CN110735633A - 一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及气田开发领域，具体涉及一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，本发明的方法可以为气井排水采气措施时机及方式选取提供依据，降低井筒积液对储层的不可逆伤害，本发明的方法应用范围广泛，可针对目前低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液判识方法适应性有限、判识滞后等情形，利用常规动态生产资料，快捷、准确判识气井井筒积液，解决了低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液判识方法适应性有限、判识滞后、井数多导致应用困难等问题，大幅扩大了及时判识井筒积液的井数、范围，应用证明该方法准确、快捷，可节省大量人力、财力，具有较大的实用价值和经济价值。

Description

一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法

所属技术领域

本发明涉及气田开发领域，具体涉及一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法。

背景技术

井筒积液是指气井中由于气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中聚集的现象。对于低渗气藏，由于气井生产能力低，携液能力不足，极易产生井筒积液，致使气井降产或停产。因此，及时、准确判识井筒积液对充分发挥气井产能、提高采收率具有十分重要的意义。

目前积液判识方法主要分为现场测试法、携液模型计算法和矿场曲线特征分析法三类，各类方法适用性有所不同。

现场测试法是最为准确的判识方法，包括流压探测液面法和回声仪探液面法等。该类方法是通过压力计、回声仪等测试设备计算流压梯度偏转时的深度、声速和反射时间等，确定气井井口与液面距离。该类方法的优点是直观、准确，缺点是工作量大、费用高，难以满足低渗气藏众多井数条件下的低成本开发需求。

携液模型计算法主要有Turner模型、李闽模型、王毅忠模型等，其实质是液滴在被携带的过程中受力平衡，由此推导出不同液滴形状下的临界携液流速。该方法的优点是无需现场测试、仅需理论公式即可方便计算积液的流量条件，但存在不同气田各个公式适应性差异大的问题，需要该地区的大量气井进行携液流量模型中曳力系数的修正，导致其应用受到限制。

矿场曲线特征分析法是目前现场最为常用的方法，其原理是利用井筒积液状况下，气井产量突然降低或频繁波动、油套压差逐渐变大等特征来判识积液情况。该方法的优点是操作简单、应用方便，缺点是判识结果滞后，仅能判断已经发生严重积液的气井，难以防止井筒积液对储层造成不可逆转伤害。

总之，目前常用的积液判识方法存在适应性有限、判识滞后等困难，难以满足及时、有效判识气井积液从而制定措施指导气田生产的需求，本发明的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，可为气井排水采气措施时机及方式选取提供依据。

发明内容

本发明克服了现有技术的不足，提供了提供一种基于常规生产资料、应用范围广泛的低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，为气井排水采气措施时机及方式选取提供依据，降低井筒积液对储层的不可逆伤害。

本发明所解决的技术问题可以采用以下技术方案来实现：

一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，包括以下步骤：

步骤一：选取不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据

在低渗碳酸盐岩气藏、且具有井底流压测试资料的气井中，根据其现场测试的流压梯度曲线不发生偏转来判断不存在井筒积液的气井，然后选取该不存在井筒积液气井的井底流压测试数据以及获取气井的常规数据；

步骤二：选取适应低渗碳酸盐岩气藏气井的垂直管流计算模型

针对步骤一中选取的不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据，利用Eclipse软件的VFPi模块，给Eclipse软件的VFPi模块输入常规数据，采用Hagedorn&Brown、Beggs&Brill、Orkiszewski和Gray这四种垂直管流计算模型，分别计算与选取的不存在井筒积液气井在各自同样测试深度条件下的井底流压，然后逐一与步骤一中该不存在井筒积液气井井底流压测试数据对比且计算相对误差，再将这四种模型不同深度下井底流压的相对误差分别求取平均相对误差值，最后选取平均相对误差值最小的为低渗碳酸盐气藏气井的垂直管流计算模型；

步骤三：计算待判识井筒积液的气井在所有生产时间下的井底流压

对于待判识井筒积液的气井，在任一时刻t/天，已知待判识井筒积液气井的常规数据，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到气井在该时刻的地层压力p；再将该时刻的地层压力p、该时刻下的常规数据代入气井产能二项式方程，求出该时刻的气井在储层渗流条件下的井底流压，最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间t/天下的井底流压p_wf；

步骤四：计算待判识井筒积液气井不考虑井筒积液情形下的所有生产时间的井口油压

在步骤三中气井在储层渗流条件下计算出的井底流压数据的基础上，利用Eclipse软件的VFPi模块，选择步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型，求取待判识井筒积液的气井不考虑井筒积液情形下所有生产时间的井口油压；

步骤五：绘制待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线；

将横坐标设置为生产时间t/天，纵坐标分别设置为压力/MPa，绘制待判识井筒积液的气井在步骤四中利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压与实际生产测试的待判识井筒积液的气井井口油压随生产时间变化的曲线，其中待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压设置为点状线，实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压设置为连续曲线；

步骤六：利用待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线对待判识井筒积液气井进行诊断

通过待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线，对比待判识井筒积液的气井实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压与待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压的曲线是否一致性，来判识井筒积液是否发生；

当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置出现明显差异时，即待判识井筒积液气井的测试井口油压连续线偏下，表明待判识井筒积液的气井在差异时刻出现井筒积液；

当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算所得的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置基本一致时表明待判识井筒积液的气井无井筒积液。

所述的常规数据包括原始地层压力、原始条件下的偏差因子、累产气量、偏差因子、动储量、气层温度、平均气体偏差因子、平均气体粘度、储层参数、井筒半径、气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比，其中偏差因子和动储量为评价获取的数据，水气比和油气比为通过已知数据计算获取，其它数据均可在气田现场常规测试及分析中获取。

所述的步骤二中给Eclipse软件的VFPi模块输入常规数据为气田现场常规测试获取的数据和计算获取的数据，具体包括气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比。

所述的步骤三中已知待判识井筒积液气井的常规数据包括原始地层压力、原始条件下的偏差因子、累产气量、偏差因子、动储量、气层温度、平均气体偏差因子、平均气体粘度、储层参数、井筒半径；

已知原始地层压力为p_i、原始条件下的偏差因子为Z_i、该时刻下的累产气量为G_p、偏差因子为Z和动储量为G，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到气井在该时刻的地层压力为p；

再将该时刻的地层压力为p、该时刻下的日产气量为q_g、气层温度为T、平均气体偏差因子为

平均气体粘度为

储层参数和井筒半径为r_w代入气井产能二项式方程，求出该时刻的气井在储层渗流条件下的井底流压；

最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间t/天下的井底流压为p_wf；

所述的定容封闭气藏物质平衡方程式和气井产能二项式方程式如下：

其中，p_i和p分别为原始地层压力和地层压力，MPa；Z_i和Z分别为原始条件下和目前压力下的偏差因子；G_p为某时刻的累产气量，10⁸m³；G为气井的动用储量，10⁸m³；

其中，p_wf为井底流压，MPa；q_g为某时刻的日产气量，m³/d；T为气层温度，K；

为平均气体粘度，mPa·s；

为平均气体偏差因子；K为气层有效渗透率，mD；h为气藏有效厚度，m；r_e和r_w分别为地层半径和井筒半径，S为表皮系数。

所述的步骤二中给Eclipse软件的VFPi模块输入常规测试数据和计算获取的数据包括气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比。

所述的步骤一中的流压梯度曲线为在不存在井筒积液气井的不同深度下气井内的压力计所测试的井底流压数据以深度为横坐标，压力为纵坐标所建立的流压梯度曲线图。

所述的步骤二中垂直管流计算模型计算井底流压是从井口算到井底，测试第一个数据是深度等于0时，即为井口油压，然后利用垂直管流算井底流压，先给Eclipse软件中输入步骤一中获取的不存在井筒积液的气井常规测试获取的数据，然后分别选用步骤二中的四个垂直管流计算模型计算出四个不同垂直管流计算模型在不同深度的井底流压值。

所述的储层参数包括气层有效渗透率K、气藏有效厚度h、地层半径r_e、表皮系数S，这些参数均在气井现场测试及分析获取；所述的步骤三中偏差因子Z可通过Standing-Katz偏差因子图版或矿场经验二项式求取的方法求取，动储量G可根据气井测试资料情况由压降法或产量不稳定分析法计算求取，日产气量q_g、该时刻下的累产气量G_p可由现场每日测试获得，判识井筒积液气井的原始地层压力p_i、原始条件下的偏差因子Z_i、气层温度T、平均气体偏差因子

平均气体粘度

储层参数和井筒半径r_w在气井投产之前均可在现场测试及分析获取。

所述的步骤四中利用步骤二中选取的井筒垂直管流计算模型从井底算到井口，已知步骤三中待判识井筒积液的气井在所有生产时间下每一天的井底流压，计算得到待判识井筒积液的气井在所有生产时间下每一天的井口油压。

所述的步骤六中利用待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线对待判识井筒积液气井进行诊断的原理为待判识井筒积液的气井发生井筒积液时，积液液柱会产生附加压力降，导致实测待判识井筒积液的气井井口油压偏低。

本发明的有益效果是：

与现有技术相比，本发明的方法可以为气井排水采气措施时机及方式选取提供依据，降低井筒积液对储层的不可逆伤害，本发明的方法应用范围广泛，可针对目前低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液判识方法适应性有限、判识滞后等情形，利用常规动态生产资料，快捷、准确判识气井井筒积液。

本发明解决了低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液判识方法适应性有限、判识滞后、井数多导致应用困难等问题，大幅扩大了及时判识井筒积液的井数、范围。应用证明该方法准确、快捷，可节省大量人力、财力，具有较大的实用价值和经济价值。

附图说明

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

图1是本发明的X1气井流压梯度曲线示意图。

图2为本发明的X气井油压和套压示意图。

图3为本发明的X气井产气量和产水量生产曲线示意图。

图4为本发明的X气井利用储层参数计算的井底流压曲线示意图。

图5为本发明的X气井利用Hagedorn&Brown井筒管流模型计算的井口油压曲线示意图。

图6为本发明的X气井基于待判识井筒积液的气井井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线示意图。

表1低渗碳酸盐岩气藏气井常用管流计算模型适应性分析表。

表2低渗碳酸盐岩气藏X1气井井筒多相管流计算结果。

表3低渗碳酸盐岩气藏X1井井温测试数据表。

表4低渗碳酸盐岩气藏X井井温测试数据表。

具体实施方式

实施例1：

一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，包括以下步骤：

步骤一：选取不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据

在低渗碳酸盐岩气藏、且具有井底流压测试资料的气井中，根据其现场测试的流压梯度曲线不发生偏转来判断不存在井筒积液的气井，然后选取该不存在井筒积液气井的井底流压测试数据以及获取气井的常规数据；

步骤二：选取适应低渗碳酸盐岩气藏气井的垂直管流计算模型

针对步骤一中选取的不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据，利用Eclipse软件的VFPi模块，给Eclipse软件的VFPi模块输入常规数据，采用Hagedorn&Brown、Beggs&Brill、Orkiszewski和Gray这四种垂直管流计算模型，分别计算与选取的不存在井筒积液气井在各自同样测试深度条件下的井底流压，然后逐一与步骤一中该不存在井筒积液气井井底流压测试数据对比且计算相对误差，再将这四种模型不同深度下井底流压的相对误差分别求取平均相对误差值，最后选取平均相对误差值最小的为低渗碳酸盐气藏气井的垂直管流计算模型；

步骤三：计算待判识井筒积液的气井在所有生产时间下的井底流压

对于待判识井筒积液的气井，在任一时刻t/天，已知待判识井筒积液气井的常规数据，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到气井在该时刻的地层压力p；再将该时刻的地层压力p、该时刻下的常规数据代入气井产能二项式方程，求出该时刻的气井在储层渗流条件下的井底流压，最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间t/天下的井底流压p_wf；

步骤四：计算待判识井筒积液气井不考虑井筒积液情形下的所有生产时间的井口油压

在步骤三中气井在储层渗流条件下计算出的井底流压数据的基础上，利用Eclipse软件的VFPi模块，选择步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型，求取待判识井筒积液的气井不考虑井筒积液情形下所有生产时间的井口油压；

步骤五：绘制待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线；

将横坐标设置为生产时间t/天，纵坐标分别设置为压力/MPa，绘制待判识井筒积液的气井在步骤四中利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压与实际生产测试的待判识井筒积液的气井井口油压随生产时间变化的曲线，其中待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压设置为点状线，实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压设置为连续曲线；

步骤六：利用待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线对待判识井筒积液气井进行诊断

通过待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线，对比待判识井筒积液的气井实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压与待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压的曲线是否一致性，来判识井筒积液是否发生；

当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置出现明显差异时，即待判识井筒积液气井的测试井口油压连续线偏下，表明待判识井筒积液的气井在差异时刻出现井筒积液；

当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算所得的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置基本一致时表明待判识井筒积液的气井无井筒积液。

通过上述方法可以为气井排水采气措施时机及方式选取提供依据，降低井筒积液对储层的不可逆伤害，本发明的方法应用范围广泛，可针对目前低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液判识方法适应性有限、判识滞后等情形，利用常规动态生产资料，快捷、准确判识气井井筒积液。

实施例2：

一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，包括以下步骤：

步骤一：选取不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据

在低渗碳酸盐岩气藏、且具有井底流压测试资料的气井中，根据其现场测试的流压梯度曲线不发生偏转来判断不存在井筒积液的气井，然后选取该不存在井筒积液气井的井底流压测试数据以及获取气井的常规数据；

所述的步骤一中的流压梯度曲线为在不存在井筒积液气井的不同深度下气井内的压力计所测试的井底流压数据以深度为横坐标，压力为纵坐标所建立的流压梯度曲线图。

步骤二：选取适应低渗碳酸盐岩气藏气井的垂直管流计算模型

针对步骤一中选取的不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据，利用Eclipse软件的VFPi模块，给Eclipse软件的VFPi模块输入常规数据，采用Hagedorn&Brown、Beggs&Brill、Orkiszewski和Gray这四种垂直管流计算模型，分别计算与选取的不存在井筒积液气井在各自同样测试深度条件下的井底流压，然后逐一与步骤一中该不存在井筒积液气井井底流压测试数据对比且计算相对误差，再将这四种模型不同深度下井底流压的相对误差分别求取平均相对误差值，最后选取平均相对误差值最小的为低渗碳酸盐气藏气井的垂直管流计算模型；

所述的步骤二中垂直管流计算模型计算井底流压是从井口算到井底，测试第一个数据是深度等于0时，即为井口油压，然后利用垂直管流算井底流压，先给Eclipse软件中输入步骤一中获取的不存在井筒积液的气井常规数据，然后分别选用步骤二中的四个垂直管流计算模型计算出四个不同垂直管流计算模型在不同深度的井底流压值。

所述的常规数据包括原始地层压力、原始条件下的偏差因子、累产气量、偏差因子、动储量、气层温度、平均气体偏差因子、平均气体粘度、储层参数、井筒半径、气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比，其中偏差因子和动储量为评价获取的数据，水气比和油气比为通过已知数据计算获取，其它数据均可在气田现场常规测试及分析中获取。

所述的步骤二中给Eclipse软件的VFPi模块输入常规数据为气田现场常规测试获取的数据和计算获取的数据，具体包括气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比。

步骤三：计算待判识井筒积液的气井在所有生产时间下的井底流压

对于待判识井筒积液的气井，在任一时刻t/天，已知待判识井筒积液气井的常规数据，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到气井在该时刻的地层压力p；再将该时刻的地层压力p、该时刻下的常规数据代入气井产能二项式方程，求出该时刻的气井在储层渗流条件下的井底流压，最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间t/天下的井底流压p_wf。

所述步骤三中已知待判识井筒积液气井的常规数据包括原始地层压力、原始条件下的偏差因子、累产气量、偏差因子、动储量、气层温度、平均气体偏差因子、平均气体粘度、储层参数、井筒半径；

已知原始地层压力为p_i、原始条件下的偏差因子为Z_i、该时刻下的累产气量为G_p、偏差因子为Z和动储量为G，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到气井在该时刻的地层压力为p；

再将该时刻的地层压力为p、该时刻下的日产气量为q_g、气层温度为T、平均气体偏差因子为

平均气体粘度为

储层参数和井筒半径为r_w代入气井产能二项式方程，求出该时刻的气井在储层渗流条件下的井底流压；

最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间t/天下的井底流压为p_wf；

所述的定容封闭气藏物质平衡方程式和气井产能二项式方程式如下：

其中，p_i和p分别为原始地层压力和地层压力，MPa；Z_i和Z分别为原始条件下和目前压力下的偏差因子；G_p为某时刻的累产气量，10⁸m³；G为气井的动用储量，10⁸m³；

其中，p_wf为井底流压，MPa；q_g为某时刻的日产气量，m³/d；T为气层温度，K；

为平均气体粘度，mPa·s；

为平均气体偏差因子；K为气层有效渗透率，mD；h为气藏有效厚度，m；r_e和r_w分别为地层半径和井筒半径，S为表皮系数。

所述的储层参数包括气层有效渗透率K、气藏有效厚度h、地层半径r_e、表皮系数S，这些参数均在气井现场测试及分析获取；所述的步骤三中偏差因子Z可通过Standing-Katz偏差因子图版或矿场经验二项式求取的方法求取，动储量G可根据气井测试资料情况由压降法或产量不稳定分析法计算求取，日产气量q_g、该时刻下的累产气量G_p可由现场每日测试获得，判识井筒积液气井的原始地层压力p_i、原始条件下的偏差因子Z_i、气层温度T、平均气体偏差因子

平均气体粘度

储层参数和井筒半径r_w在气井投产之前均可在现场测试及分析获取。

步骤四：计算待判识井筒积液气井不考虑井筒积液情形下的所有生产时间的井口油压

在步骤三中气井在储层渗流条件下计算出的井底流压数据的基础上，利用Eclipse软件的VFPi模块，选择步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型，求取待判识井筒积液的气井不考虑井筒积液情形下所有生产时间的井口油压；

所述的步骤四中利用步骤二中选取的井筒垂直管流计算模型从井底算到井口，已知步骤三中待判识井筒积液的气井在所有生产时间下每一天的井底流压，计算到待判识井筒积液的气井在所有生产时间下每一天的井口油压。

步骤五：绘制待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线；

将横坐标设置为生产时间t/天，纵坐标分别设置为压力/MPa，绘制待判识井筒积液的气井在步骤四中利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压与实际生产测试的待判识井筒积液的气井井口油压随生产时间变化的曲线，其中待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压设置为点状线，实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压设置为连续曲线；

步骤六：利用待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线对待判识井筒积液气井进行诊断

通过待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线，对比待判识井筒积液的气井实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压与待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压的曲线是否一致性，来判识井筒积液是否发生；

利用待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线对待判识井筒积液气井进行诊断的原理为待判识井筒积液的气井发生井筒积液时，积液液柱会产生附加压力降，导致实测待判识井筒积液的气井井口油压偏低。

由此原理诊断，当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置出现明显差异时，即待判识井筒积液气井的测试井口油压连续线偏下，表明待判识井筒积液的气井在差异时刻出现井筒积液；

当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算所得的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置基本一致时表明待判识井筒积液的气井无井筒积液。

实施例3：

参照图1、图2、图3、图4、图5和图6，本实施例以靖边气田下古低渗碳酸盐岩气藏的M区X气井为待判识井筒积液气井，提供了一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，包括以下步骤：

步骤一：在靖边气田下古低渗碳酸盐岩气藏、且具有井底流压测试资料的气井中，根据其现场测试的流压梯度曲线不发生偏转来判断不存在井筒积液的气井，然后选取该不存在井筒积液气井的井底流压测试数据以及获取气井的常规数据。

以此选取出X1井为例，X1为不存在井筒积液气井，该气井分别在1000m、1500m、2000m、2500m、2850m处测试井底流压，其流压梯度曲线如图1为一条直线未发生偏转，表明X1井不存在井筒积液。

步骤二：以X1井为例，利用Eclipse软件的VFPi模块，给Eclipse软件的VFPi模块输入常规测试数据，分别利用Hagedorn&Brown、Beggs&Brill、Orkiszewski、Gray四种目前在碳酸盐岩气藏中最为常用的垂直管流计算模型，分别计算与选取X1井在各自同样测试深度条件下的井底流压，然后逐一与步骤一中该不存在井筒积液气井井底流压的测试数据对比且计算相对误差，再将这四种模型不同深度下井底流压的相对误差分别求取平均相对误差值，最后选取平均相对误差值最小的为低渗碳酸盐气藏气井的垂直管流计算模型，其中四个模型的适应性分析见表1，然后根据计算的数据见表2低渗碳酸盐岩气藏X1井井筒多相管流计算结果表分析，其中X1井常规数据包括气藏中深3277.9m、粗糙度为1.5mm、油管管径62mm、套管管径73mm、井温梯度(数据见表3)、日产气量为23.2×10⁴m³/d、日产水量1.2m³/d、水气比为0.05×10^-4(日产水/日产气)为和油气比为0(日产油/日产气，该气田区块气井不产油)，这些数据均可在气田现场常规测试及计算获取，然后将这些数据输入给Eclipse软件的VFPi模块然后利用垂直管流计算模型计算井底流压，根据表2的计算结果分析Hagedorn&Brown方法计算的井底流压与实测井底流压相对误差最小，则选取出Hagedorn&Brown方法为适应低渗碳酸盐岩气藏无井底积液气井垂直管流计算方法。

表1低渗碳酸盐岩气藏气井常用管流计算模型适应性分析表

表2低渗碳酸盐岩气藏X1井井筒多相管流计算结果表

表3低渗碳酸盐岩气藏X1井井温测试数据表

深度(m)	0	1000	1500	2000	2500	2850
							温度(℃)	33.8	76.4	86.6	93.7	100.6	104.6

步骤三：已知靖边气田下古低渗碳酸盐岩气藏M区X井为待判识井筒积液气井，在任一时刻(天)，已知X井的原始地层压力为p_i、原始条件下的偏差因子为Z_i、该时刻下的累产气量为G_p、偏差因子为Z和动储量为G，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到X井在该时刻的地层压力为p；

再将该时刻的地层压力为p、该时刻下的日产气量为q_g、气层温度为T、平均气体偏差因子为平均气体粘度为储层参数和井筒半径为r_w代入气井产能二项式方程，求出该时刻的X井在储层渗流条件下的井底流压；

最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间(天)下的井底流压p_wf；

所述的定容封闭气藏物质平衡方程式和气井产能二项式方程式如下：

其中，p_i和p分别为原始地层压力和地层压力，MPa；Z_i和Z分别为原始条件下和目前压力下的偏差因子；G_p为某时刻的累产气量，10⁸m³；G为气井的动用储量，10⁸m³；

其中，p_wf为井底流压，MPa；q_g为某时刻的日产气量，m³/d；T为气层温度，K；

为平均气体粘度，mPa·s；

为平均气体偏差因子；K为气层有效渗透率，mD；h为气藏有效厚度，m；r_e和r_w分别为地层半径和井筒半径，S为表皮系数。

其中，对于X井，p_i为30.27MPa,Z_i为1.02，

为0.97，G为1.8×10⁸m³，T为373.15K，

为0.03，K为0.1mD，h为9.3m，r_e为1421.9m，r_w为0.1m，S为-7，Z可由Standing-Katz偏差因子图版读取，实际生产曲线如图2所示，可计算X井的井底流压如图3所示；

步骤四：利用步骤二选取出的Hagedorn&Brown井筒管流计算模型，再结合X井的气藏中深、粗糙度、油管半径、套管半径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比、油气比，以及X井在步骤三中储层条件下计算的井底流压数据资料，可求取X气井不考虑井筒积液情形下的井口油压，其中，粗糙度为为1.5mm、油管管径62mm、套管管径73mm、井温梯度(数据见表4)、日产气量、日产水量、水气比利用图2实测数据、油气比为0，井底流压为图3数据，利用以上数据可计算得X井井口油压，结果如图4所示；

表4低渗碳酸盐岩气藏X井井温测试数据表

深度(m)	0	1000	1500	2000	2500	3000
							温度(℃)	34.1	77.2	85.3	92.8	100.1	107.5

步骤五：绘制待判识X井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线，将横坐标设置为生产时间(单位为天)，纵坐标分别设置为压力(单位为MPa)，并绘制X井井筒在步骤四中利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压与实际生产测试的待判识井筒积液的气井井口油压随生产时间变化的曲线，其中待判识X井井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压设置为点状线，实际生产条件下测试的待判识X井井筒积液的气井井口油压设置为连续曲线，结果如图5所示；

步骤六：通过X井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线，对比X井实际生产条件下测试的井口油压与利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压的曲线一致性，来判识该井井筒积液是否发生。

其原理是气井发生井筒积液时，积液液柱会产生附加压力降，导致实测井口油压偏低。由此判断，当X井井口油压点状线与连续曲线位置基本一致时表明气井无井筒积液，当两者出现明显差异时，即井口油压连续线偏下，表明气井在差异时刻出现井筒积液，由图5可知，2009年6月之前，X井井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线中两组曲线拟合较好，基本一致，在2009年6月两组曲线出现明显差异，即连续曲线偏下，表明X井在差异时刻出现井筒积液。

通过上述方法本发明已知气井发生井筒积液时，积液液柱会产生附加压力降，导致实测井口油压偏低。基于此，本发明通过对比理论计算(耦合井筒管流与储层参数)不积液情形下的井口油压与气井实测井口油压的一致性来判识早期井筒积液。该发明的优点：一是无需探液面等昂贵测试，仅依靠油压、日产气、日产水等常规生产动态监测资料就实现气井的井筒积液判识，二是可在积液早期准确判识，降低井筒积液对储层的不可逆伤害。

实施例4：

在实施例3的基础上，本实施例以靖边气田M区X井后续生产为例，说明该井筒积液情况。

由实施例1中可知，2009年6月发现X井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线中如图6所示计算的井口油压与气井实际测试的井口油压存在差异，可判识此时出现井筒积液。再由图2和图3所示该井实际生产曲线可知，2011年6月出现明显油、套压差且逐渐增大，产水量减少，产气量迅速下降的现象，由矿场曲线特征分析法可知已发生井筒积液。表明本发明中提出的基于井筒与储层耦合的井筒积液判识结果准确，且判识时机更为提前。

本发明的该方法已应用于靖边气田下古碳酸盐岩气藏气井井筒积液判识。截至目前，利用该判识方法，已评价靖边气田下古碳酸盐岩气藏气井早期轻度积液545口，晚期重度积液37口，通过对积液气井进行分类评价，指导现场积液预警、强化排液等措施36井次/年。在目前生产状况下，可年均增产气量1.8×108m3，节约流压梯度测试费用651万元(按照单井测试费用0.6万元/口计算)。

综上所述，本发明解决了低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液判识方法适应性有限、判识滞后、井数多导致应用困难等问题，大幅扩大了及时判识井筒积液的井数、范围。应用证明该方法准确、快捷，可节省大量人力、财力，具有较大的实用价值和经济价值。

上面结合附图对本发明的实施方式作了详细的说明，但本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化，其都在该技术的保护范围内。

需要说明，本发明实施例中所有方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等，如果该特定姿态发生改变时，则该方向性指示也相应地随之改变。

各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：包括以下步骤：

步骤一：选取不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据

在低渗碳酸盐岩气藏、且具有井底流压测试资料的气井中，根据其现场测试的流压梯度曲线不发生偏转来判断不存在井筒积液的气井，然后选取该不存在井筒积液气井的井底流压测试数据以及获取气井的常规数据；

步骤二：选取适应低渗碳酸盐岩气藏气井的垂直管流计算模型

针对步骤一中选取的不存在井筒积液的气井和井底流压测试数据以及获取气井的常规数据，利用Eclipse软件的VFPi模块，给Eclipse软件的VFPi模块输入常规数据，采用Hagedorn&Brown、Beggs&Brill、Orkiszewski和Gray这四种垂直管流计算模型，分别计算与选取的不存在井筒积液气井在各自同样测试深度条件下的井底流压，然后逐一与步骤一中该不存在井筒积液气井井底流压测试数据对比且计算相对误差，再将这四种模型不同深度下井底流压的相对误差分别求取平均相对误差值，最后选取平均相对误差值最小的为低渗碳酸盐气藏气井的垂直管流计算模型；

步骤三：计算待判识井筒积液的气井在所有生产时间下的井底流压

对于待判识井筒积液的气井，在任一时刻t/天，已知待判识井筒积液气井的常规数据，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到气井在该时刻的地层压力p；再将该时刻的地层压力p、该时刻下的常规数据代入气井产能二项式方程，求出该时刻的气井在储层渗流条件下的井底流压，最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间t/天下的井底流压p_wf；

步骤四：计算待判识井筒积液气井不考虑井筒积液情形下的所有生产时间的井口油压

在步骤三中气井在储层渗流条件下计算出的井底流压数据的基础上，利用Eclipse软件的VFPi模块，选择步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型，求取待判识井筒积液的气井不考虑井筒积液情形下所有生产时间的井口油压；

步骤五：绘制待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线；

将横坐标设置为生产时间t/天，纵坐标分别设置为压力/MPa，绘制待判识井筒积液的气井在步骤四中利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压与实际生产测试的待判识井筒积液的气井井口油压随生产时间变化的曲线，其中待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压设置为点状线，实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压设置为连续曲线；

步骤六：利用待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线对待判识井筒积液气井进行诊断

通过待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线，对比待判识井筒积液的气井实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压与待判识井筒积液的气井利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压的曲线是否一致性，来判识井筒积液是否发生；

当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置出现明显差异时，即待判识井筒积液气井的测试井口油压连续线偏下，表明待判识井筒积液的气井在差异时刻出现井筒积液；

当待判识井筒积液的利用步骤二中选取出的井筒垂直管流计算模型计算所得的井口油压点状线与实际生产条件下测试的待判识井筒积液的气井井口油压的连续曲线位置基本一致时表明待判识井筒积液的气井无井筒积液。

2.根据权利要求1所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的常规数据包括原始地层压力、原始条件下的偏差因子、累产气量、偏差因子、动储量、气层温度、平均气体偏差因子、平均气体粘度、储层参数、井筒半径、气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比，其中偏差因子和动储量为评价获取的数据，水气比和油气比为通过已知数据计算获取，其它数据均可在气田现场常规测试及分析中获取。

3.根据权利要求2所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的步骤二中给Eclipse软件的VFPi模块输入常规数据为气田现场常规测试获取的数据和计算获取的数据，具体包括气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比。

4.根据权利要求1所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的步骤三中已知待判识井筒积液气井的常规数据包括原始地层压力、原始条件下的偏差因子、累产气量、偏差因子、动储量、气层温度、平均气体偏差因子、平均气体粘度、储层参数、井筒半径；

已知原始地层压力为p_i、原始条件下的偏差因子为Z_i、该时刻下的累产气量为G_p、偏差因子为Z和动储量为G，利用定容封闭气藏物质平衡方程计算得到气井在该时刻的地层压力为p；

再将该时刻的地层压力为p、该时刻下的日产气量为q_g、气层温度为T、平均气体偏差因子为

平均气体粘度为

储层参数和井筒半径为r_w代入气井产能二项式方程，求出该时刻的气井在储层渗流条件下的井底流压；

最后通过选取不同生产时间的计算参数，反复迭代定容封闭气藏物质平衡方程和气井产能二项式方程，计算所有生产时间t/天下的井底流压为p_wf；

所述的定容封闭气藏物质平衡方程式和气井产能二项式方程式如下：

其中，p_i和p分别为原始地层压力和地层压力，MPa；Z_i和Z分别为原始条件下和目前压力下的偏差因子；G_p为某时刻的累产气量，10⁸m³；G为气井的动用储量，10⁸m³；

其中，p_wf为井底流压，MPa；q_g为某时刻的日产气量，m³/d；T为气层温度，K；为平均气体粘度，mPa·s；

为平均气体偏差因子；K为气层有效渗透率，mD；h为气藏有效厚度，m；r_e和r_w分别为地层半径和井筒半径，S为表皮系数。

5.根据权利要求1所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的步骤二中给Eclipse软件的VFPi模块输入常规测试数据和计算获取的数据包括气藏中深、粗糙度、油管管径、套管管径、井温梯度、日产气量、日产水量、水气比和油气比。

6.根据权利要求1所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的步骤一中的流压梯度曲线为在不存在井筒积液气井的不同深度下气井内的压力计所测试的井底流压数据以深度为横坐标，压力为纵坐标所建立的流压梯度曲线图。

7.根据权利要求3所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的步骤二中垂直管流计算模型计算井底流压是从井口算到井底，测试第一个数据是深度等于0时，即为井口油压，然后利用垂直管流算井底流压，先给Eclipse软件中输入步骤一中获取的不存在井筒积液的气井常规测试获取的数据，然后分别选用步骤二中的四个垂直管流计算模型计算出四个不同垂直管流计算模型在不同深度的井底流压值。

8.根据权利要求2或4所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的储层参数包括气层有效渗透率K、气藏有效厚度h、地层半径r_e、表皮系数S，这些参数均在气井现场测试及分析获取；所述的步骤三中偏差因子Z可通过Standing-Katz偏差因子图版或矿场经验二项式求取的方法求取，动储量G可根据气井测试资料情况由压降法或产量不稳定分析法计算求取，日产气量q_g、该时刻下的累产气量G_p可由现场每日测试获得，判识井筒积液气井的原始地层压力p_i、原始条件下的偏差因子Z_i、气层温度T、平均气体偏差因子平均气体粘度

储层参数和井筒半径r_w在气井投产之前均可在现场测试及分析获取。

9.根据权利要求1所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的步骤四中利用步骤二中选取的井筒垂直管流计算模型从井底算到井口，已知步骤三中待判识井筒积液的气井在所有生产时间下每一天的井底流压，计算得到待判识井筒积液的气井在所有生产时间下每一天的井口油压。

10.根据权利要求1所述的一种低渗碳酸盐岩气藏气井井筒积液早期判识方法，其特征是：所述的步骤六中利用待判识井筒积液气井基于井筒与储层耦合的井筒积液早期判识曲线对待判识井筒积液气井进行诊断的原理为待判识井筒积液的气井发生井筒积液时，积液液柱会产生附加压力降，导致实测待判识井筒积液的气井井口油压偏低。

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