CN104504604B - 一种定性气井井筒积液的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了气藏、凝析气藏开发过程中一种定性气井井筒积液的方法。通过气井日常生产数据计算不同时间对应的油水比，进而得到对应的临界压力梯度，并与压力梯度测试曲线进行对比分析。如果测试压力梯度曲线的最大值超过了临界压力梯度值，则井筒已出现积液，相反，如果最大压力梯度值低于临界压力梯度值，即使压力梯度曲线存在波动，井筒内依然不存在积液。利用气藏、凝析气藏日常测试数据，通过物质平衡状态方程模型和临界压力梯度模型计算出了不同油水比条件下的临界压力梯度，并与压力梯度曲线对比判断井筒是否积液，避免了直接人为定性分析所带来的各种误差，提高了井筒积液判别的准确性。

Description

一种定性气井井筒积液的方法

技术领域

本发明涉及采矿技术领域，具体来说是涉及油气井开发时定性气井井筒积液的方法。

背景技术

油气藏开发过程中，评价其开发效果、进行生产措施等最核心的目标在于提高其采收率。而提高采收率的方法中，最省时、省力、省钱的办法就是保持现有开发方式不变的前提下提高单井累产油气量。

对气井、凝析气井，如何准确判断井筒是否积液及其积液时间，是后期进行生产合理调整与措施、延长单井生产时间(从而提高单井累产油气量)最为核心的问题。在气井(凝析气井)生产过程中，初期井筒内产出为气(或含有少量凝析水或凝析油)，气藏能量充足，正常生产的井筒内不会存在积液现象。随着生产的进行，当油藏边底水由于压差作用渗流至井底时，井筒内会由单一气相流动转变为气、水两相(凝析气井为油气水三相)流动。此时，如果气体能量不足(压力与流速)，就会造成进入井底的地层水无法被全部带出井筒，从而形成井筒积液。井筒形成积液后，随着积液高度的增加，会导致井底流压的回升，从而导致生产压差的减小，产气量进一步降低，直至井筒不再出气，停喷关井，这对提高单井累产油气量影响大。由此可见，油气田生产过程中，判断气井是否积液及预测积液时间至关重要，也就是说进行井筒积液判别是提高单井累产量和气藏采收率的重要前提。

目前油田实际生产中，主要使用产量变化经验法、井口油套压判别法、凝析水分析法、试井曲线分析法和压力梯度曲线分析法判别井筒是否积液。但是，各方法具有不同的局限性：如油套压判别法只能用于井下无封隔器且油管必须下至生产层段的气井或中低凝析油含量的凝析气井。试井曲线分析法则要依靠试井测试结果，由于试井测试复杂，甚至需要关井作业，影响气井正常生产，因此在油田实际生产中，测试井次十分有限。凝析水分析方法则要求气井生产初期无自由水产出，这类型气藏通常很少能见到。产量变化经验法需要长期从事本专业的资深工程师，且该方法受其他生产因素影响多。压力梯度曲线分析法数据获取容易，分析简单，但该方法只适用于气井，对凝析气井来说，该判断井筒积液的方法通常受到井筒内反凝析的影响，容易出现判断失误。

发明内容

本发明目的在于解决现有井筒积液判别过程中所出现的问题，进而提高井筒积液判别的准确度，提供一种定性气井井筒是否积液的方法。

一种定性气井井筒积液的方法，包括以下步骤：

1)获取气井井口压力、井口温度、井口气体体积偏差系数、井底压力、井底温度、井底气体体积偏差系数、日产气量、及参考天然气密度等参数，其中，井口/井底条件时对应的气体体积偏差系数依据油气田PVT测试报告确定，其余参数均为气井日常计量数据；将上述参数代入物质平衡模型中，即可得到井底条件对应的气体流量和密度，所述物质平衡模型如式1：

其中，P₁表示井口压力，MPa；T₁表示井口温度，K；Z₁表示井口条件气体体积偏差系数；ρ₁表示井口条件气体密度，kg/m³；P₂表示井底流压，MPa；T₂表示井底温度，K；Z₂表示井底条件气体体积偏差系数；ρ₂表示井底条件气体密度，kg/m³；

2)调取气藏日常监测数据：油、水在井底条件时的的压力、温度及密度，同时，通过步骤1)得到气体在井底条件下的密度，然后将上述参数代入临界压力梯度模型中得到临界压力梯度与油水比的关系式；设置不同气油比得到不同气油比条件下对应的临界压力梯度绘制成临界压力梯度表；所述临界压力梯度模型如式2所示：

P₀表示标准压力，MPa；T₀表示标准温度，K；Z₀表示标准条件气体体积偏差系数；P₂表示井底流压，MPa；T₂表示井底温度，K；Z₂表示井底条件气体体积偏差系数；ρ_g表示井底条件时气体密度，kg/m³；ρ_o表示凝析油密度，kg/m³；ρ_w表示地层水密度，kg/m³；OWR表示油水比，m³/m³；P_grad表示临界压力梯度，MPa/100m；

3)通过生产数据得到不同时间对应的油水比，进而得到对应的临界压力梯度；与压力梯度曲线进行比较，如果所得的压力梯度曲线的最大值超过了临界压力梯度，则井筒已出现积液，相反，最大的压力梯度值低于临界压力梯度，则井筒内不存在积液。

压力梯度曲线判别法认为压力梯度曲线出现波动即井筒存在积液，但在实际生产中，该判断方法对凝析气藏具有不适用性，原因在于当井筒压力低于饱和压力时，凝析气井会出现反凝析现象，反凝析产生的凝析油会导致压力梯度曲线的波动，从而导致判断的失误。

本发明的有益效果在于：

本发明可以准确计算出井筒的临界压力梯度，避免了因为反凝析所导致的判断失误。

利用气藏、凝析气藏日常测试数据，通过物质平衡(状态方程)模型和临界压力梯度模型计算出了不同油水比条件下的临界压力梯度，并与压力梯度曲线对比判断井筒是否积液，避免了直接人为定性分析所带来的各种误差，提高了井筒积液判别的准确性。

由于压力梯度曲线测试简单，对气井日常生产影响很小，在同一口井可进行多次测试，因此，本发明可通过相邻时间测试的压力梯度曲线分析井筒的大致积液时间，其判断精度对油气田生产而言已经足够。

附图说明

附图1：实施例1不同时间压力梯度曲线与临界压力梯度对比图。

具体实施方式

以下实施例进一步阐释本发明的技术方案，但不作为对本发明保护范围的限制。

本发明定性气井井筒积液的方法如下：

1)根据某凝析气藏生产资料，获取井深(垂深)、井底流压、井口油压、井底温度、井口温度、日产气、日产油、日产水、地层水密度、凝析油密度、参考天然气密度、井口/井底条件对应的气体体积偏差系数等基本参数；其中，获取井深为井筒垂深，井口/井底条件时的气体体积偏差系数依据PVT测试报告查找，其余参数均为气井日常计量数据。

将获取的凝析气井参数：井口/井底压力、温度、气体体积偏差系数、日产气量、及参考天然气密度代入物质平衡模型中，利用井口日产气量得到井底条件对应的气体流量和密度；所述物质平衡模型如式1：

其中，P₁表示井口压力，MPa；T₁表示井口温度，K；Z₁表示井口条件气体体积偏差系数；ρ₁表示井口条件气体密度，kg/m³；P₂表示井底流压，MPa；T₂表示井底温度，K；Z₂表示井底条件气体体积偏差系数；ρ₂表示井底条件气体密度，kg/m³；

由于气体高可压缩特性和井口、井底压力差大的特点，导致气体在标准条件、井口条件及井底条件时的体积和密度变化非常大，因此，该步骤依据物质平衡方程及气体状态方程，目的在于建立气体在井底、井口条件下的相互关系。此外，由于气体在井下密度测试难度大，实际操作中没有相关测试，因此，也需要通过上述模型计算气体在井下的密度。通过本模型得到所需的井底参数，为后期临界压力梯度计算提供相关数据。

2)调取气藏测试参数：油、水在井底条件时的的压力、温度及密度(该参数均为气藏日常监测数据，可直接获取)，同时，通过步骤1)得到气体在井底条件下的密度，然后将上述参数代入临界压力梯度模型中得到临界压力梯度与油水比的关系式；设置不同气油比，得到不同气油比条件下对应的临界压力梯度，并绘制成临界压力梯度表；所述临界压力梯度模型如式2所示：

P₀表示标准压力，MPa；T₀表示标准温度，K；Z₀表示标准条件气体体积偏差系数；P₂表示井底流压，MPa；T₂表示井底温度，K；Z₂表示井底条件气体体积偏差系数；ρ_g表示井底条件时气体密度，kg/m³；ρ_o表示凝析油密度，kg/m³；ρ_w表示地层水密度，kg/m³；OWR表示油水比，m³/m³；P_grad表示临界压力梯度，MPa/100m。

该步骤中油、水具有低可压缩特性，因此，油、水井底密度可由地面密度近似表达。井筒积液模型分析得出，井底是井筒开始积液的位置，所以在计算临界压力梯度时，选取井底开始积液为井筒积液的初始时刻，该时刻对应的压力梯度即为临界压力梯度。

随着井筒内液体性质的变化(即油水比例的变化)，临界压力梯度会发生变化，而油水关系的变化可以直接通过井口产出得到，因此，建立临界压力梯度表意在方便日常判断井筒积液时简化操作，方便实用。

当油水比为0时，即表示产出液全部为水，这时的临界压力梯度即为产水气井(存在边底水或凝析水的气藏)的临界压力梯度；而当油水比趋于无穷大时，表示产出中全部为油，此时对应的临界压力梯度为凝析气井见水前或油气同产井对应的临界压力梯度。

此外，通常情况下，气井的井底压力是在不断波动中下降的，因此，要依据气井井底温压变化，每隔半年或一年要对临界压力梯度表进行更新。

3)与压力梯度曲线进行比较。如果测试的压力梯度曲线的最大值超过了临界压力梯度，则井筒已出现积液，相反，最大的压力梯度值低于临界压力梯度，则井筒内不存在积液。

为了清楚的理解本发明的判别井筒积液的计算方法，下面以实施例1进行描述，从某正在开发的凝析气藏获得如下基础参数：(如表1所示)

实施例1：井底至井口垂深5000m，井底压力35MPa，井底温度414.15K，气体偏差系数0.78；井口压力3.3MPa，井口温度284.2K，对应气体偏差系数0.8965，井口条件气体密度30.3745kg/m³，凝析油密度793kg/m³，地层水密度取1078kg/m³。将上述参数代入物质平衡(状态方程)模型中，得到气体井底条件时的密度。

表1

	压力，MPa	温度，K	体积偏差系数	气体密度，kg/m3
					已知条件	3.3	284.2	0.8965	30.3745
井底条件	35	414.15	0.78	254.0887

在表1中，已知气体密度为井口条件气体密度，需要求取井底条件下气体的密度。由表1可知，计算得到的井底条件下气体的密度是井口密度的8倍多，表明气体受压力与温度控制的高可压缩特性。

将获取的气体井底密度、油、水密度代入临界压力梯度模型中，得到临界压力梯度与油水比(OWR)的关系式：

选择不同的油水比，即可得到对应条件下井筒的临界压力梯度。(见表2所示)

表2

根据生产数据油水比为0.33，得到对应临界压力梯度为0.3825MPa/100m，将该临界压力梯度与实测压力梯度曲线相比较，如附图1所示。从曲线上可知，2012年4月2日前，井筒存在明显积液；2012年4月2日前后，压力梯度曲线虽然存在波动，但由于各点梯度值均低于临界压力梯度，因此井筒不积液；2012年10月15日以后，压力梯度曲线超过临界压力梯度，井筒再次积液。

Claims (1)

1.一种定性气井井筒积液的方法，其特征在于包括以下步骤：

1)获取气井井口压力、井口温度、井口气体体积偏差系数、井底压力、井底温度、井底气体体积偏差系数、日产气量、及参考天然气密度；其中，井口/井底条件时对应的气体体积偏差系数依据油气田PVT测试报告确定，其余参数均为气井日常计量数据；将上述参数代入物质平衡模型中，即可得到井底条件对应的气体流量和密度；所述物质平衡模型如式1：

其中，P₁表示井口压力，MPa；T₁表示井口温度，K；Z₁表示井口条件气体体积偏差系数；ρ₁表示井口条件气体密度，kg/m³；P₂表示井底流压，MPa；T₂表示井底温度，K；Z₂表示井底条件气体体积偏差系数；ρ₂表示井底条件气体密度，kg/m³；V₁表示井口日产气量，m³；V₂表示井底条件对应的气体流量，m³；

2)调取气藏日常监测数据得到油、水在井底条件时的的压力、温度及密度；通过步骤1)得到气体在井底条件下的密度，然后将上述参数代入临界压力梯度模型中得到临界压力梯度与油水比的关系式；设置不同油水比，得到不同油水比条件下对应的临界压力梯度，并绘制成临界压力梯度表；所述临界压力梯度模型如式2所示：

其中，

P₀表示标准压力，MPa；T₀表示标准温度，K；Z₀表示标准条件气体体积偏差系数；P₂表示井底流压，MPa；T₂表示井底温度，K；Z₂表示井底条件气体体积偏差系数；ρ_g表示井底条件时气体密度，kg/m³；ρ_o表示凝析油密度，kg/m³；ρ_w表示地层水密度，kg/m³；OWR表示油水比，m³/m³；P_grad表示临界压力梯度，MPa/100m；

3)通过生产数据得到不同时间对应的油水比，进而得到对应的临界压力梯度；与压力梯度曲线进行比较，如果所得的压力梯度曲线的最大值超过了临界压力梯度，则井筒已出现积液，相反，最大的压力梯度值低于临界压力梯度，则井筒内不存在积液。