CN115492573B - 一种柱塞气举井地层流入动态确定方法 - Google Patents

一种柱塞气举井地层流入动态确定方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种柱塞气举井地层流入动态确定方法。它包括下述步骤：S1、测试关井阶段的井口油压和套压数据，并进行光滑处理；S2、根据光滑处理后的井口油压和套压数据得到关井阶段的t～t+1时刻的地层产气量qsc和井筒气水界面分布情况；S3：根据光滑处理后的井口油压和套压数据和井筒气水界面分布计算得到井底流压pwf；S4：根据地层产气量qsc和井底流压pwf做出qsc～pwf曲线，同时考虑近井带含水饱和度变化的产能方程形式拟合得到该井的产能方程，从而得到地层流入动态曲线。本发明可以准确认识柱塞气举井地层流入特征，能较为准确的确定柱塞气举井的地层流入动态曲线。

Description

一种柱塞气举井地层流入动态确定方法
技术领域
本发明涉及一种页岩气水平井套管，具体涉及一种柱塞气举井地层流入动态确定方法。
背景技术
非常规低渗、致密以及页岩气的产水气井进入到生产中后期，由于地层能量不足，难以带出地层中的产出水，导致井底积液，影响气井产能，严重的还会导致气井“压死”。柱塞气举由于其工艺简单，成本较低是目前较为广泛运用的一种排水采气方法。柱塞气举利用在油管中下入柱塞，周期性开关井带出井筒中的液体，增大生产压差，从而提升气井产气能力。
地层流入动态曲线是气井所有工作的基础，由于柱塞气举工艺和成本限制，难以通过下入井底压力计准确测试井底流压，因此，目前现场生产中，大多数柱塞气举井都未下井底压力计测试井底流压；同时，由于柱塞气举开井生产阶段井筒流动属于不稳定流动，测试的产量并不是地层流入井筒的产量，即井口产量并能不完全反映地层流入动态，只能通过井口压力变化反推地层流入动态。但是，在柱塞上行阶段中柱塞将井筒分隔成两个压力系统，计算井筒气量和气液分布较难，难以准确获取该阶段的地层流入动态，导致柱塞气举井的地层流入动态曲线（IPR曲线）难以确定，使得柱塞气举井缺少确定合理工作方式的主要依据，以及缺少分析油气井动态的基础。
本申请人发现现有技术至少存在以下技术问题：
现有技术中由于柱塞气举开井生产阶段井筒流动属于不稳定流动，测试的产量并不是地层流入井筒的产量，柱塞气举井的地层流入动态曲线（IPR曲线）难以确定。
发明内容
本发明的目的在于提供一种柱塞气举井地层流入动态确定方法，以解决现有技术由于柱塞气举开井生产阶段井筒流动属于不稳定流动，测试的产量并不是地层流入井筒的产量，柱塞气举井的地层流入动态曲线（IPR曲线）难以确定的技术问题。
为实现上述目的，本发明提供了以下技术方案：
本发明提供的一种柱塞气举井地层流入动态确定方法，利用关井阶段测试的井口油套压计算井底流压，包括下述步骤：
S1、输入测试关井阶段的井口油套压数据；
S2、根据井口油套压数据得到关井阶段的t～t+1时刻的地层产气量qsc；
S3：根据井口油套压数据计算得到t～t+1时刻井底流压pwf；
S4：根据地层产气量qsc和井底流压pwf绘制qsc～pwf曲线。
进一步的，还包括对所述油套压数据进行光滑处理的步骤。
进一步的，还包括井筒气水界面分布计算步骤。
进一步的，还包括含水饱和度计算步骤。
进一步的，还包括井筒气体参数计算步骤。
进一步的，所述油套压数据包括油管流压数据和套管流压数据。
基于上述技术方案，本发明实施例至少可以产生如下技术效果：
本发明提供的柱塞气举井地层流入动态确定方法，利用关井阶段测试的井口油套压计算井底流压，同时分别利用油管、环空体积和油、套压压力变化计算地层流入油套管中的气量，从而获得地层流入动态曲线；该方法能较为准确的确定柱塞气举井的地层流入动态曲线（IPR曲线），为准确认识柱塞气举井地层流入特征奠定基础，对柱塞在井筒中的运动模拟以及柱塞气举制度的制定和优化具有重要意义。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见的，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图示出的结构获得其他的附图。
图1是本发明各个阶段压力和产量变化曲线；
图2是本发明实施例中Z井测试的油套压和产气量曲线；
图3是本发明实施例中Z井油压的压力导数曲线；
图4是本发明实施例中Z井套压的压力导数曲线；
图5是本发明实施例中Z井油套压光滑前后的压力曲线对比；
图6是本发明实施例中Z井油压的压力导数曲线；
图7是本发明实施例中Z井套压的压力导数曲线；
图8是本发明实施例中在某一时刻下的井筒中的气液界面分布。
具体实施方式
应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。另外，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人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。
常规柱塞气举井可以分为三个周期：关井压力恢复、开井柱塞上行和续流阶段，各个阶段压力和产量变化曲线如图1所示；
本发明以关井时刻作为柱塞气举井一个周期的开始，关井压力恢复阶段可认为井筒中的柱塞不影响井筒压力变化，地层产出的气和水分别进入到油管和环空中，使得油套压逐渐上升。当油套压上升到一定值后，开井生产，柱塞在压差作用下从井底向井口举升，此时柱塞将自身上下分隔为两个独立的压力系统，井口产出气量和水量并不与此时的地层供给量相等。柱塞上部液段完全产出，柱塞到达井口捕捞装置后，继续开井生产的阶段为续流阶段。本发明以关井时刻作为柱塞气举井一个周期的开始，关井阶段井筒中气液运动较缓、压力稳定变化，可通过该阶段的井筒压力变化反推地层流入动态，以此作为该井的地层流入动态曲线。
本发明中所有的公式，t时刻和t+1时刻通用的公式未使用上标，上标为t的代表t时刻对应的数据，上标为t+1的代表t+1时刻对应的数据。
下述以Z井为例具体说明柱塞气举井地层流入动态的确定方法，Z井为四川长宁区块页岩气水平井，属于下倾型井，井深4350.12m，使用鱼骨柱塞进行排水采气，柱塞外径48.2mm，油管内径50.6mm。具体包括下述步骤：
S1、测试关井阶段的井口油压和套压数据，并进行光滑处理；
目前现场跟踪测试的井口油套压数据通常为30s测试一次，但是由于测试仪表精度和稳定性问题，测试的油套压数据存在一定的波动，虽然从油套压数值上反映不明显，但是转换成压力导数就能明显观察到这一波动现象，例如Z井测试的油套压曲线如图2所示，油套压的压力导数曲线如图3、图4所示。
从测试的油套压图2可以看出，关井阶段油套压曲线是连续光滑上升的，但是从压力导数曲线图3、图4可以看出，压力导数为点阵而不是光滑的曲线，说明测试的压力点并不连续光滑。为此需要对测试的油压和套压数据进行拟合光滑处理；对井口油压和套压数据进行光滑处理采用下式（1）进行：
Figure 273174DEST_PATH_IMAGE001
（1）；
式（1）中：y为光滑处理后的井口油压或套压数据，Pa；
x为步骤S1中测试的关井阶段的井口油压或套压数据，Pa；
n 1、n 2、n 3、n 4为拟合参数，使用测试的关井阶段的井口油压和套压数据，在数据处理软件Origin中，拟合得到n 1、n 2、n 3、n 4计算出光滑处理后的数据，光滑后的油套压曲线如图5所示。
Z井光滑使用的参数和光滑前后的相关系数R2表如表1，相关系数接近于1，拟合度很高。
表1 数据处理使用的参数及决定系数表
Figure 642845DEST_PATH_IMAGE003
Z井光滑前后油套压的压力导数曲线对比如图6、图7所示，压力导数为光滑曲线。
S2、根据步骤S1中光滑处理后的井口油压和套压数据得到关井阶段的t～t+1时刻的地层产气量qsc和井筒气水界面分布情况；
S21、t～t+1时刻的地层产气量qsc的获得过程为：
①基于油套连通位置的压力相等原则，由于水是不可压缩流体，则可以认为当环空中的压力过高时，环空液体向油管转移，反之，当油管中压力过高油管中液体向环空中转移，参与转移的流体只有液体，气体则按分配直接进入环空和油管，在环空液面下降到油套连接处前均不会参与转移。在环空液面下降到油套连接处时，即环空无液面时，油、套管的压力变化直接反映了地层产出气在油管和环空中的分配。
任意时刻油管和环空中的总气量折算到地面条件下，由下式（2）得到：
Figure 625844DEST_PATH_IMAGE005
（2）；
式（2）中，ρ g为当前平均压力下的气体密度，kg/m3；ρ g-air为地面条件下的气体密度，kg/m3；A c为套管内径，m；A to为油管外径，m；A t为油管内径，m；V cg为换算到地面条件下的环空总气量，m3；V tg为换算到地面条件下的油管总气量，m3；H tw为油管内液柱高度，m；H ctw为环空液柱高度，m；Hs为油管鞋深度，m；
②那么从t时刻到t+1时刻的地层产气量，由下式（3）得到：
Figure 975048DEST_PATH_IMAGE006
（3）；
式（3）中，
Figure 258262DEST_PATH_IMAGE007
为t时刻到t+1地层向油管的供气量，m3/d；
Figure 18408DEST_PATH_IMAGE008
为t时刻到t+1地层向 环空的供气量，m3/d；
Figure 3550DEST_PATH_IMAGE009
为t时刻到t+1地层产气量，m3/d；
Figure 671292DEST_PATH_IMAGE010
为t时刻地层向环空的供气量，m3/d；
Figure 809012DEST_PATH_IMAGE011
为t时刻地层向油管的供气量，m3/d；
Figure 271217DEST_PATH_IMAGE012
为换算到地面条件下t+1时刻的地层向油管供气体积，m3；
Figure 991260DEST_PATH_IMAGE013
为换算到地面条件下t时刻的地层向油管供气体积，m3；
Figure 197114DEST_PATH_IMAGE014
为换算到地面条件下t+1时刻的地层向环空供气体积，m3；
Figure 923761DEST_PATH_IMAGE015
为换算到地面条件下t时刻的地层向环空供气体积，m3。
S22、t～t+1时刻井筒气水界面分布情况的获得过程为：
①在某一时刻下的井筒中的气液界面分布如下图8所示：
不论井筒中的气水分布如何，任意时刻都必须满足油套连通位置的压力相等，即满足下式（4）：
Figure 71715DEST_PATH_IMAGE016
（4）；
式（4）中，
Figure 782182DEST_PATH_IMAGE017
为任意时刻环空液面上压力，Pa；
Figure 526147DEST_PATH_IMAGE018
为任意时刻油管液面上部压 力，Pa；
Figure 372880DEST_PATH_IMAGE019
为任意时刻油管内液面高度，m；
Figure 927621DEST_PATH_IMAGE020
为任意时刻环空液面高度，m；
Figure 125384DEST_PATH_IMAGE021
为液体密 度，kg/m3；g为重力系数，N/kg；
②关井时期，井筒气体流动非常缓慢，油管和环空液面上的压力可通过气柱静压计算，如下式（5）表述：
Figure 673040DEST_PATH_IMAGE023
（5）；
式（5）中，
Figure 623547DEST_PATH_IMAGE024
为任意时刻环空液面上压力，Pa；
Figure 864035DEST_PATH_IMAGE025
为任意时刻油管液面上部压 力，Pa；
Figure 17936DEST_PATH_IMAGE026
为套压，Pa；
Figure 854436DEST_PATH_IMAGE027
环空气柱高度，m；
Figure 675762DEST_PATH_IMAGE028
为环空平均温度，K；
Figure 821572DEST_PATH_IMAGE029
为环空平均偏差 因子；
Figure 728349DEST_PATH_IMAGE030
为气体相对密度；
Figure 601496DEST_PATH_IMAGE031
为油压，Pa；
Figure 277327DEST_PATH_IMAGE032
油管气柱高度，m；
Figure 344772DEST_PATH_IMAGE033
为油管平均温度，K；
Figure 473265DEST_PATH_IMAGE034
为油管平均偏差因子；由于确定平均压力下的偏差因子需要用到井筒压力分布，而使用式 （5）计算井筒压力分布，所以必须使用试算的方法计算井筒气体参数。
③阶段地层产水量由下式（6）表述：
Figure 166414DEST_PATH_IMAGE035
（6）；
式（6）中，
Figure 680441DEST_PATH_IMAGE036
为 t～t+1 时刻的阶段产水量，m3 ；
Figure 433633DEST_PATH_IMAGE037
为地层日产水量，m3/d；Δt为 t～t+1 的时间，s；
Figure 315002DEST_PATH_IMAGE038
采用达西公式描述，如下式（7）：
Figure 811842DEST_PATH_IMAGE039
（7）；
式（7）中，
Figure 947420DEST_PATH_IMAGE040
为地层日产水量，m3/d；
Figure 340355DEST_PATH_IMAGE041
为产液指数 ，m3 /(d·Pa)；
Figure 709019DEST_PATH_IMAGE042
为平均地 层压力，Pa；
Figure 993239DEST_PATH_IMAGE043
为井底流压，Pa；
④考虑地层的液相流入，从t时刻到t+1时刻对环空和油管中的液量具有下式（8）的统一物质平衡方程：
Figure 763749DEST_PATH_IMAGE044
（8）；
式（8）中，
Figure 327585DEST_PATH_IMAGE045
为t时刻的环空液面高度；
Figure 183546DEST_PATH_IMAGE046
为t时刻的油管液面高度；
Figure 507342DEST_PATH_IMAGE047
为t+ 1时刻的环空液面高度；
Figure 601200DEST_PATH_IMAGE048
为t+1时刻的油管液面高度；
Figure 867096DEST_PATH_IMAGE049
为套管内径，m；
Figure 194041DEST_PATH_IMAGE050
为油管外 径，m；
Figure 570796DEST_PATH_IMAGE051
为油管内径，m；
⑤气水界面分布与每个时间段下的阶段产水量有关，通过迭代的方法逐时刻计算气水界面分布情况，计算流程图如下所示：
对应的具体计算步骤为：
Step1：假设t+1时刻的油管液面高度
Figure 784740DEST_PATH_IMAGE052
，那么
Figure 972270DEST_PATH_IMAGE053
；其中，
Figure 271664DEST_PATH_IMAGE054
为 ，油管鞋深度，m；
Figure 452110DEST_PATH_IMAGE055
为t+1时刻的油管液面高度，m；
Figure 35407DEST_PATH_IMAGE056
为t时刻的油管液面高度，m；
Figure 643105DEST_PATH_IMAGE057
为t+1时刻的油管气柱高度，m；
Step2：根据式（6）计算出t时刻的地层产水量V Lt；
Step3：已知t时刻的环空液面高度
Figure 429796DEST_PATH_IMAGE058
和油管液面高度
Figure 148353DEST_PATH_IMAGE059
，结合假设的t+1时 刻的油管液面高度
Figure 353201DEST_PATH_IMAGE060
，以及t时刻的地层产水量
Figure 866222DEST_PATH_IMAGE061
，代入式（8），计算出此时的环空液面 高度为
Figure 140208DEST_PATH_IMAGE062
，那么
Figure 911724DEST_PATH_IMAGE063
；其中，
Figure 220345DEST_PATH_IMAGE064
为t+1时刻的环空气柱高度，m；
Figure 169847DEST_PATH_IMAGE065
为t+1时刻的油管气柱高度，m；
Figure 931130DEST_PATH_IMAGE066
为t+1时刻的油管液面高度，m；
Step4：根据光滑处理后的井口油压、套压数据以及
Figure 730503DEST_PATH_IMAGE067
、
Figure 893631DEST_PATH_IMAGE068
，根据式（5）计算 出t+1时刻的环空液面上部压力
Figure 14034DEST_PATH_IMAGE069
和油管液面上部压力
Figure 777459DEST_PATH_IMAGE070
；
Step5：将
Figure 375931DEST_PATH_IMAGE071
、
Figure 127986DEST_PATH_IMAGE072
、
Figure 435602DEST_PATH_IMAGE073
代入式（4）计算出
Figure 171477DEST_PATH_IMAGE074
；其中，
Figure 839219DEST_PATH_IMAGE071
为t+1时刻的环空液面高度，m，
Figure 711360DEST_PATH_IMAGE074
为t+1时刻的油管液面高度，m；
Step6：设置迭代精度
Figure 688412DEST_PATH_IMAGE075
，如果
Figure 911583DEST_PATH_IMAGE076
那么令
Figure 851857DEST_PATH_IMAGE077
重复步骤 Step1- Step3，如果
Figure 844084DEST_PATH_IMAGE078
，那么令
Figure 493502DEST_PATH_IMAGE079
，退出循环；通过迭代方法，可由关井初始时 刻油套压和环空、油管液面分布迭代计算出每一时刻井筒中气液界面分布情况。
S3：根据步骤S1中光滑处理后的井口油压和套压数据和步骤S2中的井筒气水界面分布计算得到井底流压pwf；井底流压pwf的获得过程为：
现场测压数据为30s一个测试点，t～t+1时刻的井底流压变化较小，使用t时刻的井底流压代表t～t+1时刻的井底流压，利用步骤S2得到的每一时刻的地层产气量，对应的井底流压由下式（9）表示：
Figure 938390DEST_PATH_IMAGE080
（9）；
式（9）中：
Figure 682355DEST_PATH_IMAGE081
为t时刻的井底流压，Pa；
Figure 43935DEST_PATH_IMAGE082
为t时刻环空液面上压力，Pa；
Figure 847943DEST_PATH_IMAGE083
为t时刻的环空液面高度，m；
Figure 45706DEST_PATH_IMAGE084
为液体密度，kg/m3；g为重力系数，N/kg；
Figure 593362DEST_PATH_IMAGE085
为油管鞋到井 底的高度，m；其中，
Figure 45334DEST_PATH_IMAGE082
可通过下式（5）t时刻套压计算：
Figure 20244DEST_PATH_IMAGE087
（5）；
式（5）中，
Figure 439724DEST_PATH_IMAGE088
为任意时刻环空液面上压力，Pa；
Figure 40338DEST_PATH_IMAGE089
为任意时刻油管液面上部压 力，Pa；
Figure 596084DEST_PATH_IMAGE090
为套压，MPa；H ctg环空气柱高度，m；
Figure 7474DEST_PATH_IMAGE091
为环空平均温度，K；
Figure 914250DEST_PATH_IMAGE092
为环空平均偏差 因子；
Figure 288862DEST_PATH_IMAGE093
为气体相对密度；
Figure 230273DEST_PATH_IMAGE094
为油压，Pa；
Figure 281406DEST_PATH_IMAGE095
油管气柱高度，m；
Figure 924746DEST_PATH_IMAGE096
为油管平均温度，K；
Figure 352316DEST_PATH_IMAGE097
为油管平均偏差因子。
井筒中的气体密度、偏差因子分布受到井筒压力分布的影响，同时计算井筒压力分布时首先也需要明确井筒中的气体密度、偏差因子的分布，针对这一问题，采用试算法计算井筒中的压力、气体密度和偏差因子的分布。
式（9）中的气体密度和式（5）中的偏差因子通过1978年PR-Peneloux修正方程计算，计算偏差因子使用的平均压力为下式（12）：
Figure 148234DEST_PATH_IMAGE098
（12）；
式（12）中，
Figure 386579DEST_PATH_IMAGE099
为环空平均压力，Pa；
Figure 267947DEST_PATH_IMAGE100
为油管平均压力，Pa；
Figure 233629DEST_PATH_IMAGE101
为套压，Pa；
Figure 133321DEST_PATH_IMAGE102
为油压，Pa；
Figure 57415DEST_PATH_IMAGE103
为任意时刻环空液面上压力，Pa；
Figure 426079DEST_PATH_IMAGE104
为任意时刻油管液面上部压力， Pa。
基于平均压力的井筒气体参数计算，计算环空压力则p代入p c，计算油管压力则p代入p t，
具体的计算步骤为：
步骤1：假设需要计算的液柱上部压力等于此时的井口压力，初始环空液柱上部压力p ctwu_0=p ct ，初始油管液柱上部压力p twu_0=p t ，
步骤2：根据下式（12）计算出初始平均压力
Figure 461031DEST_PATH_IMAGE105
及
Figure 451115DEST_PATH_IMAGE106
；
Figure 546110DEST_PATH_IMAGE107
（12）；
式（12）中，p cavg为环空平均压力，Pa；p tavg为油管平均压力，Pa；p c为套压，Pa；p t为油压，Pa；p ctwu为环空液面上压力，Pa；p twu为油管液面上部压力，Pa；
步骤3：根据平均压力、温度，计算出环空的平均偏差因子和油管的平均偏差因子
Figure 402071DEST_PATH_IMAGE108
、
Figure 958823DEST_PATH_IMAGE109
；
步骤4：根据下式代入
Figure 583839DEST_PATH_IMAGE110
、
Figure 584156DEST_PATH_IMAGE111
计算出
Figure 661834DEST_PATH_IMAGE112
及
Figure 789321DEST_PATH_IMAGE113
；
Figure 3265DEST_PATH_IMAGE114
（13）；
步骤5：设置迭代精度
Figure 423751DEST_PATH_IMAGE115
，如果
Figure 988724DEST_PATH_IMAGE116
那么令
Figure 903590DEST_PATH_IMAGE117
重 复步骤步骤2-步骤4，如果
Figure 503199DEST_PATH_IMAGE118
那么令
Figure 607770DEST_PATH_IMAGE119
退出循环；设置迭代精度
Figure 660039DEST_PATH_IMAGE120
，如果
Figure 378597DEST_PATH_IMAGE121
那么令
Figure 832712DEST_PATH_IMAGE122
重复步骤步骤1- 步骤3，如果
Figure 860580DEST_PATH_IMAGE123
那么令
Figure 134566DEST_PATH_IMAGE124
退出循环，计算得到油管液柱上部压力；
步骤6：气体密度和偏差因子通过1978年PR-Peneloux修正方程计算，将p ctwu和p c代入式（12）计算出平均压力；从而可以相应的计算出气体密度和偏差因子；
其中，下标_i指的是第i次迭代的参数，下标_o指的是假设的迭代初值；
计算油管气体的密度和偏差因子则代入油管相关参数，计算环空气体的密度和偏差因子则代入环空相关参数。
S4：根据步骤S2中得到的t～t+1时刻的地层产气量qsc和步骤S3中得到的井底流压pwf做出qsc～pwf曲线，同时产水气井引入含水饱和度的影响，以考虑近井带含水饱和度变化的产能方程形式拟合得到该井的产能方程，从而得到地层流入动态曲线；地层流入动态曲线的获得过程为：
①根据步骤S2中得到的t～t+1时刻的地层产气量qsc和步骤S3中得到的井底流压pwf做出qsc～pwf曲线，得到指数式产能方程，如下式（10）：
Figure 656814DEST_PATH_IMAGE125
（10）；
式（10）中，C为系数；n为指数；q sc为t～t+1时刻的地层产气量；p wf为井底流压；
②引入含水饱和度的影响，得到产水气井的地层流入曲线，如下式（11）：
Figure 450589DEST_PATH_IMAGE127
（11）；
式（11）中，c1、c2、c3、c4均为系数。
上式中的C，n，γ以及c1、c2、c3、c4均可以通过数据处理软件Origin拟合得到。
Z井地层流入动态方程拟合结果如表2所示；
表2 Z井产能曲线拟合结果
Figure 134511DEST_PATH_IMAGE129
即该柱塞气举井的地层流入动态方程为：
Figure 630215DEST_PATH_IMAGE131
。
上面对本发明的较佳实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式，在本领域的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。
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护的范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (4)

1.一种柱塞气举井地层流入动态确定方法，其特征在于，利用关井阶段测试的井口油套压计算井底流压，包括下述步骤：
S1、输入测试关井阶段的井口油套压数据；
S2、根据井口油套压数据得到关井阶段的t～t+1时刻的地层产气量qsc和井筒气水界面分布情况；
t～t+1时刻的地层产气量qsc的获得过程为：
任意时刻油管和环空中的总气量折算到地面条件下，由下式（2）得到：
Figure 7885DEST_PATH_IMAGE001
（2）；
式（2）中，ρ g为当前平均压力下的气体密度，kg/m3；ρ g-air为地面条件下的气体密度，kg/m3；A c为套管内径，m；A to为油管外径，m；A t为油管内径，m；V cg为换算到地面条件下的环空总气量，m3；V tg为换算到地面条件下的油管总气量，m3；H tw为油管内液柱高度，m；H ctw为环空液柱高度，m；Hs为油管鞋深度，m；
那么从t时刻到t+1时刻的地层产气量，由下式（3）得到：
Figure 252922DEST_PATH_IMAGE002
（3）；
式（3）中，
Figure 94976DEST_PATH_IMAGE003
为t时刻到t+1时刻地层向油管的供气量，m3/d；
Figure 286923DEST_PATH_IMAGE004
为t时刻到t+1时刻地层向环空的供气量，m3/d；
Figure 429191DEST_PATH_IMAGE005
为t时刻到t+1时刻地层产气量，m3/d；
Figure 313970DEST_PATH_IMAGE006
为t时刻地层向环空的供气量，m3/d；
Figure 784266DEST_PATH_IMAGE007
为t时刻地层向油管的供气量，m3/d；
Figure 576642DEST_PATH_IMAGE008
为换算到地面条件下t+1时刻的地层向油管供气体积，m3；
Figure 573416DEST_PATH_IMAGE009
为换算到地面条件下t时刻的地层向油管供气体积，m3；
Figure 770043DEST_PATH_IMAGE010
为换算到地面条件下t+1时刻的地层向环空供气体积，m3；
Figure 852268DEST_PATH_IMAGE011
为换算到地面条件下t时刻的地层向环空供气体积，m3；
t～t+1时刻井筒气水界面分布情况的获得过程为：
①不论井筒中的气水分布如何，任意时刻都必须满足油套连通位置的压力相等，即满足下式（4）：
Figure 2930DEST_PATH_IMAGE012
（4）；
式（4）中，p ctwu为任意时刻环空液面上压力，Pa；p twu为任意时刻油管液面上部压力，Pa；Htw为任意时刻油管内液面高度，m；H ctw为任意时刻环空液面高度，m；ρ w为液体密度，kg/m3；g为重力系数，N/kg；
②关井时期，井筒气体流动非常缓慢，油管和环空液面上的压力通过气柱静压计算，如下式（5）表述：
Figure 854212DEST_PATH_IMAGE013
（5）；
式（5）中，p ctwu为任意时刻环空液面上压力，Pa；p twu为任意时刻油管液面上部压力，Pa；p c为套压，Pa；H ctg环空气柱高度，m；
Figure 752898DEST_PATH_IMAGE014
为环空平均温度，K；
Figure 56840DEST_PATH_IMAGE015
为环空平均偏差因子；γ g为气体相对密度；p t为油压，Pa；H tg油管气柱高度，m；
Figure 659860DEST_PATH_IMAGE016
为油管平均温度，K；
Figure 772172DEST_PATH_IMAGE017
为油管平均偏差因子；由于确定平均压力下的偏差因子需要用到井筒压力分布，而使用式（5）计算井筒压力分布，所以必须使用试算的方法计算井筒气体参数；
③阶段地层产水量由下式（6）表述：
Figure 435235DEST_PATH_IMAGE018
（6）；
式（6）中，VLt 为 t～t+1 时刻的阶段产水量，m3 ；qL 为地层日产水量，m3/d；Δt为 t～t+1 的时间，s；
④考虑地层的液相流入，从t时刻到t+1时刻对环空和油管中的液量具有下式（8）的统一物质平衡方程：
Figure 492052DEST_PATH_IMAGE019
（8）；
式（8）中，
Figure 898763DEST_PATH_IMAGE020
为t时刻的环空液面高度；
Figure 193478DEST_PATH_IMAGE021
为t时刻的油管液面高度；
Figure 293021DEST_PATH_IMAGE022
为t+1时刻的环空液面高度；
Figure 446922DEST_PATH_IMAGE023
为t+1时刻的油管液面高度；A c为套管内径，m；A to为油管外径，m；A t为油管内径，m；
⑤气水界面分布与每个时间段下的阶段产水量有关，通过迭代的方法逐时刻计算气水界面分布情况；
S3：根据井口油套压数据和井筒气水界面分布计算得到t～t+1时刻井底流压pwf，井底流压数据的获得过程为：
现场测压数据为30s一个测试点，t～t+1时刻的井底流压变化较小，使用t时刻的井底流压代表t～t+1时刻的井底流压，利用步骤S2得到的每一时刻的地层产气量，对应的井底流压由下式（9）表示：
Figure 657323DEST_PATH_IMAGE024
（9）；
式（9）中：p t wf为t时刻的井底流压，Pa；p t ctwu为t时刻环空液面上压力，Pa；H t ctw为t时刻的环空液面高度，m；ρ w为液体密度，kg/m3；g为重力系数，N/kg；H x为油管鞋到井底的高度，m；其中，p t ctwu 通过下式（5）t时刻套压计算：
Figure 337703DEST_PATH_IMAGE025
（5）；
式（5）中，p ctwu为任意时刻环空液面上压力，Pa；p twu为任意时刻油管液面上部压力，Pa；p c为套压，MPa；H ctg环空气柱高度，m；
Figure 342569DEST_PATH_IMAGE026
为环空平均温度，K；
Figure 842820DEST_PATH_IMAGE027
为环空平均偏差因子；γ g为气体相对密度；p t为油压，Pa；H tg油管气柱高度，m；
Figure 325754DEST_PATH_IMAGE028
为油管平均温度，K；
Figure 126220DEST_PATH_IMAGE029
为油管平均偏差因子；
S4：根据地层产气量qsc和井底流压pwf绘制qsc～pwf曲线，同时产水气井引入含水饱和度的影响，以考虑近井带含水饱和度变化的产能方程形式拟合得到该井的产能方程，从而得到地层流入动态曲线；地层流入动态曲线的获得过程为：
①根据步骤S2中得到的t～t+1时刻的地层产气量qsc和步骤S3中得到的井底流压pwf做出qsc～pwf曲线，得到指数式产能方程，如下式（10）：
Figure 708511DEST_PATH_IMAGE030
（10）；
式（10）中，C为系数；n为指数；q sc为t～t+1时刻的地层产气量；p wf为井底流压；
②引入含水饱和度的影响，得到产水气井的地层流入曲线，如下式（11）：
Figure 961638DEST_PATH_IMAGE031
（11）；
式（11）中，c1、c2、c3、c4均为系数， C，n，γ以及c1、c2、c3、c4均通过数据处理软件Origin拟合得到。
2.根据权利要求1所述的柱塞气举井地层流入动态确定方法，其特征在于，还包括对所述油套压数据进行光滑处理的步骤，采用下式（1）进行：
Figure 513842DEST_PATH_IMAGE032
（1）；
式（1）中：y为光滑处理后的井口油压或套压数据，Pa；
x为步骤S1中测试的关井阶段的井口油压或套压数据，Pa；
n 1、n 2、n 3、n 4为拟合参数，使用测试的关井阶段的井口油压和套压数据，在数据处理软件Origin中，拟合得到n 1、n 2、n 3、n 4计算出光滑处理后的数据。
3.根据权利要求1所述的柱塞气举井地层流入动态确定方法，其特征在于，还包括井筒气体参数计算步骤，具体的计算步骤为：
步骤1：假设需要计算的液柱上部压力等于此时的井口压力，初始环空液柱上部压力p ctwu_0=p ct ，初始油管液柱上部压力p twu_0=p t ，
步骤2：根据下式（12）计算出初始平均压力p cavg_0及p tavg_0；
Figure 778601DEST_PATH_IMAGE033
（12）；
式（12）中，p cavg为环空平均压力，Pa；p tavg为油管平均压力，Pa；p c为套压，Pa；p t为油压，Pa；p ctwu为环空液面上压力，Pa；p twu为油管液面上部压力，Pa；
步骤3：根据平均压力、温度，计算出环空的平均偏差因子和油管的平均偏差因子
Figure 390848DEST_PATH_IMAGE034
、
Figure 131271DEST_PATH_IMAGE035
；
步骤4：根据下式代入
Figure 628111DEST_PATH_IMAGE036
、
Figure 137590DEST_PATH_IMAGE037
计算出p ctwu_i 及 p twu_i ；
Figure 655159DEST_PATH_IMAGE038
（13）；
步骤5：设置迭代精度a ct =|p ctwu_0-p ctwu_i|，如果a ct >1e-6那么令p ctwu_0=p ctwu_i重复步骤2-步骤4，如果a ct ≤1e-6那么令p ctwu=p ctwu_i退出循环；设置迭代精度a t =|p twu_0-p twu_i|，如果a t >1e-6那么令p twu_0=p twu_i重复步骤1- 步骤3，如果a t ≤1e-6那么令p twu=p twu_i退出循环，计算得到油管液柱上部压力；
步骤6：气体密度和偏差因子通过1978年PR-Peneloux修正方程计算，将p ctwu和p c代入式（12）计算出平均压力；从而相应的计算出气体密度和偏差因子；
其中，下标_i指的是第i次迭代的参数，下标_o指的是假设的迭代初值；
计算油管气体的密度和偏差因子则代入油管相关参数，计算环空气体的密度和偏差因子则代入环空相关参数。
4.根据权利要求1所述的柱塞气举井地层流入动态确定方法，其特征在于，所述油套压数据包括油管流压数据和套管流压数据。
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