水泥返至地面，试压27Mpa 30min27Mpa，井身结构良好，油管21/22988.7m完井测试，套压19.5Mpa，油压17.9Mpa，产气25.4104m3/d，产水量1.4m3/d（纯气井）。该井于1969年2月25日10：00开井生产，69年3月1日4月2日10：00套压21.3Mpa，油压20.2Mpa，产气21.2

37、104m3/d，产水量1.3m3/d，气井生产参数十分稳定，4月2日12：00井站职工巡回检查发现，套压从21.3Mpa下降到21.2Mpa，油压从20.2Mpa上升到20.9Mpa，产气量略有上升，但不明显，产水量无明显变化。当班职工立即检查压力表考克，更换压力表，未发现异常情况，此后该井的套压、油压差基本保持在0.1Mpa左右生产，根据该井的压力变化，分折该井井口压力变化的原因？答：该井固井质量较好，套管窜气的可能性不大，而套压下降，油压上升反映了井内油管中途断落，断口下部套、油环空的静气柱从油管断口窜入油管，流至井口变为动气柱，使垂直流动阻力减小。该井油管断落之前，套、油压差为1.1Mp

38、a，断落后反为0.1Mpa，表明油管在井口附近断落，加之该气藏为含硫气藏，硫化氢对钢材具有一定的腐蚀性，因此该井口压力变化的原因是井下油管在井口附近处断落所致。二十一、某井产层为TC41TC33，碳酸盐岩裂缝孔隙储层，钻井中曾在产层段漏失泥浆53m3。原始地层压力36MPa。气藏探明储量36108m3。该井2003年6月投产即进行稳定试井1次，随后生产。生产半年后（Gp：1108m3）关井复压稳定后，又进行第二次稳定试井，两次测试产量相同，由小到大进行测试，两次测试资料如下表。（不考虑Z值变化）序 号测试产量（104m3）稳定中深压力（2003年6月）（MPa）稳定中深压力（2004年1月）（MPa）11034.534.322031.63333028.530.744022281、 作出两次稳定试井的指示曲线（P2/qgqg）2、 分析产层渗透条件有何变化分析答：该井第1次稳定试井均表现出测点稳定程度差的现象，这是钻井和酸化进入产层的泥浆和残酸液末排完，生产中聚集井和进入井筒干扰所致。经过半年的生产，分析井底附近和井筒中泥浆和残酸已基本排出到地面。第二次稳定试井二项式指示曲线明显落在第一次，且各测点线性关系好，指示线斜率变小，这是产层得到净化渗透条件变好的反映。-第 13 页-