CN113496303B - 一种反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法，属于气田开发技术领域，方法包括采集井底深度、井口套压以及天然气的相对比重；根据井底深度、井口套压以及天然气的相对比重，计算得到积液气井在不积液条件下的井底压力；将积液气井的实测井底压力与其在不积液条件下的井底压力之间的差值，作为气井积液对气井中井底压力的定量影响值。本发明的定量预测方法填补了“定量反映气井积液对井底压力影响”的空白，方法简单、可操作性强、有效实用，有助于操作人员依据气井积液对井底压力的影响程度采取相应的排液措施，以提高气井的产量和对气藏的开采效率，具有很好的推广使用价值。
Description
技术领域
本发明属于气田开发技术领域，具体涉及一种反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法。
背景技术
在气藏开发过程中，当气井能量充足时，有足够的能力将井筒中的液体携带出井口，但当气井能量不足、产量无法达到完全携液的最小临界流量时，则井筒内的水(液)不能连续流出井口，致使部分液体沉降、聚集在井底，出现井底积液。在井底积液条件下，会导致井底压力的增加，并导致气井产量降低，操作人员需要根据气井积液对井底压力的影响程度而采取相应的排液措施，从而提高气井产量和对气藏的开采效率。
发明内容
本发明的目的在于提供一种反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法，能定量反映由于积液影响导致井底压力的增加值，可填补“定量反映气井积液对井底压力影响”的空白。
基于上述目的，一种反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法的技术方案如下：
(1)通过气井完钻资料和分析化验数据获取井底深度H、天然气的相对比重γg；
(2)通过生产测试资料获得积液气井的实测井底压力Pwfac；
(3)通过生产动态数据获得气井井口套压Pcasing；
(4)至少根据步骤(1)中获得的井底深度H、天然气的相对比重γg，和步骤(3)中获得的气井井口套压Pcasing，确定积液气井在不积液条件下的井底压力Pwfn；
(5)用步骤(2)中获得的积液气井的实测井底压力Pwfac减去该积液气井在不积液条件下的井底压力Pwfn，则得到气井积液对其井底压力的定量影响值ΔPwbac。
具体的，步骤(4)中，用气井的井口套压Pcasing加上从井口到井底之间油套环空内静止气柱所产生的压力ΔPgs，则得到气井不积液条件下的井底压力Pwfn。
获取从井口到井底油套环空内静止气柱所产生的压力ΔPgs，用积分方法获得，计算式如下：
其中，T为油套环空内深度为h处的井筒气体温度，T＝Thead+Tgrd×h/100，，Thead为通过生产测试资料获得的井口温度，Tgrd为通过生产测试资料获得的油套环空中的温度梯度；Z为油套环空内深度为h处的气体偏差因子，根据压力P和温度T采用气藏工程方法计算确定。
为了简便，也可以根据经验公式确定从井口到井底油套环空内静止气柱所产生的压力ΔPgs，所述的经验公式如如下：
ΔPgs＝Pcasing×0.0133×rg×H/100
其中，Pcasing为气井井口套压，rg为天然气的相对比重，H为井底深度。
作为得到井底压力Pwfn的其他方案，所述积液气井在不积液条件下的井底压力Pwfn的计算式如下：
其中，Pwfn为所述气井在不积液条件下的井底压力，Pcasing为气井的井口套压，γg为所述天然气的相对比重，H为气井的井底深度，为气井井筒内的气体平均温度，/>为气井井筒内的气体平均偏差因子。
上述技术方案的有益效果是：
本发明的定量预测方法，用于确定气井积液对气井中井底压力的定量影响值，可靠性高，有助于操作人员依据气井积液对井底压力的影响程度(即定量影响值)采取相应的排液措施，以提高气井的产量和对气藏的开采效率，本发明的定量预测方法能定量反映由于积液影响导致井底压力的增加值，填补了“定量反映气井积液对井底压力影响”的空白，且方法简单、可操作性强、有效实用，具有很好的推广使用价值。
附图说明
图1是反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法流程图；
图2是油套环空积液情况下的气井示意图；
图3是油套环空不积液情况下的气井示意图；
图中的标号说明如下：
1，油管；2，套管；3，油管鞋；4，油套环空；5，环空积液。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的说明。
气井不积液条件下的井底压力计算模型推导
如图2所示的气井，包括油管1，套管2和油管鞋3，油管1和套管2之间形成油套环空4，图2中，气井积液时从井口至井底(油管鞋)的油套环空4中有液柱存在，环空积液5的积液深度为ha。如图3所示，当气井不积液时，从井口至井底(油管鞋)的油套环空4中是静止气柱。令气井的井口套压为Pcasing，令油套环空4中静止气柱所产生的压力为ΔPgs，显然不积液情况下的井底压力Pwfn应该等于井口套压Pcasing加上从井口到井底油套环空4内静止气柱所产生的压力ΔPgs，即
Pwfn＝Pcasing+ΔPgs (1)
令井筒油套环空4内任意深度h处的压力为P、温度为T、偏差因子为Z，气体密度为ρg，那么在该深度处一个高度为dh的微元环空段气柱所产生的压力为
dp＝10-6ρg×g×dh (2)
由于气体在压力P、温度T下的密度为
式中，Mg:天然分子量，g/mol；γg:气体的相对密度，无量纲；
由式(2)和式(3)可得
由井口到井底，油套环空4内的气柱所产生的压力从0变化为ΔPgs；同时，由井口到井底，井筒深度从0变化为H；因此对式(4)两段从井口到井底积分可得
由式(5)进一步可得
由式(1)和式(6)可得
为了方便应用，通过大量的矿场统计拟合得到
由式(7)和式(8)得
Pwfn＝Pcasing+Pcasing×0.0133×rg×H/100 (9)
式(7)为计算积液气井在不积液条件下井底压力的积分表达式，式(9)为计算积液气井在不积液条件下井底压力的经验公式。
以下用具体实例来说明本发明的技术方案，但本发明的保护范围不限于此。
一种反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法，如图1所示，步骤如下：
(1)通过气井完钻资料和分析化验数据获取井底深度H(地层中部垂深)、天然气的相对比重γg；
(2)通过生产测试资料获得井口温度Thead和油套环空中的温度梯度Tgrad，若无实测资料可以用地温梯度代替；
(3)通过生产测试资料获得积液气井的实测井底压力Pwfac；
(4)通过生产动态数据获得气井井口套压Pcasing；
(5)根据步骤(1)中获得的井底深度H、天然气的相对比重γg，步骤(2)中获得的油套环空中的温度梯度Tgrad和步骤(4)中获得的气井井口套压Pcasing，确定出油套环空中流体为纯静止气柱条件下的(不存在液柱情况下的)井底压力，即得到气井不积液条件下的井底压力Pwfn；
(6)用步骤(3)中获得的积液气井的实测井底压力Pwfac减去气井不积液条件下的井底压力Pwfn，则得到气井积液对其井底压力的定量影响值ΔPwbac，即ΔPwbac＝Pwfac-Pwfn；
具体的，步骤(5)中，用气井的井口套压Pcasing加上从井口到井底之间油套环空内静止气柱所产生的压力ΔPgs，则得到气井不积液条件下的井底压力Pwfn，即Pwfn＝Pcasing+ΔPgs；
获取从井口到井底油套环空内静止气柱所产生的压力ΔPgs，可以用积分方法ΔPgs＝获得，此处P为油套环空内深度为h处的井筒气体压力，T为油套环空内深度为h处的井筒气体温度，T＝Thead+Tgrad×h/100，Z为油套环空内深度为h处的气体偏差因子，根据压力P和温度T采用气藏工程方法计算确定；为了简便，也可以用相关经验公式如ΔPgs＝Pcasing×0.0133×rg×H/100，获得从井口到井底油套环空内静止气柱所产生的压力ΔPgs。
上述各式中各符号含义如下：
H:井底深度(地层中部垂深)，m；γg：天然气的相对比重,无量纲，小数；Thead：井口温度，K；Tgrad：油套环空中的温度梯度，℃/100m，可以用地温梯度代替；Pwfac：积液气井的实测井底压力，MPa；Pcasing：气井井口套压，MPa；Pwfn：气井不积液条件下的井底压力，MPa；ΔPwbac：气井积液对其井底压力的定量影响值，MPa；ΔPgs：油套环空内静止气柱所产生的压力，MPa；P：油套环空内深度为h处的井筒气体压力，MPa；T：油套环空内深度为h处的井筒气体温度，K；Z：油套环空内深度为h处的气体偏差因子，无量纲；h:计算静止气柱压力的积分过程中某个深度点的深度值，m。
可采用以下任一种方式确定不积液条件下的井底压力：
第一种确定方式为：通过微元分析法列取积分公式，即公式(7)，计算得到不积液条件下的井底压力；
第二种确定方式为：通过经验公式(9)，计算得到不积液条件下的井底压力；
第三种确定方式为：通过以下公式计算得到积液气井在不积液条件下的井底压力，计算式如下：
其中，Pwfn为所述气井不积液条件下的井底压力，Pcasing为气井的井口套压，γg为所述天然气的相对比重，H为所述气井的井底深度，为气井井筒内的气体平均温度，/>为气井井筒内的气体平均偏差因子。
验证例
东胜气田一口井于2015年7月10日0:00-20:00采用15mm油嘴控制一点法求产20hr，经临界速度流量计16mm孔板测气产量，井口油压2.0MPa，套压5.6MPa，平均井口温度30℃，实际生产测试发现该井存在轻度积液，地层中部(垂深:2581.63)流压9.43MPa/m，地层中部流温77.80℃；平均稳定气产量27664m3/d，折算平均日产水72.5m3/d。检测得到该井的天然气相对密度为0.603，该井的井筒温度梯度为2.493℃/100m。
(1)通过生产资料得到井底深度(地层中部垂深)H＝2581.63m，天然气的相对比重γg＝0.603；
(2)通过生产测试资料获得井口温度Thead＝30+273.15＝303.15K，得到油套环空中的温度梯度Tgrad＝2.493℃/100m；
(3)通过生产测试资料获得该轻度积液气井的实测井底压力Pwfac＝9.43MPa；
(4)通过生产动态数据获得该井井口套压Pcasing＝5.6MPa；
(5)用经验公式ΔPgs＝Pcasing×0.0133×rg×H/100，获得从井口到井底油套环空内静止气柱所产生的压力那么由经验公式法获得的气井不积液条件下井底流压为Pwfn＝5.6+1.159＝6.759MPa；
(6)用步骤(3)中获得的积液气井的实测井底压力Pwfac＝9.43MPa，减去气井不积液条件下的井底压力Pwfn＝6.759MPa，则得到气井积液对其井底压力的定量影响值ΔPwbac，即ΔPwbac＝9.43-6.759＝2.671MPa；实测积液条件下的井底压力比不积液情况下的井底压力高2.671MPa，二者之间的相差幅度为(Pwbac-Pwbn)/Pwbn＝39.52％。
另外，由积分法获得的气井不积液条件下井底流压为Pwfn＝6.662MPa，则得到气井积液对其井底压力的定量影响值为ΔPwbac＝9.43-6.662＝2.768MPa；实测积液条件下的井底压力比不积液情况下的井底压力高2.768MPa，二者之间的相差幅度为(Pwbac-Pwbn)/Pwbn＝41.55％。
还需要说明的是，本实例中采用经验公式法与采用积分法所获得的不积液条件下的井底压力，二者之间的相对误差为完全满足矿场工程应用要求；而且大量的矿场应用实践也证实了经验公式法的可靠性。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。
Claims (1)
1.一种反映气井积液对其井底压力影响的定量预测方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)通过气井完钻资料和分析化验数据获取井底深度H、天然气的相对比重γg；
(2)通过生产测试资料获得积液气井的实测井底压力Pwfac；
(3)通过生产动态数据获得气井井口套压Pcasing；
(4)采用如下方式a)或b)计算从井口到井底油套环空内静止气柱所产生的压力ΔPgs，用气井的井口套压Pcasing加上ΔPgs得到积液气井在不积液条件下的井底压力Pwfn；
a)采用积分法获得ΔPgs：
b)根据经验公式确定ΔPgs，所述的经验公式如下：
ΔPgs＝Pcasing×0.0133×rg×H/100；
其中，Pcasing为气井的井口套压，单位为Mpa；T为油套环空内深度为h处的井筒气体温度，单位为K，T＝Thead+Tgrad×h/100，Thead为通过生产测试资料获得的井口温度，单位为K，Tgrad为通过生产测试资料获得的油套环空中的温度梯度，单位为℃/100m；Z为油套环空内深度为h处的气体偏差因子，根据压力P和温度T采用气藏工程方法计算确定；h为油套环空内某个深度点的深度值，单位为m；H为井底深度，单位为m；
(5)用步骤(2)中获得的积液气井的实测井底压力Pwfac减去该积液气井在不积液条件下的井底压力Pwfn，则得到气井积液对其井底压力的定量影响值ΔPwbac。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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