CN111783310B - 利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，包括：收集整理天然气井关井期间的压力及温度测试数据；根据井轨迹确定测试点的垂直深度；确定井筒内压力随垂直深度变化的二次函数形式的关系式；求一阶导数得到天然气密度随垂直深度变化的计算式；利用测试井天然气组份分析数据，计算天然气的摩尔质量；利用获取的数据计算各测试点位置天然气的偏差因子；计算出气井产层中深对应的压力、温度及天然气密度；利用偏差因子计算公式，计算出天然气井产层中深对应压力、温度条件下的天然气偏差因子。本发明利用天然气井常规温度压力测试数据，直接计算地下气藏条件下的天然气偏差因子，为气藏动态预测及储量计算提供必要参数。
Description
技术领域
本发明涉及气藏开发动态监控技术领域，特别涉及一种利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法。
背景技术
天然气偏差因子(Z)，又称为压缩因子或偏差系数，它是定量描述天然气与理想气体差异程度的一个无量纲数。
对于理想气体来说，状态方程为：
PV＝nRT (1)
实际天然气与理想气体存在不同程度的偏差，状态方程表示为：
PV＝ZnRT (2)
其中：P为气体压力，单位为MPa；
V为气体体积，单位为m3；
n为气体摩尔数，单位为mol；
R为摩尔气体常数，8.314472m3·MPa·mol-1·K-1；
T为气体绝对温度，单位K；
Z为偏差因子，无量纲数。
偏差因子(Z)不是一个常数，它随气体组成、温度和压力变化而变化。对于同一个气藏中的天然气来说，假定其成份组成不变情况下，其偏差因子也会随着压力、温度变化而变化。
对任何一个气藏来说，天然气偏差因子(Z)都是储量计算及动态预测的重要参数，目前获取该参数的方法大概分为三类(种)：
(1)PVT实验法
利用采集的天然气样品，在实验室内完成PVT实验，可以直接获取取样气藏的天然气PVT数据，包括偏差因子等。该方法理论上来说是最可靠的，但是实验条件要求高，耗时长，价格昂贵。对个别高温高压气藏，实验条件难以满足。
(2)图版法
首先基于天然气成份及摩尔比例确定出天然气的视临界温度、视临界压力，继而确定气藏条件下的视对比温度和视对比压力，然后依据视对比温度和视对比压力，查Standing-Katz偏差因子图版(1942)或其他改进的图版，得到气体在气藏温度压力条件下的偏差因子。由于图版的非连续性、天然气成份的多样性，以及视对比温度、视对比压力范围有限等原因，难以满足实际需要。
(3)计算法
计算法是目前常用的方法，根据其计算原理又可以分为两类。其中一类是选用能够代表偏差因子标准图版的分段回归关系式进行计算，该类方法类似于图版法。另一类是基于状态方程的方法，基于不同的复杂的状态方程，通过迭代计算，得到不同温度、压力下的偏差因子。这两类计算方法，往往计算过程都较为复杂。
发明内容
本发明针对现有技术方法的缺陷，提供了一种利用气井关井期间静压静温测试数据计算天然气偏差因子的方法，即可以充分利用了已有的常规测试资料，又可以节省成本和计算工作量。
为了实现以上发明目的，本发明采取的技术方案如下：
利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，包括以下步骤：
(1)收集整理气井关井期间的井筒内不同深度压力及温度测试数据；或从原始测试仪器记录中读取对应不同测量深度上的稳定压力与温度。
(2)收集整理测试气井的井轨迹数据，并从中查出不同测量深度对应的垂直深度。或基于原始井轨迹数据(包括测量深度、井斜角、井斜方位角)，按如下公式自上而下依次计算出不同测量深度MD对应的垂直井深TVD。基于测量深度与垂直深度的对应关系，确定出所有压力及温度测试点的垂直深度值，并添加入步骤(1)形成的表格中。
垂直井深TVD计算公式：TVDi＝TVDi-1+(MDi-MDi-1)cosθi-1 (3)
其中：MDi为第i点测量深度(m)；
MDi-1为第i-1点测量深度(m)；
θi-1为第i-1点处井斜角(°)；
TVDi-1为第i-1点处垂直深度(m)；
TVDi为第i点处垂直深度(m)。
(3)利用经过步骤(1)和步骤(2)确定出的测点垂直深度与对应压力，按二次曲线回归拟合方法(注：气井中的纵向压力变化不是线性的)建立井筒内压力与垂直深度的对应函数关系，得到如下形式的函数式：
P(h)-A·h2+D·h+C (4)
其中因变量为井筒内压力，用P表示；垂直深度作为自变量，用h表示。A、B分别为二次项和一次项的系数，常数项C(对应h等于0时的截距)取测试结果中的井口压力值。
(4)对步骤(3)得到的函数式对垂直深度h求一阶导函数，并除重力加速度，即得到井筒内天然气密度随垂直深度变化的函数式。基于的公式推导如下：
P′(h)＝10-6·ρ(P，T)·g＝2A·h+B (6)
其中：ρ(P，T)为天然气密度(kg/m3)，在成份确定的情况下，它是温度与压力的函数，由于井筒内温度、压力是随着深度不同而变化的，所以在不同深度位置，天然气的密度不同，井筒中的天然气密度表现为垂直深度的函数；
g为重力加速度常数(9.8m/s2)。
基于以上天然气密度函数式，将自变量h代入测点垂直深度，即得对应位置的天然气密度。
(5)收集整理测试井稳定生产时的气体取样组份分析数据，并计算出气体的摩尔质量M(g/mol)。天然气不同组份的摩尔百分比含量按多次采样分析数据的平均值计算，天然气摩尔质量按如下公式计算：
其中：Mi为i组份的摩尔质量(g/mol)
Wi为i组份的摩尔分数(无量纲小数或％)，其总和为1；
n为天然气总的组份个数。
(6)利用步骤(4)得到的测试点位置天然气密度，通过状态方程中各物理量间的关系，计算出对应深度位置的天然气偏差因子。基于气体状态方程的计算公式推导如下：
天然气状态方程：
偏差因子直接计算公式：
以上三式中：
P代表压力，单位为MPa；
V代表体积，单位为m3；
n代表气体摩尔数，单位为mol；
R代表气体常数8.314472×10-6，单位为m3﹒MPa/(K﹒mol)；
T代表绝对温度，单位为K；T＝273.15+t；t为摄氏温度(℃)；
M代表天然气摩尔质量，单位为g/mol；
m代表气体质量，单位为g；
ρ代表天然气密度，单位为kg/m3；
10-3单位转换系数。
(7)计算气藏(或产气层)中部的压力、天然气密度与温度。
基于步骤(2)的结果确定气藏(或产气层)中部垂直深度h。
将中部垂直深度h代入步骤(3)的(4)式，计算出气藏中部深度位置的压力；
将中部垂直深度h代入步骤(4)的(7)式，计算出气藏中部深度位置的天然气密度。
基于测试点垂直深度与温度实测数据，按线性变化建立回归公式，并计算出储层中部深度位置的地层温度。
(8)基于步骤(7)及步骤(5)得到的数据，分别代入步骤(6)中的(11)式计算出气藏储层中部深度位置对应压力、温度条件下的天然气偏差因子。
与现有技术相比，本发明的优点在于：
能够利用气井关井稳定后测压及测温数据直接计算气藏温度压力条件下的天然气偏差因子，为气藏储量计算及动态预测提供必要参数。
附图说明
图1是实施例四川盆地某气藏X井静压静温测试原始数据展示图；
图2是实施例四川盆地某气藏X井井筒中压力随垂直深度变化关系图；
图3是实施例四川盆地某气藏X井井筒中温度随垂直深度变化关系图；
图4是实施例以本发明方法计算偏差因子与PVT实验分析偏差因子对比图；
注：图中▲为基于2018年7月测试数据计算的不同深度点天燃气偏差因子。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下根据附图、附表并列举实施例，对本发明做进一步详细说明。
利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，包括以下步骤：
1、利用如图1所示四川盆地某气藏X井静压静温原始测试数据，读取在各测试点稳定后的压力与温度，并形成如表1所示测压及测温数据表格。
表1四川盆地某气藏X井实际测试数据表(测试日期：2018/7/8)
2、利用井轨迹数据(表2)，建立测量深度与垂直深度的对应关系，并确定出测试点对应的垂直深度，如表1中的第二列数据。
表2四川盆地某气藏X井井轨迹数据表
3、利用步骤1和步骤2得到的数据(表1中的第二列和第三列)，按二次曲线回归拟合建立井筒内压力与垂直深度的对应函数关系，其中的常数项C设定为井口压力。如图2所示，得到图中显示的压力P随垂直深度h变化的函数式。R2为拟合相关系数。
4、利用通过步骤3得到的回归函数式中的系数A和B值，代入步骤4中的(7)式，得到天然气密度随垂直深度h变化的函数式，h取不同测点位置的垂直深度，即可计算得到各测点位置天然气密度值，如表5中的第五列。
5、收集整理测试井稳定生产时气体取样组份分析数据，并对历次分析各成份的摩尔含量取平均值，如表3所示。根据各气体成份的摩尔质量及摩尔百分比含量按步骤5中的(8)式计算出天然气的摩尔质量，如表4所示。
表3四川盆地某气藏X井天然气组份分析数据表
表4四川盆地某气藏X井天然气摩尔质量计算数据表
表5四川盆地某气藏X井实际测试数据及计算结果表(测试日期：2018/7/8)
6、利用步骤5得到的气体摩尔质量、对应测试点的压力、温度及步骤4得到的天然气密度，代入(11)式即可计算出不同测试点位置的天然气偏差因子，如表5中的第六列。
7、基于测井解释和射孔层段深度可以确定出气层生产层段中深(MD),基于井轨迹数据确定产层中深对应的垂直深度(h)，代入步骤3确定出的函数式计算出产层中深位置的压力，代入步骤4确定出的密度随垂直深度变化的函数式计算出产层中深位置的天然气密度，代入温度随垂直深度变化的函数式(如图3中的回归关系式)计算出产层中深位置的温度，结果如表5中最后一行。
8、基于步骤7得到的数据及步骤5确定的天然气摩尔质量，代入步骤6中的(11)式，即可计算出气藏中深或产气层中深位置对应压力、温度条件下的天然气偏差因子，如表5中的最后一行最后一列数据为本实施例气藏X井关井稳定后产层中深位置压力、温度对应的偏差因子。
图4是实施例以本发明方法计算偏差因子与PVT实验分析偏差因子对比图；表6是四川盆地某气藏X井三次测试数据计算的产层中部对应压力、温度条件下的偏差因子与PVT实验结果预测的偏差因子的结果对比，二者之间的相对误差都小于1.5％，说明本发明方法的计算结果是可靠的，可以满足工程计算的需要。
表6四川盆地某气藏X井天然气偏差因子计算结果对比表(三次测试)
本领域的普通技术人员将会意识到，这里所述的实施例是为了帮助读者理解本发明的实施方法，应被理解为本发明的保护范围并不局限于这样的特别陈述和实施例。本领域的普通技术人员可以根据本发明公开的这些技术启示做出各种不脱离本发明实质的其它各种具体变形和组合，这些变形和组合仍然在本发明的保护范围内。
Claims (9)
1.利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)收集整理气井关井期间的压力及温度测试数据；
(2)根据测试井井轨迹数据，确定与测量深度对应的垂直深度；
(3)确定井筒内压力随垂直深度变化的二次函数形式的关系式；
(4)对步骤(3)的关系式求一阶导数得到天然气密度随垂直深度变化的计算式；
(5)利用测试井天然气组份分析数据，计算天然气的摩尔质量；
(6)基于获取的数据利用提供的偏差因子计算公式计算各测试点位置天然气的偏差因子；
(7)基于压力、温度及天然气密度计算式计算出气井产层中深对应的压力、温度及天然气密度；
(8)利用步骤(6)中提供的偏差因子计算公式，计算出天然气井产层中深对应压力、温度条件下的天然气偏差因子。
2.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(1)中收集测试井关井压力稳定后的测试结果数据表，或从原始测试数据中读取在不同测量深度点位置稳定后的压力和温度，形成测试结果数据表。
3.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(2)中收集测试井自井口至井底的完整井轨迹数据：测量深度，单位m；井斜角，单位°；井斜方位角，单位°；基于井筒测量深度与垂直深度的关系，计算出测量深度与垂直深度的对应表；从中确定出所有压力及温度测试点的垂直深度值，并添加入步骤(1)形成的表格中。
4.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(3)中利用经过步骤(1)和步骤(2)确定出的测点垂直深度与对应压力，按二次曲线回归拟合压力与垂直深度的对应函数关系，得到如下形式的函数式：
P(h)＝A·h2+B·h+C
其中因变量P(h)为压力，自变量用h为垂直深度；A、B分别为二次项和一次项的系数，常数项C为对应h等于0时的截距，直接赋值为测试结果中的井口压力值。
5.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(4)中对步骤(3)得到的函数式对自变量h求一阶导数，并除重力加速度，即得到井筒内天然气密度随垂直深度变化的函数式：
其中：ρ(P，T)为天然气密度，单位kg/m3，在成份确定的情况下，它是温度与压力的函数，由于井筒内温度、压力是随着深度不同而变化的，所以在不同深度位置，天然气的密度不同,井筒中的天然气密度表现为垂直深度的函数；
g为重力加速度常数，9.8m/s2；
基于以上天然气密度函数式，将自变量h代入测点垂直深度，即得对应位置的天然气密度。
6.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(5)中收集整理测试井稳定生产时的气体取样组份分析数据，并计算气体的摩尔质量M，g/mol；天然气不同组份的摩尔百分比含量按多次采样分析数据的平均值计算，天然气摩尔质量按如下公式计算：
其中：
Mi为i组份的摩尔质量，g/mol；
Wi为i组份的摩尔分数，无量纲小数或％,其总和为1；
n为天然气总的组份个数。
7.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(6)中利用步骤(4)得到的测试点位置天然气密度，通过状态方程中各物理量间的关系，计算出对应深度位置的天然气偏差因子；计算公式如下：
其中：
P代表压力，单位为MPa；
M代表天然气摩尔质量，单位为g/mol；
R代表气体常数8.314472×10-6，单位为m3﹒MPa/(K﹒mol)；
T代表绝对温度，单位为K；T＝273.15+t；t为℃；
ρ代表天然气密度，单位为kg/m3。
8.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(7)中分别采用得到的函数式或计算式，确定出测试井产层中深对应的压力、天然气密度和温度；
首先基于步骤(2)的结果确定气藏或产气层中部垂直深度h；
继而将中部垂直深度h代入步骤(3)的得到的关于压力的函数式，计算出气藏中部深度位置的压力；
进而将中部垂直深度h代入步骤(4)得到的天然气密度计算式，计算出气藏中部深度位置的天然气密度；
然后，基于测试点垂直深度与温度实测数据，按线性变化建立回归公式，并计算出储层中部深度位置的地层温度。
9.根据权利要求1所述的利用气井静温静压测试数据确定天然气偏差因子的方法，其特征在于：在步骤(8)中，将步骤(7)得到的储层中深位置对应的压力、温度及天然气密度代入步骤(6)中给出偏差因子计算公式，其中，温度换算为绝对温度，计算出气藏储层中部深度位置对应压力、温度条件下的天然气偏差因子。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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