高温高压气井井口测压适应性判别方法
阅读：427发布：2024-02-10
专利汇可以提供高温高压气井井口测压适应性判别方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 公开了高温高压气井井口测压适应性判别方法，测量气井采气指数PI和生产压差ΔP，若PI＜1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压；若PI≥1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。本发明的有益效果是：通过研究井口动态异常的出现条件，确定判别压 力 恢复测试井口压力动态正常的简单准则，建立起适合井口压恢测试的判别关系，为测试方案的选择提供依据。，下面是高温高压气井井口测压适应性判别方法专利的具体信息内容。
1.高温高压气井井口测压适应性判别方法，其特征在于：测量气井采气指数PI和生产压差ΔP，若PI＜1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料可用，采用井口测压替代井底测压；若PI≥1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。
高温高压气井井口测压适应性判别方法
技术领域
[0001] 本发明涉及一种高温高压气井井口测压适应性判别方法。
背景技术
[0003] 高温、高压、高含硫、超深等气藏特点和复杂生产管拄，导致井下压力监测困难、安全风险高，在出水之前通过井口测压替代井底测压将是安全监测的重要途径。但是部分高产气井测试时井口压力表现异常，现有研究认为井筒的温度效应是影响井口压力的关键因素之一，通过非稳态井筒温度模型，预测非线性井温剖面，修正井筒流体压力计算，模拟出井口压力异常现象。
[0004] 但是井口测压所获得的温度是环境温度，无法用于压力折算进行温度校正，一旦出现异常，将不能获取地层的不稳定流动特征，资料的可解释性较差。需要根据气井的生产状态预先判别井口测压资料是否可用，再来选择测压方式。
发明内容
[0005] 本发明的目的在于克服现有技术的缺点，提供一种为测试方案的选择提供依据、方便简单的高温高压气井井口测压适应性判别方法。
[0006] 本发明的目的通过以下技术方案来实现：高温高压气井井口测压适应性判别方法，测量气井采气指数PI和生产压差ΔP，若PI＜1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压；若PI≥1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。
[0007] 本发明具有以下优点：本发明通过Hasan&Kabir的非稳态井筒温度模型，计算出非线性井温剖面，再利用常规方法结合温度剖面计算井筒压力，模拟气井测试过程中的井口动态，通过模拟研究井口动态异常的出现条件，建立起适合井口压恢测试的判别关系，为测试方案的选择提供依据。
[0009] 图1为n2井模拟井口温度
[0010] 图2为n2井模拟井口压力
[0011] 图3为强异常关井井口压力
[0012] 图4为中度异常关井井口压力
[0013] 图5为弱异常关井井口压力
[0014] 图6为无异常关井井口压力
[0015] 图7为高压气井压力恢复井口压力异常判别图。
具体实施方式
[0016] 下面结合附图对本发明做进一步的描述，本发明的保护范围不局限于以下所述：
[0017] 高温高压气井井口测压适应性判别方法，测量气井采气指数PI和生产压差ΔP，若PI＜1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压。
[0018] 对于本发明所述方法的分析如下：
[0019] 气井井温剖面预测
[0020] 气井井筒压力剖面计算依赖于井筒温度剖面的预测。本文通过Hasan&Kabir的非稳态井筒温度模型，计算出非线性井温剖面，再利用常规方法结合温度剖面计算井筒压力，模拟气井测试过程的井口动态。
[0021] 井深度z处的井筒流体瞬变温度为
[0022]
[0023] 瞬时时间衰变系数a为
[0024]
[0025] 距离衰变参数LR为
[0026]
[0027] 地温梯度组合项ψ为：
[0028]
[0029] 其中，Tei为任意深度的原始地层温度，Tei＝Teiwh+gGz，gG为地温梯度，K/m。CT为热容系数，w为油管中的质量流量；m为单位长度的井筒流体质量，cp为油管流体比热，Ke为地层导热系数，rto为油管外径，Uto为井筒系统总传热系数，L为井筒总长度，θ为井筒的水平夹角。
[0030] TD为无因次温度分布函数：
[0031]
[0033] 不稳定测试模拟
[0034] 以井底气层中部为观测点，流动期流量为q(t)，恢复期流量为0，恢复过程可视为气井以变流量q(t)生产后的关井恢复，由叠加原理导出恢复拟压力Pp,wf：
[0035]
[0036] 式中，qj＝q(tj)，q0＝0，qN＝0，q(tj)为流动期流量序列，j＝1,2,…,N；PD为含表皮和井储的任意油藏模型的无因次压力解。
[0037] 以n2井为例，产层厚度78m，孔隙度12％，地层压力60.781MPa，压恢试井解释：渗透率2.3x10-3um2，表皮系数-3.64。模拟测试流量10、15、25、35x104m3/d，各阶段测试24小时，模拟结果见图1和图2。随测试流量增加，如图1所示，井口温度呈现出台阶式上升，反映出生产流量越大，井口稳定温度越高，关井后温度逐渐回落为地表温度，与高产量、高热流量、相对少的热交换时间效果一致，温度变化正常。受井筒传热影响，如图2所示，井口压力出现严重的“异常”：流动初期油压不降反升，中后期恢复为“高产低压”的正常性态，但是生产油压还高于关井油压；压力恢复早期出现“上冲”，然后逐渐回落，后期压力略有上升。
[0038] 结合井筒温度变化可以解释井口油压“异常”现象：
[0039] (1)流动初期井底流压小幅度下降，井筒温度开始上升较快，导致流体密度下降，井筒流动压降迅速降低，并且井筒流动压降的变化幅度远大于井底流压变化，因此，开井的油压反而比关井时的静止油压高，并随井温的上升而上升。
[0040] (2)当井筒温度稳定后，井口油压才随流压下降而下降。
[0041] (3)井筒的稳定温度随生产流量的增加而增加，流量的跃增导致井温上升和井筒压降降低，当井筒压降变化大于井底流压变化时，表现出井口油压的上生。
[0042] (4)关井压力恢复期，井筒压降中摩阻、加速度压降突然消失，井筒压降陡然下降，再加上井底压力回升，导致关井早期油压“上冲”；而后随井温的下降、流体密度增加，井筒压降增加，导致油压下降，当井温稳定后，井筒压降随之稳定，油压才随井底压力回升。
[0043] 模拟发现中低产能气井因生产压差较大，井筒温度变化则不足以影响井口压力的形态。因此，可以根据采气指数、生产压差判别是否会出现井口压力异常。
[0044] 判别关系建立
[0045] 针对四川某高压气藏6000m井深，计算出31种生产条件下井口动态，见表1，参数范围：生产压差0.55～12.14MPa，流量2.4～98.5x104m3/d，采气指数1.8～29.6x104m3/d/MPa，覆盖了高中低产情况，根据图3～图6标识情况对井口动态进行异常性分类：强、中、弱、无。
[0046] 表1 不同生产条件下的井口动态异常性预测
[0047]
[0048] 根据井口压力异常性强弱分类图，如图7所示，确定出适合井口测压的判别关系：
[0049] PI＜1.25+0.6174ΔP (7)
[0050] 其中，PI为采气指数，104m3/(d.MPa)；ΔP为生产压差，MPa。
[0051] 若PI＜1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压；若PI≥1.25+0.6174ΔP，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。
[0052] 文中符号说明：
[0053] g—重力加速度，9.8m/s2；v—流体流动速度，m/s；w—流体质量流量，kg/s；
[0054] Tei—某深度的原始地层温度，K；Teiwh—地表平均温度，K；Tf—某深度的油管流体温度，K；w—质量流量，kg/s；cp—流体比热，J/(kg.K)；Ke—地层导热系数，W/(m.K)；
[0055] Uto—井筒总传热系数，W/(m2.K)；ρe—地层岩石密度，kg/m3；Ce—地层岩石比热，J/(kg.K)；
[0057] Pp,wf—井底压力标准化拟压力，MPa；Pp,i—地层压力标准化拟压力，MPa；
[0058] 通过本发明发现：
[0059] (1)高产能气井测试时的井口压力异常，开井压力“跳跃下降-上升-下降”，关井压力“跳跃上升-下降”，与井底压力变化规律完全不同；
[0060] (2)井温影响井口压降速率，气井的生产动态分析需要利用井温监测资料；
[0061] (3)通过测试模拟研究井口动态异常的出现条件，建立起适合井口压恢测试的判别关系，为测试方案的选择提供依据。
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