气井分析故障诊断演示文稿

气井分析故障诊断演示文稿目前一页\总数六十一页\编于八点优选气井分析故障诊断目前二页\总数六十一页\编于八点第一节纯气井的渗流系统

一口气井在采气过程中，天然气由储层流动到井口，要经过四个阶段，也就是说裂缝—孔隙型的储层，天然气由孔隙渗流到裂缝，再渗流到井底，最后到达井口，要经过孔隙、裂缝、井底、井筒垂管流动四个阶段。目前三页\总数六十一页\编于八点

当压力降传递到气井供气边界或裂缝系统的边界时，气井控制范围内形成了一个稳定的压降漏斗，并相对均衡的下降，即进入了压降拟稳定阶段。因此，我们所说的气井的生产压差就是指该井的地层压力与井底流动压力之差：△P=PR-Pwf

式中：△P：生产压差；PR：地层压力；Pwf：井底流动压力。目前四页\总数六十一页\编于八点

那么，气井的产气量与生产压差之间是什么关系呢？这就是通过试井求得生产方程式：（图1-4，1-5）

目前五页\总数六十一页\编于八点二项式生产方程式：指数式生产方程式:式中:PR：地层压力MPa（绝）Pwf：井底压力MPa（绝）qg：日产气量m3/dA：摩擦阻力系数（简称摩阻系数）C：采气指数B：惯性附加阻力系数（简称惯性系数）n：渗流指数求得A、B值后可计算出无阻流量qAOF（104m3/d）二项式：

目前六页\总数六十一页\编于八点

但实际四川裂缝—孔隙型双重介质非均质气藏气井的渗流系统正如图1-6所示，天然气从孔隙中流动到井底要经过三个阶段：即PR-Pwf=（PR-PRF）+（PRF-Pws（0））+（Pws（0）-Pwf）生产压差=孔隙中的压降+裂缝中的压降+井底附加压降目前七页\总数六十一页\编于八点

一是压力主要损失在低渗带，压力恢复极为缓慢。二是主裂缝系统裂缝发育，压力损失很小，直线段斜率很小。做威78井的Pws～lg[t/（T+t）]关系曲线图，就可以看到该井生产压差（△P）的构成：△P=△P1+△P2+△P3

即：生产压差=污染附加压降+主裂缝系统（内压）压降+低渗带（外区）压降

PR-Pwf=（Pws（0）-Pwf）+（PRF-Pws（0））+（PR-PRF）目前八页\总数六十一页\编于八点

总之，一口井投产前，它的产气层地质情况及井身结构是该井的原始状况。投入开发后的初期的试井、试采工作对该井渗流系统的特征进行认识。开发工作者就是在这个认识的基础上，在以后的气井生产中，通过多种方式如试井、测压、气水分析及录取各种生产资料数据来诊断气井储层及井身结构出现的，影响天然气正常渗流的故障和产生的原因，并对症下药，采取措施进行治理，力争使气井恢复正常生产并延长气井寿命、提高气井（气藏）采收率。目前九页\总数六十一页\编于八点

第一节纯气井的渗流系统第二节气井的异常和故障第三节气井储层异常的诊断

第四节气井井下故障的诊断第五节排水采气工艺井的诊断

目录目前十页\总数六十一页\编于八点

气井在生产过程中或早或晚会出现各种异常情况，主要分两部分：一是发生在储层中，使渗流条件的改变；二是井筒的故障，使垂管流动条件改变。

一、储层的异常

储层发生异常情况使天然气渗流条件改变，主要有五种原因：储层的异常水侵（出水）邻井干扰净化压裂酸化气水产量地层压力污染第二节气井的异常和故障

目前十一页\总数六十一页\编于八点

二、井下故障

井下发生故障，使天然气自井底至井口的垂管流动出现异常。常见的井下故障主要分三部分，即套管、油管及井底。井下故障套管油管井底（产层部位）套管破裂环行空间砂桥套管积液水泥窜槽油管断裂油管堵塞油管积液油管破损裸眼跨塌井底沉砂水泥塞窜漏井下落物目前十二页\总数六十一页\编于八点井下故障按其性质可分为五类；井下故障腐蚀破损沉砂堵塞积液井下落物套管油管套管油管井底套管油管井底油管窜漏水泥环水泥塞目前十三页\总数六十一页\编于八点

（一）腐蚀破损——套油管的破损（包括套管穿孔、断裂和变形）。

1.套管破损形成的原因〈1〉流体中酸性气体（H2S、CO2）的腐蚀或酸化作业中的腐蚀。〈2〉钻井过程中钻杆对套管的摩损。〈3〉套管外围岩应力的挤压变形或损坏，套管内压力低于套管抗外挤压力允许的低限。〈4〉套管生产中气、水流动中对套管的摩损。〈5〉其它，如地震、搬运、下套管作业中操作不当造成的损坏。

2.对气井生产的影响〈1〉造成气井天然气浅层窜漏，生产中套压偏低，套油压差偏小，甚至小于油压，求不到最大关井压力。〈2〉气井生产中异层水窜入井内，而影响气井生产及气井生产寿命。〈3〉如果生产套管的破损发生在表层套管鞋井深以上，生产套管固井质量不好，水泥上返高度低于破损部分或水泥环有串槽孔现象，使表层套管内压力大于套管强度（抗内压强度）会发生表层套管爆裂，如威47井1982年9月3日10”表层套管爆裂，裂口长1.02m。目前十四页\总数六十一页\编于八点

腐蚀破损——油管的破损（包括油管断裂、穿孔）1、油管破损形成的原因〈1〉气、水中酸性气体（H2S、CO2）的腐蚀〈2〉油管生产中，气、水携带沉砂等固体物质，流动中对油管的摩损。〈3〉修井作业、起下油管对油管的伤害。2、对气井生产的影响〈1〉影响携水能力：在油管断落或窜漏井段以下，由于气流速度变慢，携水能力变差，很容易形成井下积液，而且油管断落或破损部位越接近井口，携水能力越差而更影响日产气量。〈2〉油、套压异常，最主要表现套油压差小于正常值。

〈3〉不能进行试井及下井底压力计。〈4〉气举、泡沫排水采气等措施效果不好。目前十五页\总数六十一页\编于八点

（二）沉砂和堵塞

1、井底沉砂沉砂包括产层出砂、裸眼井壁跨塌的岩石，漏入地层的洗井液，压井液中的固体物质和酸化后地层中的酸不溶物等在放喷排液测试中沉于井底形成砂面。砂面分硬砂面和软砂面，沉砂的下部由颗粒较大的固体物质组成，探砂面时加压后砂面深度不变，叫“硬砂面”。硬砂面上，还有由颗粒很细的固体物质和水混合呈稠泥浆状的沉砂，探砂面可感到遇阻，加压后深度改变。。

目前十六页\总数六十一页\编于八点沉砂对气井生产危害较大，主要表现在四个方面：

一是：当硬砂面逐渐高于产气层段时，流体由产层流向井筒的附加阻力增大。二是：当气井特别是出水气井关井时，井筒积液退回产层中，首先将井底的黑浆浆推至储层内，堵塞缝洞，降低了井筒附近产气层段的渗透率（增大了表皮系数），有时甚至造成气井开不出来，被迫采取放喷措施；在防喷时首先喷出来的就是这些“黑浆浆”，然后才是地层水，这就是把“少关井”列为出水井稳产措施的原因之一。三是：少量的“黑浆浆”带出井口，会堵塞井口的针形阀、分离器、计量管道甚至汇管。四是：井底砂面过高，有时会造成油管被卡。目前十七页\总数六十一页\编于八点

2、套油管环形空间砂桥

由于井斜等原因，油管在井下有的井段不处于套管的中心部位，而是紧靠套管壁上，或者套管变形部位，套油管间间隙较小。特别是有水气井套管生产中，很易形成井下沉砂的淤积，逐渐扩大后，在环状空间形成砂桥。环状空间砂桥形成后，如果是套管生产，它会影响气、水产量，使油套管压差增大，甚至开不出气来。如果是油管生产，套压的反映很迟缓，不能反映真实的井底流压。它也是油管被卡的主要原因之一。

目前十八页\总数六十一页\编于八点3、油管堵塞（目前采用的油管传输射孔，在测试后，射孔枪留在油管下端将油管底部完全封死，当沉砂由筛管进入油管后，不能由油管下部落入井底，因而形成油管沉砂堵塞的情况比笔式油管鞋更严重。威远气田挖潜井大都采用油管传输射孔，投产后，都逐渐出现油管堵塞现象）。

（1）油管沉砂：油管鞋有两种，即喇叭口式和笔式目前十九页\总数六十一页\编于八点

4.筛管堵（筛管堵塞的原因主要有五个因素）：

一是油管沉砂面逐渐增高将筛管掩埋，筛孔便被堵塞。威远气田老井修井作业中起出的油管证明，凡是筛管孔整段被堵死的，筛管里全部充满沉砂。二是腐蚀：筛孔是天然气和水流动的通道，与气、水接触最多，最易受酸性气体的腐蚀生成硫化铁，使孔径缩小或堵死。三是结垢。四是缓蚀剂、泡沫剂附于管壁（包括筛管在内）并把井下沉砂、硫化物粘结在一起，逐渐增厚，并使孔径越来越小，直至堵死。五是筛管太短。

目前二十页\总数六十一页\编于八点

筛管堵塞严重的就会影响该井的天然气生产：

（1）井底附加阻力增加，油压下降，套油压差增大，产气量下降。（2）形成井下节流，产气量调节不上去。（3）造成带水困难，井下积掖，动液面波动很大。目前二十一页\总数六十一页\编于八点

5.油管缩径

油管被酸性气体腐蚀后，壁管光滑度差，表面的硫化铁，凹凸不平，更易吸附水份；加上井下温度较高，缓蚀剂、泡沫剂很易吸附于管壁并将沉砂粘结于管壁上，使油管内径越来越小。油管缩径，不是均匀、等厚的，一般越接近井底缩径越严重，也就是油管的结垢一般是由油管鞋向上逐步发展的。油管缩径是不均匀的，更大大增加了流动的阻力，消耗了地层能量，明显地使油压下降，套油压差增大，产气量下降。同时气流在油管内流动过程中，由于油管内径忽大忽小，气流速度也相应忽大忽小，更加使气井带水困难，携水能力变差，积液更多。

目前二十二页\总数六十一页\编于八点

（三）井下积液

1.垂直管流中气液混合物的流动状态

〈1〉雾流：液体呈雾状（滴状）分散在气相中，称为雾流。

〈2〉环雾流：流速较大时，气体在井筒中心流动，液体沿管壁上升。

〈3〉段柱流：流速较小时，液柱与气柱相互交替的流动状态。

〈4〉气泡流：井筒充满液体，产气量很小时，呈气泡状存在于液体中。

2.积液产生的原因

〈1〉气井水，有两种，一是地层水；二是凝析水。

〈2〉一口井的携带水能力，主要取决于气体的流速，而流速的大小在油压不变的情况下，取决于产气量的大小和油管直径的大小。

目前二十三页\总数六十一页\编于八点

一口气井能把所产的水全部由井底带出井口（不产生积液）的最小流速和产气量，称为携水的临界流速和临界产水量。下面介绍计算有凝析水的纯气井（或产水量很小的出水气井）当垂管流的流态基本是雾流（气相是连续相，液相是分散的液滴）的临界携水流速和临界携水产气量的计算公式携水临界流速：

式中：携水临界产气量

式中，vg：携水临界流速m/sσ：近似气水表面张力N/m。取值σ=60×10-3ρL：水密度kg/m3

取值近似值ρL=1074kg/m3ρg：气体密度kg/m3

rg：气体相对密度

目前二十四页\总数六十一页\编于八点

qsc：携水临界产气量104m3/d；A：油管截面积m2A=π（d/2）2d：油管内径油管d=0.062m；Ptf：井口油压MPaZ：井口流压和温度下的气体偏差系数；T：井口气流温度k

为了供威远气田下古生界挖潜获气井（纯气井或产水量小的出水气井）确定合理产量参考，根据上述计算公式绘制了《威远气田雾状流态气井理论临界携水流速及产气量与油压关系图》便于根据气井油压直接查出该井的临界携水产气量（图2-5）目前二十五页\总数六十一页\编于八点

（四）井下落物井底落物的危害主要有三方面：一是使井下砂面的上升加速。二是井下落物限制了修井作业冲砂时油管下入深度三是井下落物，长期在井下遭受酸性气体的腐蚀，而成为锈蚀的碎快，成为井下沉砂的一部分。目前二十六页\总数六十一页\编于八点

井底落物——油管中的落物

油管有落物对气井生产的影响主要表现在三方面：（1）.油管流体流动的截面积变小而形成油管内节流，增加了垂管的阻力，而使油压下降，产气量下降。（2）.由于油管内落物产生节流现象使落物上下的压力不同，有一定压差，落物以下相对流动压力较大，气流流速较慢，因而携水困难，而造成井下积液。（3）.无法下井底压力计进行试井和实测井底压力。目前二十七页\总数六十一页\编于八点

（五）窜漏（水泥塞、水泥环封隔器）

1、水泥塞（人工井底）窜漏

2、水泥环窜漏

3、封隔器窜漏气井下入封隔器（酸化压裂作业下封隔器除外）有三个目的：（1）、封隔上面的产层射孔段或套管破裂部位，。（2）、高含硫气井，异常高压气井或压裂酸化中下封隔器，为了保护套管不受损坏。（3）、半闭式气举排水采气封隔器窜漏的原因，除套管腐蚀结垢严重，刮管不彻底使封隔器封隔效果不好外，最主要的是封隔器的橡胶部件被腐蚀而失去封隔作用。井下窜漏对气井生产的影响（1）、生产层的气、水窜入被封隔的层位，造成生产层的天然气的浪费和压力的损失。（2）、被封的渗透层的气、水（主要是水）窜入井筒与生产层的气共同产出。（3）、不能关井、试井，而且录取的气水产量、井口压力、气水分析等资料不能代表生产层的特征，影响了气井的动态分析目前二十八页\总数六十一页\编于八点

第一节纯气井的渗流系统第二节气井的异常和故障第三节气井储层异常的诊断

第四节气井井下故障的诊断第五节排水采气工艺井的诊断

目录目前二十九页\总数六十一页\编于八点一、气井出水的诊断和控制

（一）、气井水的种类气井中产的水有两种，即凝析水和地层水（含束缚水）。

1、凝析水凝析水无论在气驱气藏或水驱都存在。但是凝析水气比（m3/104m3）却因气藏的温度和压力等条件的不同而各不相同。

2、地层水地层中有两种呈液态分布的水，一种是束缚水，另一种是通称的地层水。

第三节气井储层异常的诊断

目前三十页\总数六十一页\编于八点表3-1各种气田凝析水水气比统计表气田威远自流井兴隆场邓井关荷包场界石场阳高寺气藏茅口组寒武系震旦系嘉三嘉三嘉三长兴长兴长兴嘉一气井威阳61威78自15兴8邓18包4包14井界25阳23水气比0.0610.0370.070.0190.0230.0180.0850.0910.1070.008注出水前出水前平均纯气井纯气井纯气井纯气井纯气井纯气井纯气井目前三十一页\总数六十一页\编于八点表3-2威远气田寒武系凝析水与地层水对比表

井号取样日期Na++K+mg/lCa2+mg/lMg2+mg/lCl-mg/lSO42-mg/lHCO3-mg/l总矿化度g/l凝析水712005.12.751241030181790.311182005.12.7884114321730.31地层水782004.10.26231082001385370892204265967.45932005.5.929482287920375543497856291.37目前三十二页\总数六十一页\编于八点

（二）、气藏的驱动类型

气藏的驱动类型主要可分为气驱气藏和水驱气藏两大类（或称无水气藏和有水气藏）。

两类气藏的区别除开发中气驱气藏不产地层水，水驱气藏产地层水外，从压降曲线（PR/Z～Gp关系曲线）上可以明显的将两类气藏区分开来。气驱气藏呈一条直线，也就是单位视地层压力（PR/Z）降采气量始终是相等的，将此直线延长至P/Z=0时，横坐标上的累计产气量（Gp），也就是统称的“压降储量”（图3-1）。水驱气藏在PR/Z～Gp关系图上呈一条向上翘的曲线，也就是单位视地层压力降产气量随着水侵量的增加而增加。

目前三十三页\总数六十一页\编于八点目前三十四页\总数六十一页\编于八点

（三）、水驱气藏的气水关系

1、整状水驱气藏（单一压力系统水驱气藏）（1）.底水气藏：当气藏储层厚度较大，圈闭内天然气充满度较小时，地层水衬托在气藏之下成为底水气藏，气藏含气高度不一致。(图3-2)

（2）.边水气藏：当气藏储层较薄，圈闭内天然气充满度较大时，地层水处于气藏气水界面以外，气藏呈等厚的层状。(图3-3)目前三十五页\总数六十一页\编于八点目前三十六页\总数六十一页\编于八点

目前三十七页\总数六十一页\编于八点

2、多裂缝系统气藏（多压力系统水驱气藏）

由于气藏储层裂缝发育不均匀，而且地层物性极差，形成了多个被致密岩块封隔的局部裂缝发育的裂缝系统。裂缝系统之间互不连通，各自为独立的压力系统。因而在个裂缝系统中，有自己独立的气水关系，在气藏中没有统一的气水界面。这是区别于整装水驱气藏等主要特征之一。裂缝系统中的气水关系大致分为两类，即：底水型和边水型（图3-4）

（1）.底水型裂缝系统

（2）.边水型裂缝系统

目前三十八页\总数六十一页\编于八点

（四）、气井的出水临界产量（压差）

无论是底水气藏还是边水气藏；无论是整状还是多裂缝系统水驱气藏，一口井，钻至原始气水界面以上完钻，投产初期都不会产地层水。当井底流动压力，降至某一压力值时，也就是生产压差（PR-Pwf）达到一个极限值时，气井开始有出水的现象（显示），这个极限值就是气井当时的临界压差，在这个生产压差下的产气量就是临界产量。（图3-4）目前三十九页\总数六十一页\编于八点目前四十页\总数六十一页\编于八点

1、临界产量的确定

通过对各气井的水分析和取水样时的气产量进行了分析，发现了一个很重要规律就是：“一口气井在经常变换产气量的情况下，当产气量低于某一产量时，气井水的氯根含量都保持在凝析水的氯根含量，（一般在100mg/l左右）。当产气量超过某一产气量时，氯根含量开始上升，说明地层水已少量进入气井的产气层段，并被气流带出井筒产出，也就是出现了地层水的显示。这个产气量就是气井出水的临界产气量（图3-5）。这时的生产压差就是临界压差，因为产气量数据随时都可录取到精确的数据，而生产压差在气井生产过程中不能直接获取，所以一般只提“临界产量”。

如果把气井的产气量控制在临界产量以下生产，就能大大延缓气井的出水时间，也就是延长气井的无水采气期。

目前四十一页\总数六十一页\编于八点目前四十二页\总数六十一页\编于八点

2、为什么气井要控制临界产量以下生产

（1）.气井出水的三种类型

碳酸盐岩裂缝性有水气藏的出水气井有三类，即：慢型（小缝型）、快型（大缝型）和横向型。这就是气井的三种水侵方式。

A、慢型（小缝型）出水气井：气井产层高角度大裂缝不发育，主要以微细裂缝和空隙为主要渗流通道（图3-7a）目前四十三页\总数六十一页\编于八点B、快型（大缝型）出水气井：气井产层高角度的大裂缝发育，是气、水的主要渗流通道。一般原始无阻流量＞50×104m3/d。气井在超临界状态下生产时，边底水沿大裂缝很快窜至井筒造成气井出水。单位生产压差底水上窜高度可达10-35m/MPa，出水的三个阶段转化很快。（图3-7b）。C、横向型：产层以层间缝发育为主，没有高角度穿层大裂缝。井底与底水间连通性较差，而与边水连通性较好，或者在距井筒一段距离以外有高角度裂缝存在。

目前四十四页\总数六十一页\编于八点

边底水在距井筒较远处，缓慢横向窜至井筒。一般出水三个阶段中，干扰阶段不明显，一旦进入显示阶段，便直接进入出水阶段，气井出水后，对气井产能影响很大。（图3-7C）目前四十五页\总数六十一页\编于八点

威远气田震旦系灯影组气藏，研究证明：裂缝是水侵的主要通道，其性质和产状决定了气井出水的特征。用折算原始无阻流量（qAOFi）表示气井裂缝的发育程度；用单位生产压差底水上窜高度（h/△P）表示垂直裂缝程度或产层纵向渗透率。做出h/△P与LgqAOFi关系图（图3-8）

目前四十六页\总数六十一页\编于八点目前四十七页\总数六十一页\编于八点

通过综合分析发现h/△P=0.561LgqAOFi

线以上的气井，具有明显的大缝型出水气井特征；此线与h/△P=0.151LgqAOFi

线之间的气井具有小缝型的出水特征；而h/△P=0.151LgqAOFi

线以下的气井则为典型的横向型出水特征。目前四十八页\总数六十一页\编于八点

（2）.气井出水的三个阶段水驱气藏的气井由无水采气到气水同产要经历三个阶段，即：显示阶段，干扰阶段和出水阶段。

A、显示阶段：气井在无水采气的生产状态下，气井水的氯根含量开始逐步上升，这就标志着气井已进入了显示阶段。气井井口的压力和气、水产量无明显的变化，只有气井水氯根含量明显上升。这就是显示阶段的最重要的特征（图3-9）。

目前四十九页\总数六十一页\编于八点

B、干扰阶段：气井在出水的显示阶段，如果仍未控制到临界产量以下生产。

C、出水阶段：干扰阶段进一步恶化，地层水已窜入产层的主裂缝发育段，气井水产量开始大幅度上升，油压明显下降，套油压差明显增大，气产量下降，氯根含量基本接近本气藏地层水的一般氯根的含量（图3-9）。目前五十页\总数六十一页\编于八点目前五十一页\总数六十一页\编于八点

实例：威78井出水三个阶段划分。该井投产初期，由于对储层结构认识不清，故产气量定为8×104m3/d，井口压力下降很快。氯根含量一般在250～400mg/L，到8月8日以后，由于没有连续做氯根含量分析，8月20日分析时已发现上升至1401mg/L。9月19日产水量明显增加，说明气井已经出水，出水过程可分为三个阶段（表3-4，图3-11）。目前五十二页\总数六十一页\编于八点表3-4威78井出水阶段划分表阶段套压（MPa）油压（MPa）日产气量（104m3/d）日产水量

（m3/d）氯根含量（mg/L）时间阶段末水气比无水16.4↓13.9316.0↓13.648.32↓7.890.5～0.2398～3416.9～8.80.038显示↓13.05↓12.78↓6.40.5～0.221401～2272～9.300.047干扰↓12.60↓11.74↓5.7↑1.02625～1704～10.190.179出水↓12.66↓10.85↓3.8↑5.910792～37204～10.311.553目前五十三页\总数六十一页\编于八点9-3010-19图3-11威78井采气曲线图(2004.6.10~10.31)8-8无水采气期显示阶段干扰阶段出水阶段目前五十四页\总数六十一页\编于八点

3、气井早期出水的危害

总结四川有水气田开发四十年来的经验与教训，得到一条重要的经验，就是要尽量延长气井的无水采气期。因为气井无水采气期的长短直接影响到气藏和气井的稳产和采收率。（1）.气井早期出水加速了气井的递减实例、（表3-5、3-6）目前五十五页\总数六十一页\编于八点表3-5部分井出水前后生产能力对比表（威远气田震旦系）井号威23威34威40威39威61ABQAFABQAFABQAFABQAFABQAF出水前5.430.059669.715.910.40531.432.450.12564.422.310.116477.278.8380.90423.1出水后10.50.145941.712.471.1992027.820.56531.126.950.20150.1207.57