本发明涉及石油测井
技术领域：
，尤其涉及一种利用液面测试数据进行井底压力计算的方法及装置。
背景技术：
：井底压力是油藏动态分析必不可少的重要参数，可以为油井生产状况评价、措施决策等提供参考，可以将压力计直接下至井底进行实际测量，但部分油井管柱受损变形严重，测试仪器下井过程中经常出现卡、挂、遇阻等现象，因此难以测得井底压力，而利用液面测试数据进行井底压力折算是一种经济、方便、实用方法。现有的液面测试数据进行井底压力计算方法中，主要采用二段法、三段法，人为对管柱内液体进行分段，各段液柱按照单一流体(气柱、油柱、水柱)处理，虽然会使计算得到简化，但这种简单的处理对于带来的误差得不到有效的控制。而且现有方法均没有考虑井斜的影响，因次，所获取的结果无法真实的反应井底压力。技术实现要素：鉴于现有技术的不足，本发明的目的是提供一种利用液面测试数据进行井底压力计算的方法及装置，该方法及装置中管柱内流体是连续的、密度沿着管柱随着温度和压力变化，并且考虑了井斜的影响，使计算出的井底压力更加符合真实情况。本发明采用的方案是：一种利用液面测试数据进行井底压力计算的方法，包括：获取井筒液面测试数据；将井筒沿着管柱液面到油层中深分隔成多个微元段；确定各个微元段的井斜角；根据所述井斜角确定各个微元段的温度；根据所述温度确定各个微元段的地层水的物性参数；根据所述温度确定各个微元段的油的物性参数；根据所述地层水的物性参数和所述油的物性参数确定各个微元段油水混合物的密度；根据所述油水混合物的密度以及所述井斜角计算井底压力。作为一种优选的实施方式，所述液面测试数据包括：井筒液面高度、井斜角、套压、油层段顶深、油层段底深、地表温度、温度梯度、地层水矿化度、地层水类型、天然气相对密度、原油相对密度、原油体积系数、质量含水率。作为一种优选的实施方式，在所述将井筒沿着管柱液面到油层中深分隔成多个微元段步骤中，包括：计算油层中深；其计算公式为：计算微元段长度；其计算公式为：上式中，hu为油层顶深，hd为油层底深，h为油层中深，h0为实测液面高度，hi为沿着管柱液面至油层中深间各个微元段长度，单位均为米；n为微元段个数。作为一种优选的实施方式，所述根据所述井斜角确定各个微元段的温度包括：计算液面位置温度；其计算公式为：t0＝td+tth0cosθ0/100计算各个微元段的温度：其计算公式为：上式中，ti为各个微元段的温度，t0为液面位置温度，td为地表温度，单位均为摄氏度；tt为地温梯度，摄氏度/米；θi为各个微元段的井斜角，度。作为一种优选的实施方式，所述根据所述温度确定各个微元段的地层水的物性参数包括：计算各个微元段纯水的密度；计算各个微元段地层水的密度；计算各个微元段纯水的体积系数；计算各个微元段地层水的体积系数。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段纯水的密度的公式为：ρiw′＝0.9998+6.4993×10-5ti-7.9987×10-6ti2+4.451×10-8ti3-1.2357×10-10ti4上式中，ρiw′为各个微元段纯水密度，克/立方厘米。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段地层水的密度的公式为：上式中，m′为地层水的矿化度，毫克/升；ρiwt为各个微元段地层温度下地层水的密度，克/立方厘米。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段纯水的体积系数的公式为：biw＝a1+a2(145.03pi)+a3(145.03pi)2aj＝a1+a2mi+a3mi2j＝1，2，3mi＝1.8ti+32上式中，biw为各个微元段纯水的体积系数，无因次；pi为各个微元段压力，兆帕。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段地层水的体积系数的公式为：biwb＝biw{a1(145.03pi)+[a2+a3(145.03pi)](mi-60)+[a4+a5(145.03pi)](mi-60)2}si+biwa1a2a3a4a55.1×10-85.47×10-6-1.95×10-10-3.23×10-88.5×10-13上式中，biwb为各个微元段地层水的体积系数，无因次。作为一种优选的实施方式，所述根据所述温度确定各个微元段的油的物性参数包括：计算各个微元段的原油溶解气油比；计算各个微元段的原油泡点压力；计算各个微元段的原油密度；计算各个微元段原油的体积系数。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段的原油溶解气油比的公式为：系数ro≥0.8762ro<0.8762c10.03620.0178c21.09371.187c325.72423.931上式中，ris为各个微元段原油溶解气油比，立方米/立方米；rg为天然气的相对密度，无因次；ro为原油的相对密度，无因次。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段的原油泡点压力的公式为：αi＝0.00091mi-0.0125d上式中，pib为各个微元段原油泡点压力，兆帕。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段的原油密度包括：当pi>pib时，各个微元段的原油为饱和原油；各个微元段饱和原油密度为：上式中，ρiob为各个微元段饱和原油的密度，千克/立方米。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段的原油密度包括：当pi≤pib时，各个微元段的原油为不饱和原油；各个微元段不饱和原油密度为：fi＝10-5(-1433+28.075+17.2mi-1180rg+12.61d)上式中，ρio为各个微元段不饱和原油的密度，千克/立方米。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段原油的体积系数的公式为：bio＝biobexp[-cio(pi-pib)]a1＝-2540.8a2＝28.07a3＝30.96a4＝-1180.0a5＝1784.3a6＝100000biob＝0.972+1.1213×10-2fi′1.175上式中，bio为各个微元段原油的体积系数，无因次。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段原油的体积系数的公式为：系数ro≥0.8762ro<0.8762e12.620×10-32.622×10-3e21.751×10-51.100×10-5e3-1.062×10-77.507×10-9上式中，bio为各个微元段原油的体积系数，无因次。作为一种优选的实施方式，所述根据所述地层水的物性参数和所述油的物性参数确定各个微元段油水混合物的密度包括：计算地面原油体积含水率；计算各个微元段原油体积含水率；计算各个微元段油水混合物的密度。作为一种优选的实施方式，所述计算地面原油体积含水率的公式为：上式中，fw′为地面原油体积含水率，无因次；fw为质量含水率，无因次。作为一种优选的实施方式，所述计算各个微元段原油体积含水率的公式为：上式中，fiw′为各个微元段体积含水率。作为一种优选的实施方式，计算各个微元段油水混合物的密度的公式为：ρic＝ρio(1-fiw′)+ρiwtfiw′上式中，fiw′为各个微元段油水混合物的密度，千克/立方米。作为一种优选的实施方式，所述根据所述油水混合物的密度以及所述井斜角计算井底压力的公式为：ph＝pn＝pt+ρc1gh1cosθ1+ρc2gh2cosθ2+…+ρcnghncosθn上式中，ph为井底压力，兆帕；pt为套压，兆帕。一种利用液面测试数据进行井底压力计算的装置，包括：获取数据模块，用于获取井筒液面测试数据；井筒分割模块，用于将井筒沿着管柱液面到油层中深分隔成多个微元段；井斜角确定模块，用于确定各个微元段的井斜角；温度计算模块，用于根据所述井斜角确定各个微元段的温度；第一计算模块，用于根据所述温度确定各个微元段的地层水的物性参数；第二计算模块，用于根据所述温度确定各个微元段的油的物性参数；第三计算模块，用于根据所述地层水的物性参数和所述油的物性参数确定各个微元段油水混合物的密度；井底压力计算模块，用于根据所述油水混合物的密度以及所述井斜角计算井底压力。有益效果：通过以上描述可以看出，本发明的利用液面测试数据进行井底压力计算的方法将井筒从液面至油层中深分割成若干个相等的井筒单元(微元段)，分割越多，计算结果越接近真实值。同时，在方法中在各个分割井筒单元(微元段)内流体是连续的、流体密度沿着管柱随着温度和压力变化，其中温度根据地表温度和地温梯度进行处理，压力根据液面压力(套压)与各段液柱压力进行叠加，液柱压力与各段流体密度息息相关、相互耦合，采用迭代算法进行计算，并且每一段单元内均考虑了井斜对计算的影响，使计算出的井底压力更加符合真实情况，为油井生产状况评价、措施决策等提供数据支持。参照后文的说明和附图，详细公开了本发明的特定实施方式，指明了本发明的原理可以被采用的方式。应该理解，本发明的实施方式在范围上并不因而受到限制。在所附权利要求的精神和条款的范围内，本发明的实施方式包括许多改变、修改和等同。针对一种实施方式描述和/或示出的特征可以以相同或类似的方式在一个或更多个其它实施方式中使用，与其它实施方式中的特征相组合，或替代其它实施方式中的特征。应该强调，术语“包括/包含”在本文使用时指特征、整件、步骤或组件的存在，但并不排除一个或更多个其它特征、整件、步骤或组件的存在或附加。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，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。图1是本发明一种实施方式的利用液面测试数据进行井底压力计算的方法流程图；图2是图1所采用的计算原理图。具体实施方式为了使本
技术领域：
的人员更好地理解本发明中的技术方案，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，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，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的前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。需要说明的是，当元件被称为“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的
技术领域：
的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本发明。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。请参阅图1，为本发明一种实施方式提供的利用液面测试数据进行井底压力计算的方法步骤流程图。在本实施方式中，该利用液面测试数据进行井底压力计算的方法包括以下步骤：s1、获取井筒液面测试数据。其中，所述液面测试数据包括：井筒液面高度、井斜角、套压、油层段顶深、油层段底深、地表温度、温度梯度、地层水矿化度、地层水类型、天然气相对密度、原油相对密度、原油体积系数、质量含水率。具体的，上述液面测试数据(参数)如下表所示：序号名称符号单位1液面高度h0m2井斜角θ°3套压ptmpa4油层段顶深hum5油层段底深hdm6地表温度td℃7温度梯度tt℃/m8地层水矿化度m′mg/l9地层水类型a10天然气相对密度rg无因次11原油相对密度ro无因次12原油体积系数bo无因次13质量含水率fw无因次s2、将井筒沿着管柱液面到油层中深分隔成多个微元段。如图2所示，在该步骤s2中，将井筒从液面至油层中深分割成若干个长度相等的井筒单元，分割越多，计算结果越接近真实值。在各个分割井筒单元内流体是连续的、流体密度沿着管柱随着温度和压力变化。具体的，在所述将井筒沿着管柱液面到油层中深分隔成多个微元段步骤中，微元段的长度计算步骤为：计算油层中深；其计算公式为：计算微元段长度；其计算公式为：上式中，hu为油层顶深，hd为油层底深，h为油层中深，h0为实测液面高度，hi为沿着管柱液面至油层中深间各个微元段长度，单位均为米；n为微元段个数。s3、确定各个微元段的井斜角。在该步骤s3中，各个微元段的井斜角可以根据页面测数据中井斜角确定。其中，在液面测试数据中的井斜角为：井眼轨迹曲线上任意一点井眼的方向线与铅垂线的夹角称为该点处的井斜角。其中，井斜角可以通过井眼轨迹曲线确定。在获取各个微元段的长度后，在井眼轨迹曲线上确定对应的各个微元段，进而确定各个微元段所对应的井斜角θi。s4、根据所述井斜角确定各个微元段的温度。具体的，所述根据所述井斜角确定各个微元段的温度包括以下子步骤：s41、计算液面位置温度t0；其计算公式为：t0＝td+tth0cosθ0/100s42、计算各个微元段的温度ti：其计算公式为：上式中，ti为各个微元段的温度，t0为液面位置温度，td为地表温度，单位均为摄氏度；tt为地温梯度，摄氏度/米；θi为各个微元段的井斜角，度。其中，各个微元段的温度ti，也可以称为各个微元段的流体温度、位置温度。s5、根据所述温度确定各个微元段的地层水的物性参数。具体的，所述根据所述温度确定各个微元段的地层水的物性参数包括以下子步骤：s51、计算各个微元段纯水的密度。该步骤s51可以根据上述各个微元段的温度计算纯水的密度。其中，所述计算各个微元段纯水的密度的公式为：ρiw′＝0.9998+6.4993×10-5ti-7.9987×10-6ti2+4.451×10-8ti3-1.2357×10-10ti4上式中，ρiw′为各个微元段纯水密度，克/立方厘米。s52、计算各个微元段地层水的密度。该步骤s52可以根据各个微元段纯水密度以及地层水类型计算各个微元段地层水的密度。所述计算各个微元段地层水的密度的公式为：上式中，m′为地层水的矿化度，毫克/升；ρiwt为各个微元段地层温度下地层水的密度，克/立方厘米。s53、计算各个微元段纯水的体积系数。该步骤s53可以根据各个微元段的温度以及纯水的类别计算各个微元段纯水的体积系数。其中，纯水的类别为脱气水或者天然气饱和水。具体的，所述计算各个微元段纯水的体积系数的公式为：biw＝a1+a2(145.03pi)+a3(145.03pi)2aj＝a1+a2mi+a3mi2j＝1，2，3mi＝1.8ti+32上式中，biw为各个微元段纯水的体积系数，无因次；pi为各个微元段压力，兆帕。在该步骤s53中所利用的各个微元段压力pi通过迭代计算得出，其初始值可以为预估值，在套压已知的情况下根据ρgh情况下，各个微元段压力的值为pi＝pt+ρc1gh1cosθ1+ρc2gh2cosθ2+…++ρcighicosθ其中，上式中的井筒中油水混合物的密度ρ的初始值可以通过采集样本获取，也可以按照经验值设定，或者直接使用上述确定的地层水的密度，从而确定pi的初始值。另外，各个微元段压力pi的初始值也可以为各个微元段顶部的压力值、或者底部的压力值，优选的，各个微元段压力pi微元段(在高度上)中间位置处的压力值。s54、计算各个微元段地层水的体积系数。该步骤s54可以根据所述纯水的体积系数以及地层水密度确定各个微元段地层水的体积系数。具体的，所述计算各个微元段地层水的体积系数的公式为：biwb＝biw{a1(145.03pi)+[a2+a3(145.03pi)](mi-60)+[a4+a5(145.03pi)](mi-60)2}si+biwa1a2a3a4a55.1×10-85.47×10-6-1.95×10-10-3.23×10-88.5×10-13上式中，biwb为各个微元段地层水的体积系数，无因次。s6、根据所述温度确定各个微元段的油的物性参数。其中，所述根据所述温度确定各个微元段的油的物性参数包括以下子步骤：s61、计算各个微元段的原油溶解气油比。其中，该步骤s61可以为根据天然气的相对密度以及原油的相对密度计算各个微元段的原油溶解气油比。具体的，所述计算各个微元段的原油溶解气油比的公式为：系数ro≥0.8762ro<0.8762c10.03620.0178c21.09371.187c325.72423.931上式中，ris为各个微元段原油溶解气油比，立方米/立方米；rg为天然气的相对密度，无因次；ro为原油的相对密度，无因次。s62、计算各个微元段的原油泡点压力。该步骤s62可以根据所述原油溶解气油比计算各个微元段的原油泡点压力。具体的，所述计算各个微元段的原油泡点压力的公式为：αi＝0.00091mi-0.0125d上式中，pib为各个微元段原油泡点压力，兆帕。s63、计算各个微元段的原油密度。s64、计算各个微元段原油的体积系数。该步骤s63以及步骤s64需要判断原油的类型：井筒内的原油为饱和原油还是非饱和原油，以使得计算结果准确。判断原油为饱和原油还是非饱和原油可以通过原油泡点压力pib与各个微元段的压力pi的代入值(比如上述初始值)，每迭代一次均采用当前迭代次数下的所计算出的原油泡点压力pib与微元段压力pi进行对比。具体的，当pi>pib时，各个微元段的原油为饱和原油；各个微元段饱和原油密度为：上式中，ρiob为各个微元段饱和原油的密度，千克/立方米。相应的，所述计算各个微元段原油的体积系数的公式为：bio＝biobexp[-cio(pi-pib)]a1＝-2540.8a2＝28.07a3＝30.96a4＝-1180.0a5＝1784.3a6＝100000biob＝0.972+1.1213×10-2fi′1.175上式中，bio为各个微元段原油的体积系数，无因次。当pi≤pib时，各个微元段的原油为不饱和原油；各个微元段不饱和原油密度为：fi＝10-5(-1433+28.075+17.2mi-1180rg+12.61d)上式中，ρio为各个微元段不饱和原油的密度，千克/立方米。相应的，所述计算各个微元段原油的体积系数的公式为：系数ro≥0.8762ro<0.8762e12.620×10-32.622×10-3e21.751×10-51.100×10-5e3-1.062×10-77.507×10-9上式中，bio为各个微元段原油的体积系数，无因次。s7、根据所述地层水的物性参数和所述油的物性参数确定各个微元段油水混合物的密度。该步骤s7可以假设整个管柱内流体的质量含水率不变。所述根据所述地层水的物性参数和所述油的物性参数确定各个微元段油水混合物的密度包括：s71、计算地面原油体积含水率。具体的，所述计算地面原油体积含水率的公式为：上式中，fw′为地面原油体积含水率，无因次；fw为质量含水率，无因次。s72、计算各个微元段原油体积含水率。该步骤s72可以根据所述地面原油体积含水率计算各个微元段原油体积含水率。该步骤s72假设整个管柱内流体的质量含水率不变。则，所述计算各个微元段原油体积含水率的公式为：上式中，fiw′为各个微元段体积含水率。s73、计算各个微元段油水混合物的密度。具体的，计算各个微元段油水混合物的密度的公式为：ρic＝ρio(1-fiw′)+ρiwtfiw′上式中，fiw′为各个微元段油水混合物的密度，千克/立方米。s8、根据所述油水混合物的密度以及所述井斜角计算井底压力。其中，所述根据所述油水混合物的密度以及所述井斜角计算井底压力的公式为：ph＝pn＝pt+ρc1gh1cosθ1+ρc2gh2cosθ2+…+ρcnghncosθn上式中，ph为井底压力，兆帕；pt为套压，兆帕。其中各个微元段压力为：p0＝ptp1＝pt+ρc1gh1cosθ1p2＝pt+ρc1gh1cosθ1+ρc2gh2cosθ2pi＝pt+ρc1gh1cosθ1+ρc2gh2cosθ2+…++ρcighicosθ，i＝2···nph＝pn＝pt+ρc1gh1cosθ1+ρc2gh2cosθ2+…++ρcnghncosθn在计算井底压力时，步骤s7-s8可以通过迭代计算的方式获取最终的井底压力，其中，各个微元段压力的代入值pi(初始值可以预估)，均为前一次迭代计算所获取的结果，直至相邻两次井底压力值(结果)的差值位于误差范围内，即：|pi运算值-pi代入值|≤α。其中，α为设定误差。通过以上描述可以看出，本实施方式的利用液面测试数据进行井底压力计算的方法将井筒从液面至油层中深分割成若干个相等的井筒单元(微元段)，分割越多，计算结果越接近真实值。同时，在方法中在各个分割井筒单元(微元段)内流体是连续的、流体密度沿着管柱随着温度和压力变化，其中温度根据地表温度和地温梯度进行处理，压力根据液面压力(套压)与各段液柱压力进行叠加，液柱压力与各段流体密度息息相关、相互耦合，采用迭代算法进行计算，并且每一段单元内均考虑了井斜对计算的影响，使计算出的井底压力更加符合真实情况，为油井生产状况评价、措施决策等提供数据支持。本发明一种实施方式还提供一种利用液面测试数据进行井底压力计算的装置，该装置包括：获取数据模块，用于获取井筒液面测试数据；井筒分割模块，用于将井筒沿着管柱液面到油层中深分隔成多个微元段；井斜角确定模块，用于确定各个微元段的井斜角；温度计算模块，用于根据所述井斜角确定各个微元段的温度；第一计算模块，用于根据所述温度确定各个微元段的地层水的物性参数；第二计算模块，用于根据所述温度确定各个微元段的油的物性参数；第三计算模块，用于根据所述地层水的物性参数和所述油的物性参数确定各个微元段油水混合物的密度；井底压力计算模块，用于根据所述油水混合物的密度以及所述井斜角计算井底压力。其中，获取数据模块、井筒分割模块、井斜角确定模块、温度计算模块、第一计算模块、第二计算模块、第三计算模块以及井底压力计算模块均可以参照上述方法实施方式中的描述，本实施方式中不再一一赘述。本文引用的任何数字值都包括从下限值到上限值之间以一个单位递增的下值和上值的所有值，在任何下值和任何更高值之间存在至少两个单位的间隔即可。举例来说，如果阐述了一个部件的数量或过程变量(例如温度、压力、时间等)的值是从1到90，优选从20到80，更优选从30到70，则目的是为了说明该说明书中也明确地列举了诸如15到85、22到68、43到51、30到32等值。对于小于1的值，适当地认为一个单位是0.0001、0.001、0.01、0.1。这些仅仅是想要明确表达的示例，可以认为在最低值和最高值之间列举的数值的所有可能组合都是以类似方式在该说明书明确地阐述了的。除非另有说明，所有范围都包括端点以及端点之间的所有数字。与范围一起使用的“大约”或“近似”适合于该范围的两个端点。因而，“大约20到30”旨在覆盖“大约20到大约30”，至少包括指明的端点。披露的所有文章和参考资料，包括专利申请和出版物，出于各种目的通过援引结合于此。描述组合的术语“基本由…构成”应该包括所确定的元件、成分、部件或步骤以及实质上没有影响该组合的基本新颖特征的其他元件、成分、部件或步骤。使用术语“包含”或“包括”来描述这里的元件、成分、部件或步骤的组合也想到了基本由这些元件、成分、部件或步骤构成的实施方式。这里通过使用术语“可以”，旨在说明“可以”包括的所描述的任何属性都是可选的。多个元件、成分、部件或步骤能够由单个集成元件、成分、部件或步骤来提供。另选地，单个集成元件、成分、部件或步骤可以被分成分离的多个元件、成分、部件或步骤。用来描述元件、成分、部件或步骤的公开“一”或“一个”并不说为了排除其他的元件、成分、部件或步骤。应该理解，以上描述是为了进行图示说明而不是为了进行限制。通过阅读上述描述，在所提供的示例之外的许多实施方式和许多应用对本领域技术人员来说都将是显而易见的。因此，本教导的范围不应该参照上述描述来确定，而是应该参照所附权利要求以及这些权利要求所拥有的等价物的全部范围来确定。出于全面之目的，所有文章和参考包括专利申请和公告的公开都通过参考结合在本文中。在前述权利要求中省略这里公开的主题的任何方面并不是为了放弃该主体内容，也不应该认为发明人没有将该主题考虑为所公开的发明主题的一部分。当前第1页12