一种消除积液影响的气井产能评价方法与流程

1.本发明属于气田开发研究领域，特别涉及一种消除积液影响的气井产能评价方法。


背景技术：

2.在边底水气藏或高含水饱和度的低渗透气藏开发过程中，若气井能量充足，则有足够的能力将井筒中的液体携带出井口；若气井能量不足、产量无法达到完全携液的最小临界流量，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。如何定量反映积液对气井产能的影响，正确认识气井在不积液条件下的真实产能，目前尚未见相关文献报道。为此本发明基于渗流力学理论推导提出了能消除气井积液影响的气井产能评价方法。


技术实现要素：

3.本发明的目的在于提供一种消除积液影响的气井产能评价方法，能消除气井积液对产能评价的影响，填补了“产能评价中定量消除气井积液影响”的空白。
4.本发明采用的技术方案如下：
5.一种消除积液影响的气井产能评价方法，步骤如下：
6.(1)收集关于气井的基础数据，包括天然气的相对密度γ
g
，地层深度h，地层压力p
r
，产能测试时的井口套压p
t
、井底压力p
wfac
和产量q
gac
；
7.(2)基于步骤(1)中获得的天然气的相对密度γ
g
、地层深度h、气井在产能测试时的井口套压p
t
，确定从气井的井口到井底处油套环空内静止气柱所产生的压力，计算得到不积液条件下气井的井底压力p
wfn
；
8.(3)根据拟压力定义式计算得到地层压力的拟压力ψ(p
r
)、气井不积液条件下的井底压力的拟压力ψ(p
wfn
)，以及气井积液时的井底压力的拟压力ψ(p
wfac
)；
9.上述的拟压力定义式中，p
a
为大气压力，u
g
为气体粘度，z为气体偏差因子；
10.(4)根据步骤(1)中气井积液条件下的产量q
gac
和步骤(3)中的拟压力ψ(p
r
)、ψ(p
wfn
)、ψ(p
wfac
)，确定积液气井在不积液条件下的产量q
gn
，所述气井在不积液条件下的产量q
gn
的计算式为：
[0011][0012]
(5)根据步骤(4)中获得的积液气井在不积液条件下的产量q
gn
和步骤(2)中获得的不积液条件下气井的井底压力p
wfn
，计算得到消除气井积液影响后的无阻流量。
[0013]
上述技术方案的有益效果是：
[0014]
本发明提出的消除气井积液影响的产能评价方法，根据气井的地层深度，天然气
的相对密度和井口套压，确定出积液气井在不积液条件下的井底压力，然后利用气井积液和不积液条件下的产量之间的相互关系，计算得到积液气井在不积液条件下的产量，根据该积液气井在不积液条件下的产量和井底压力，从而确定出消除气井积液影响的无阻流量。本发明提出的气井产能评价方法准确性较高，能考虑气井积液对其产能评价的定量影响，填补了“产能评价中定量消除气井积液影响”的空白，且本发明的气井产能预测方法简单、可操作性强、有效实用，具有很好的推广使用价值。
[0015]
进一步，所述消除气井积液影响后的无阻流量的计算式如下：
[0016][0017]
其中，q
aofn
为消除气井积液影响后的无阻流量。
[0018]
进一步，收集关于气井的基础数据还包括：产能测试过程中井筒内流体的温度梯度t
grad
，产能测试时的井口流体温度t
head
；
[0019]
基于步骤(1)中获得的地层深度h、井筒内流体的温度体度t
grad
和井口流体温度t
head
，采用油气藏工程方法获得井筒内流体的平均温度
[0020]
基于步骤(1)中获得的天然气的相对密度γ
g
、地层深度h、气井在产能测试时的井口套压p
t
和步骤(2)获得的井筒内流体平均温度采用静止气柱井底压力模型计算得到积液气井在不积液条件下的井底压力p
wfn
。
[0021]
作为其他实施方案，所述积液气井在不积液条件下的井底压力p
wfn
也可以计算如下：
[0022][0023]
其中，t为油套环空内深度为h处的井筒气体温度，z为气体偏差因子。
附图说明
[0024]
图1是本发明的一种消除积液影响的气井产能评价方法流程图。
具体实施方式
[0025]
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。
[0026]
(一)基于拟压力形式的气井产量方程简介
[0027]
根据渗流力学理论，可以推导得出基于拟压力形式的气井产量方程如下
[0028][0029]
式中，q
g
为气井产量，k：地层渗透率，md；h：地层有效厚度，m；t
sc
：地表标准条件温度，k；p
sc
：地表标准条件压力，mpa；t：地层温度，k；r
e
：气井供气半径，m；r
w
：井筒半径，m；ψ(press)：压力press的拟压力，定义如下
[0030][0031]
式中，p
a
：大气压力，mpa；u
g
为气体粘度，mpa.s，可以根据经验公式计算获得，也可以根据实验获得的pvt参数表进行插值计算获得；z为气体偏差因子。
[0032]
(二)气井积液对产量影响的定量评价模型推导
[0033]
若忽略气井积液对储层的伤害，令气井积液时的井底压力为p
wfac
，相应的产量为q
gac
；令消除积液影响后气井不积液时的井底压力为p
wfn
，相应的产量为q
gn
；由式(1)可得
[0034][0035]
式(3)便是积液对气井产量影响的定量评价模型，只要获得了气井积液条件下的井底压力p
wfac
和该积液气井在不积液条件下的井底压力为p
wfn
，就可以用式(3)定量评价气井积液对产量的影响。
[0036]
气井积液后，其井底压力p
wfac
可以直接下压力计检测得到。在气井积液情况下，其不积液条件下的井底压力不能直接测量，而只能通过其它渠道获得。
[0037]
若气井积液，其油套环空中存在液柱，井口套压加上环空中静止气柱和液柱所产生的压力即是积液情况下的井底压力。若气井不积液，那么其油套环空中是纯气体，其井底压力应等于井口套压p
t
加上油套环空中静止气柱产生的压力。此时可以根据式(4)中的静止气柱井底压力模型，采用迭代法计算出不积液条件下对应的井底压力p
wfn
。
[0038][0039]
(三)消除气井积液影响的产能评价模型推导
[0040]
气井产能方程的通用形式如下
[0041][0042]
通常用无阻流量q
aof
来表示气井的产能，气井无阻流量是其井底流压等于大气压p
a
时对应的气井产量，根据该定义由式(5)得
[0043][0044]
基于不同的井底流压及其相应产量数据，通过对式(5)进行回归拟合，便可以获得参数a、b之值，代入式(6)即可获得无阻流量计算公式。目前用得最广泛的是式(7)中陈元千先生建立的无阻流量计算公式。
[0045][0046]
将积液气井在不积液条件下的产量q
gn
和不积液条件下的井底压力p
wfn
代入式(7)，即可得到积液气井在不积液情况下对应的无阻流量q
aofn
。
[0047][0048]
由式(3)和式(8)可得
[0049][0050]
式(9)便是消除积液影响的气井产能评价模型。
[0051]
以上各式中，γ
g
：相对密度，无量纲，小数；h：地层深度，m；p
r
：地层压力，mpa；t
grad
：井筒内流体温度梯度，℃/(100m)；t
head
：产能测试时的井口流体温度；k；p
t
：产能测试时的井口套压；p
wfac
：积液情况下产能测试时的井底压力，mpa；q
gac
：积液情况下产能测试时的稳定产量，m3/d；井筒内流体的平均温度，k；井筒内天然气的平均偏差因子，无量纲，小数；ψ(press)：压力press的拟压力，mpa2/(mpa.s)；p
r
：气井地层压力，mpa。
[0052]
基于上述推导的模型，本实施提出一种消除积液影响的气井产能评价方法，如图1所示，步骤如下：
[0053]
(1)收集关于气井的基础数据，包括天然气的相对密度γ
g
，地层深度h，地层压力p
r
，产能测试过程中井筒内流体的温度梯度t
grad
，产能测试时的井口流体温度t
head
、井口套压p
t
、井底压力p
wfac
和产量q
gac
等；
[0054]
(2)基于步骤(1)中获得的地层深度h、井筒内流体的温度体度t
grad
和井口流体温度t
head
等数据，采用油气藏工程方法获得井筒内流体的平均温度
[0055]
(3)基于步骤(1)中获得的天然气的相对密度γ
g
、地层深度h、气井在产能测试时的井口套压p
t
和步骤(2)获得的井筒内流体平均温度采用静止气柱井底压力模型采用静止气柱井底压力模型进行非线性方程迭代求解，计算得到不积液条件下气井的井底压力p
wfn
；
[0056]
(4)根据拟压力定义式采用数值积分方法计算得到相关拟压力ψ(p
r
)、ψ(p
wfn
)和ψ(p
wfac
)；其中，ψ(p
r
)为地层压力的拟压力，ψ(p
wfn
)为气井不积液条件下的井底压力的拟压力，ψ(p
wfac
)为气井积液时的井底压力的拟压力；
[0057]
(5)根据步骤(1)至步骤(4)中获得的相关数据，用式计算得到消除气井积液影响后的无阻流量。
[0058]
符号含义说明：
[0059]
γ
g
：相对密度，无量纲，小数；h：地层深度，m；p
r
：地层压力，mpa；t
grad
：井筒内流体温度梯度，℃/(100m)；t
head
：产能测试时的井口流体温度；k；p
t
：产能测试时的井口套压；p
wfac
：产能车井底压力压力，mpa；q
gac
：产能测试时的稳定产量，m3/d；井筒内流体的平均温度，k；井筒内天然气的平均偏差因子，无量纲，小数；ψ(press)：压力press的拟压力，mpa2/(mpa.s)。
[0060]
作为其他实施方式，上述的积液气井在不积液条件下的井底压力p
wfn
还可以采用其他方法得到，即用气井的井口套压p
casing
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δp
gs
，具体的计算式如下：
[0061][0062]
其中，t为油套环空内深度为h处的井筒气体温度，z为气体偏差因子，从井口到井底之间油套环空内静止气柱所产生的压力
[0063]
验证例：
[0064]
下面以某气井为例，来验证本实施例的消除积液影响的气井产能预测方法，该气井的情况如下：
[0065]
一口井地层中部垂深3107m，地层压力23.88mpa；于2018年7月6日实测井口套压9.6mpa，井口油压3.7mpa，井底压力15.53mpa，井口温度29℃，井筒内温度梯度2.2861℃/100，地层温度100.03℃，稳定日产气产量为29704m3/d，日产水量30.48m3/d。实验分析得到该井天然气相对密度0.626，临界压力4.6235mpa，临界温度202.7516k。该井在当时情况下存在轻度积液。
[0066]
按照本实施例的气井产能评价方法：
[0067]
(1)收集得到该气井的基础数据如下，天然气的相对密度γ
g
＝0.626，地层深度h＝3107m，地层压力p
r
＝23.88mpa，产能测试过程中井筒内流体的温度梯度t
grad
＝2.2861℃/(100m)，产能测试时的井口流体温度t
head
＝29+273.15＝302.15k、井口套压p
t
＝9.6mpa、井底压力p
wfac
＝15.53mpa和产量q
gac
＝29704m3/d；
[0068]
(2)基于步骤(1)中获得的地层深度h＝3107m、井筒内流体的温度体度t
grad
＝2.2861℃/(100m)和井口流体温度t
head
＝302.15k等数据，采用式＝302.15k等数据，采用式计算获得井筒内流体的平均温度
[0069]
(3)基于步骤(1)中获得的天然气的相对密度γ
g
＝0.626、地层深度h＝3107m，、气井在产能测试时的井口套压p
t
＝9.6mpa和步骤(2)获得的井筒内流体平均温度代入静止气柱井底压力模型得式中平均偏差因子是井筒平均温度和井筒平均压力的函数，迭代求解时代入p
wfn
的迭代假设值，然后根据得到的井筒平均温度和井筒平均压力就可以计算得到值；通过不断假设p
wfn
的迭代值，直到为止，则此时的迭代假设值为非线性方程的解。通过迭代求解得到本例中的非积液井底压力p
wfn
＝12.11mpa；
[0070]
(4)根据拟压力定义式p
a
＝0.101mpa，采用数值积分方法计算得到地层温度373.18k条件下的相关拟压力ψ(p
r
)＝ψ(23.88)＝35810.42，ψ(p
wfn
)＝ψ(12.11)＝10430.56，ψ(p
wfac
)＝ψ(15.53)＝16680.32。
[0071]
(5)根据步骤(1)至步骤(4)中获得的相关数据，用下式计算得到消除气井积液影
响后的无阻流量为：
[0072][0073][0074]
根据不能考虑积液影响的气井产能评价公式得到的无阻流量为
[0075]
从上述分析可以看出，若采取措施，消除积液影响后气井的无阻流量可以达到46780.82m3/d，比轻度积液情况下的无阻流量40903.77m3/d高出14.37％。上述结果表明，消除积液会显著提高气井产能，该认识与矿场工程实践结论一致，验证了本发明方法的可靠性。
[0076]
上述实施例为本发明优选的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明所作的改变均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。