气藏气井生产动态分析题改图
第四章气藏动态分析-1详解
CQUST 概述
气井动态分析是气藏动态分析基础，主要内容： 1.收集每一口井的全部地质和技术资料，编制气井井史并绘制采气曲线； 2.已经取得的地震、测井、岩心、试油及物性等资料是气藏动态分析的重要依据， 这些资料需在气井上取得综合认识的基础上完成； 3.分析气井油、气、水产量与地层压力、生产压差之间的关系，找出它们之间的内 在联系和规律，并推断气藏内部的变化； 4.通过气井生产动态状况和试井资料推断井周围储层地质情况，并综合静态资料分 析整个气藏地质情况，判断气藏边界和驱动类型； 5.分析气井产能和生产情况，建立气井生产方程式，评价气井和气藏生产能力；
6.提供气藏动态分析工作所需的各项资料，包括地层压力、地层温度及流体性质变 化等。
二、气藏驱动方式的类型
油、气藏的驱动方式反应了促使油、气由地层流向井底的主要地层能量形式。
CQUST 概述
地层能量主要有：
1）在重力场中液体的势能； 2）液体形变的势能； 3）地层岩石变形的势能； 4）自由气的势能； 5）溶解气的势能。 1.气压驱动 特点：在气藏开发过程中，没有边、底水，或边、底水不运动，或水的运动速度 大大跟不上气体运动速度，此时，驱气的主要动力是气体本身的压能，气藏的储气 孔隙体积保持不变，地层压力系数P/Z与累积采气量Gp呈线性关系。图（6－7） 2.弹性水驱 特点：由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响就大，气 藏的储气孔隙体积要缩小，地层压力下降要比气驱缓慢。这种驱动方式称弹性水驱， 供水区面积愈大，压力较高的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 3.刚性水驱 特点：侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压 力能保持在原始水平上，这种驱动方式称刚性水驱。
CQUST
采
气藏生产动态分析GPA1.0-GEG2011
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
1、气藏类型划分
设定气藏类型的划分标准，根据气藏的具体指标值，系统就会 自动判断气藏的所属类型。
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
2、温压梯度分析
地层梯度分析
井筒梯度分析
气藏温压系统分析
确定气井内的温压 梯度 分析井筒的积液及 其变化情况 压力系统分析，判 断井间的连通性
TM
气藏生产动态分析系统
（Gas Production Analysis）
GPA TM V1.0
北京金鹰竣业科技有限公司
规规矩矩做人 认认真真做事
TM
引
言
面对日趋复杂的开发对象，只有充分利用丰富的 气井测试与开发生产动态信息资料，通过系统、准确的 动态描述，才能更准确地深化气藏地质认识，把握气藏 开发规律，进而实现气田生产动态的可靠预测，以及气 田开发技术对策的制定与调整。
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
3、产能分析
气井产能分析 气藏产能分析 分类产能方程
根据产能试井数据， 计算气井和区块的产 能，建立相应的产能 方程，绘制IPR曲线 分类汇总、统计分析
规规矩矩做人
认认真真做事
TM
三、软件主要功能
4、物质平衡分析(MBA)
定容气藏
AG、NPI 流动物质平衡分析
Arps分析
自定义模型分析
估算动态储量 泄气面积 储层渗透率 S或Xf 井控程度 动态预测 加密潜力
Fetkovich分析 Blasingame分析 流动物质平衡分析 （FMB）
油气藏动态分析：-气井生产参数
4.1.1气井生产参数
二、气井分析的内容
(1)收集气井的全部地质和生产技术资料,编制气井井史,绘制采气曲线。 (2)分析气井气、油、水产量与地层压力、生产压差之间的关系,寻求它们之间的内在联系 和规律,推断气藏内部的变化。 (3)通过气井生产状况和试井资料，结合静态资料分析气井周围储层及整个气藏的地质情 况,判断气藏边界和驱动类型。 (4)分析气井产能和生产情况,建立气井产能方程,评价气井和气藏的生产潜力。 (5)提供气藏动态分析工作所需的各项资料,包括地层压力、地层温度及流体性质变化等。
2. 目前地层压力(静压）
定义: 气层投入开发以后，在某一时刻关井，待压力恢复平稳后，所获得的 井底压力称为该时期的目前地层压力，又称为井底静压力，简称为静压。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
3. 井底流动压力(流压）
定义：气井在正常生产时测得的井底压力称为井底流动压力，简称为 流压。它是流体从地层流入井底后剩余的能量，同时也是流体从井底流向 井口的动力。
确定方法：实测法、计算法
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
4. 井口压力
在气井井口测得的井口压力分为油压和套压。 油压：指井口油管头处测得的油管内的压力。 套压：指井口套管头处测得的套管内的压力。
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
不同情况下气井油套压的关系
4.1.1气井生产参数
谢谢欣赏
4.1.1气井生产参数
三、基本概念
1. 原始地层压力
定 义 ： 气藏未开发前的气藏压力称为原始地层压力,即当第一口气井完钻后,关 井稳定后测得的井底压力,它表示气藏开采前地层所具有的能量。
油气藏动态分析3
项目一 井组平面动用状况动态分析
分析如下： 该井组油井B和油井C动用好；油井
A动用较差。 1. 主要原因是：油井B和油井C与
油井A
○
油井 B
○
注水井 E 同处于河道砂体上，注水受 效好，产液量高，含水高，油层动用
河道
水井E
◎
水井F
◎
好；油井 A 处于非河道砂体，与注水
井 E 处于不同的砂体上，所以注水受 效差，产液低，含水低，油层动用差。
项目三 井组水驱控制程度分析
400m井距：
与注水井连通的油井有效厚度 水驱控制程度 100% 油井的有效厚度
2.9 4.9 2.8 3.0 100% 5.5 7.3 3.5 4.0 13.6 100% 20.3 67.0%
项目三 井组水驱控制程度分析
项目三 井组水驱控制程度分析
一、水驱控制程度的定义
水驱控制程度是指现井网条件下，注入水所能够波及到的含油面 积内的储量与其总储量的比值。 通过计算不同井距、不同方向油水井连通厚度，来进行分析。 与注水井连通的采油井射开有效厚度与井组内采油井射开总有效 厚度的比值。
h Ew 100% Ho
项目三 井组水驱控制程度分析
油井 C
○
油井 D
○
图3-1-1 水井E井组S3层沉积相带图
项目一 井组平面动用状况动态分析
分析如下： 2. 下步措施：对高含水采油井C
油井A
○
和采油井 B ，采用堵水的办法把高
含水层堵掉，使注入水向主流带两 侧采油井 A 和采油井 D 推进，从而 提高油层动用程度。 另外，也可对采油井 A 采取压裂 措施。
注采井组：一般是指以注水井为中心，平面上可划分为一个 注采单元的一组油水井。
气井气藏生产异常分析
1、起下钻过程中为什么要灌泥浆？答：①保护井壁以避免井内垮塌造成的复杂情况。
②平衡地层压力，避免发生井喷，保护钻井安全。
2、钻井过程中钻井液的功用是什么？答：冷却润滑钻头，携带岩屑、向井下动力钻具传递动力平衡地层压力，依据钻井液性能变化判断和处理井下复杂情况、钻井液录井。
3、气井在生产过程中，未动操作油、套压均上升，请分析主要原因。
答：①.井底附近赃物，积液带出，渗透性改善；②.井下带出污物在节流阀或输气管中形成堵塞，产量下降、井口压力上升；③.单井生产中因用户用气量减少，引起产量下降，使油套压上升；④.针形阀等水合物堵塞；⑤.连通好的邻井关井或减少气量。
4、某井生产时套压、油压、气量均同时下降的原因可能是 CA、导压管内有水B、油管在井下断落或穿孔C、井底坍塌堵塞D、输气管破裂5、某井生产时油套压差突然下降，几乎持平的原因可能是 BA、导压管内有水B、油管在井下断落或穿孔C、井底坍塌堵塞D、输气管破裂6、井底大裂缝不发肓；水显示阶段长；出水后氯根稳定，水量不大；出水后，气量和井口压力大幅度下降，产气方程中摩阻Ａ，惯阻Ｂ剧增；关井后水不能全退回地层，具有此现象特征属于（ b ）。
a.断裂出水；b.水锥型出水；c.横向水窜型出水；d.阵发型出水7、造成气井（藏）产量递减的主要地质因素是（a ）a.地层压力下降；b.边水进入；c.地层水活动；d.双重介质的差异性8、气井过早出水，产层受地层水伤害，造成哪些不良后果？答：a.加速产量递减。
气层的一部分渗流通道被水占据，单相流变为两相流，增大了气体渗流阻力，使产气量大幅度下降，递减加快。
b.地层水沿裂缝，高渗透带窜进，气体被水封割、遮挡，气体流动受阻，部分区块形成死气区，使采收率降低。
c.气井出水后水气比增加，造成油管中两相流动，使压力损失增加，井口流动压力下降，严重时会造成井筒积液，产气量下降，甚至造成气井过早停喷，大大缩短了气井寿命。
9、有边、底水气藏气井，出水早、迟，主要受哪些因素影响？答：a.井底距原始气水界的高度。
储气库井生产动态分析方法及应用
储气库井生产动态分析方法及应用随着天然气的普及和消费量的不断增加，地下储气库的建设越来越紧迫，在数据库设计建设过程当中，存在着很多技术挑战，以保证数据库的安全，注采井的安全是地下储气库安全运行的重要依托，国内外有大量对于储气库安全的研究，而且很多研究着眼于井下的管串安全，储气库注采经验表明出砂对储层的长期有效运行造成威胁。
笔者根据自身的工作经验，分析了储气库井生产动态分析方法和应用。
标签：储气库井；生产动态；分析方法；应用近百年以来，地下储气库经过不断的建设发展，已经成为各国天然气的主要存储方式和重要调峰手段，2000年，我国建立了第一座储气库，保证了京津地区的天然气的稳定供应，随着我国对于天然气需求量的不断增加，储气库建设必须紧随时代发展，满足日益增长的消费量。
我国的储蓄库建设面临着很多的技术挑战，例如，建设管理体系处于起步阶段，缺乏研究和实践经验，在储气库注井井筒温度压力调整的过程当中，周期性变化不均，缺乏完善的管理体系与监督体系。
因此，在储气库的建设和管理过程中，我们需要借鉴其他国家的先进经验，及时发现我国存在的问题，在生产运行过程当中重视技术的创新，来保证储气库的安全和有效运行。
1 储气库井生产动态研究现状我国的储气库建设技术，包括地质方案，施工技术，废弃井封井技术，钻井、固井、完井技术，钻井液技术和储层保护技术，这些技术对于储气库建设的每一个环节都会产生很大的影响。
储气库井注采出砂预测研究：储气库建设的过程中，储层未被打开之前，内部系统处于力平衡状态，储层一旦被打开，周围的应力系统会发生变化，岩石颗粒所承受的应力也会变得不平衡，这时如果应力超过岩石，自身的抗压和抗剪程度变小，延时就会发生变形，在进行油气井生产时，流体流入井底，将地层砂带入井底，导致出砂现象的出现，岩石破坏导致储层出砂的机理包括三种：滑移次生破坏、剪切破坏和拉伸破坏。
油井地层的出砂原因有很多，一是地层中充填砂在流动粘滞力和惯性作用的影响下被动的流入井底，引起油气井出砂现象，二是由于岩石超过其及耐受强度而被破坏，产生的松散砂，被地层流体带入到井底之中，也引发油气井出砂现象，滑移次生破坏是导致充填砂进入井底出沙的重要原因，而剪切和拉伸的影响，则导致延时超过极限强度，出现松散砂流入地层的现象。
油藏工程 (讨论如何利用油气藏生产动态数据进行开发动态分析)
开发早期：
3）大庆油区低渗透油田的六种经验公式：
公式一：
ER
0.3634
0.089 lg
K
o
0.011146
0.0007
f
公式二：
ER
0.3726
0.0893
lg
K
o
0.011235
公式三：
ER
ZJ1Ⅳ 409.7 31.94 291.19 6.36 22.73 32.62 217.8 14.66 A1H、A2H
ZH1Ⅰ下 56.7 3.52 1760.66 0.08 527.43 1.22 12.8 27.47 A3H
ZH1Ⅱ下 78.9 4.51 2086.37 0.08 405.02 1.34 64.7 6.98 A4H
生
合计 545.3 39.97 4138.22 6.52 131.02 26.82 295.3 13.54
数据来自开发生产专业信息系统
产
资
料
处
理
某油田：
开 发 井：4口水平井
动用探明储量：**×104m3
目前累积采油：**×104m3
采出程度：13.54％
综合含水：26.82％
日产油(m3/d)
试井解释方法及其应 用 常规试井分析包括压力降落测试、压力恢复试井、双
驱特征曲线形式。
方法 甲型 乙型 丙型 丁型
粘度 mPas 3～30
>30
3～30
<30
选用水驱曲线汇总表
表达式
可采储量计算公式
lgW a b N
油气藏动态分析： 气井产水分析
层水(气层下面水层的水)。 ✓ 地面水：由于井下措施等把地面上的水泵入井筒，部分被渗入气井周围，随着气
井生产被天然气带出地面。
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
2. 非气层水
气井产水分类及其典型特征
4.2.1气井产水分析
谢谢欣赏
4.2.1 气井产水分析
4.2.1气井产水分析
【学习目标】
1.掌握气井产水的类别及特征； 2.能根据生产数据进行产水分析。
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
1. 气层水
气
边水
层
水
底水
层间水
4.2.1气井产水分析
一、气井产水的类别及主要特征
2. 非气层水
✓ 凝析水：由于温度降低，天然气中的水汽组分凝析成的液态水。 ✓ 钻井液：钻井过程中钻井液渗入井附近岩石缝隙中，天然气开采时，被带出地面。 ✓ 残酸水：酸化措施后，未喷净的残酸水，滞留在井周围岩石缝隙中，气井生产时，
4.2.1气井产水Hale Waihona Puke 析二、根据生产数据进行产水分析
1. 根据气井生产资料分析是否有边(底)水侵入
(1) 根据钻探资料证实气藏有边(底)水存在，气井 则易有边(底)水侵入。 (2) 井身结构完好，排除有外来水窜入的可能，气 井出水则可判断是边(底)水。 (3) 气井产水的水性与边水一致，如边水舌进。
边水舌进
4.2.1气井产水分析
二、根据生产数据进行产水分析
1. 根据气井生产资料分析是否有边(底)水侵入
(4) 采气压差增加，可能引起底水锥进。水锥 高度升高，气井产水量增加。
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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7〞×2890.3米，油管21/2〞×3023.3米，井段2880.6~2910.2米为浅灰色白云岩，2910.2~2943.5米为页岩，2943.5~3058.4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38×104m3/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25×104m3/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9：00~11：00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遇阻测井筒压力梯度为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7〞×1203.4米油管21/〞×1298.8米，衬管5〞×1195.2~1324.9米，完井测试套压9.23MPa，油压8.83MPa，2产气量19.4×104m3/d，产水微。
1978年2月3日10：00开井投产，投产初期套压8.82MPa，油压8.54MPa，产气21.2×104m3/d，产水0.4m3/d。
1990年12月，套压3.82MPa，产气4.3×104m3/d。
请依据该井1978~1990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）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2985.3—2985.42m，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30.5×104m3/d，产水1.8m3/d。
该井于1975年8月20日投产，定产25×104m3/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23×104m3/d加至28×104m3/d，12月19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〞×2940.1米，衬管5〞×2830.2~2980.1米，井底距完井，井深2980.5米，油层套管7〞×2850.3米，油管21/2离原始气水界面-6.32m，完井测试套压18.0MPa，油压17.0MPa，产气量6.5×104m3/d，产水量17.0m3/d（地层水）。
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5.6×104m3/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10：00~12：00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 10：000 5.210：201000 6.20.10010：401500 6.850.13011：0020007.550.14011：2024008.090.13511：4027009.590.50012：00292010.980.6318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24.0×104m3/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24×104m3/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20—7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①号断层，产气层位：P 132，岩性；石灰岩、钻井中在P 132层曾放空0.5m ，漏失泥浆70m 3，岩芯分析，储层基质孔隙度φ＜2%，渗透率K ＜0.01×10-3um 2。
完井测试6小时，稳定0.5小时，P cf 16.0MPa ，q g ：70×104m 3/d ，不产地层水。
一点法计算绝对无阻流量200×104m 3/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30×104m 3/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。
P w sLgt**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30×104m3/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10×104m3/d，月降20×104m3/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。
（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2620 5.60.20.74260.09526酸化后262513.80.50.300750.00887（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，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。