普光气田温度补偿条件下井口折算井底压力方法探讨

普光气田温度补偿条件下井口折算井底压力方法探讨
张海燕;唐莉;李静;郭守振;李效辉
【摘要】在普光气田的开发过程中，准确录取井下压力、温度数据是评价气井产能、储层物性及储量的重要数据，是关系到气田能否科学开发的关键。

受普光高含硫气田特性的影响，很难开展井下压力、温度测试，大部分井只能采用井口折算井底压力。

其中，温度是折算井底压力主要影响因素之一，井筒及地层导热系数的准确性将决定了压力折算的精度。

详细分析了油套环空、地层以及总导热系数对折算温度、压力影响，较准确的获取普光气田井下压力、温度等参数，旨在为普光气田气井高效试气以及下一步生产数据分析提供了技术保障。

【期刊名称】《长江大学学报（自科版）农学卷》
【年(卷),期】2014(000)009
【总页数】4页(P77-80)
【关键词】普光;硫化氢;温度补偿;井底压力
【作者】张海燕;唐莉;李静;郭守振;李效辉
【作者单位】中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳 457001;中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳 457001;中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳 457001;中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南濮阳 457001;中石化中原油田分公司第五采油厂，河南濮阳457001
【正文语种】中文
【中图分类】TE271
受普光气田流体性质、井型、井下管柱、安全环保等方面的影响,大部分井井下压力、温度测试困难,无法录取可靠的测试资料,只能采用井口折算井底压力方法。

但如果将前期研究的经验关系式推广到试验范围(高温、高压、大流量、高含硫化氢等)之外,就可能导致较大的误差,甚至得出错误的结果。

因此,结合普光气田基础参数、流体特性,开展温度补偿下井口折算井底压力方法研究,分析油套环空、地层以及总导热系数对温度场、压力场的影响,得到普光气田总导热系数。

从而提高井口折算井底压力准确率,为获取可靠的试气资料及开发过程中的井下压力、温度数据提供了依据[1]。

1.1 假设条件
井筒流体的温度分布处理方法,一般以第2界面(即水泥环与地层之间的接触面)为界,将热传导分为井筒中的热传导和井筒周围地层的热传导2部分(见图1)。

井筒中的热传导看作是稳定热传导,井筒周围地层中的热传导视为非稳定热传导,井筒热损失是一个非稳定过程。

假设如下[2]:
1)气液两相在井筒中是稳定流动,并只沿流动方向作一维流动;
2)气液两相处于热力学平衡状态,在过流断面的任意位置上压力、温度相等,流体流动状态为稳定流动;
3)气液两相间无质量传递;
4)井筒中的热传导为稳态热传导,井筒周围地层中的热传导为非稳态热传导;
5)井筒及地层中的热损失是径向的,不考虑沿井深方向的热传导。

1.2 模型建立
井筒流体向水泥环外边缘单位长度的传热量为:
为了计算方便,假定油气井的套管只有1层,且气层套管的内外径都是定值,即简单井身结构,可以推出以下公式:
式中,k为总导热系数,W/(m·℃);ke为地层导热系数,W/(m·℃);T为地层温度,℃;Ut
为基于单位面积的总导热系数,W/(m2·℃);rco为套管外半径,m;rci为套管内半
径,m;Tci为套管内壁温度,℃;Tco为套管外壁温度,℃;λcas为套管导热系
数,W/(m·℃);hf为内部对流导热系数, W/(m2·℃);rh为水泥环外半径(裸眼半径),m;Uto为油管中流体与水泥环外表面的总导热系数, W/(m2·℃);rto为油管半径,m;To为油管中流体的温度,℃;Th为套管外水泥环与地层交界面之间温度,℃;Ts
为地层温度,℃;λcem为水泥环导热系数,W/(m·℃)。

井筒流体温度分布计算的准确度与总导热系数的准确度相关,总导热系数的精确确
定非常重要,总导热系数的确定需要根据每口井的井身结构和环境参数进行实际计
算[3-4]。

因此,通过井筒温度模型分析,总导热系数受油管、套管、油套环空保护液、水泥环以及地层热传导性等因素的影响,油管和套管可根据材质不同查阅导热系数,
利用上述温度场模型详细分析油套环空保护液以及地层不同导热系数对压力场的影响,求得普光高含硫气田总导热系数[5-6]。

2.1 油套环空保护液导热系数对压力场的影响分析
利用多相管流井筒温度预测模型,导热系数分析选用0.43、0.53、0.63、0.73、
0.83、0.93、1.03、1.13W/(m·℃),对井口与井底实测数据进行模拟计算(选取的部分数据见表1),得到油套环空保护液导热系数对压力场的影响:
1)随着导热系数增加,折算井口温度减少,折算井底压力增加,对温度敏感性更强。

2)只分析油套环空导热系数,折算压力、温度均存在较大误差。

2.2 地层导热系数对压力场的影响分析
普光气田岩心显示,上部陆相地层主要为砂岩、泥岩,下部海相地层主要为白云岩。

因此,固定油套环空保护液导热系数为0.93W/(m·℃),分析了砂岩、白云岩的热传
导性(见表2),通过分析地层不同导热系数对温度、压力的影响可知:
1)地层导热系数越高,折算井口温度越低、井底压力越高。

2)分别选用不同导热系数,上部陆相地层2.63W/(m·℃),下部海相地层
1.73W/(m·℃) 时,折算精度相对比较高。

2.3 总导热系数对压力场和温度场的影响分析
在油套环空保护液导热系数、地层导热系数分析基础上,得到普光地区井筒总导热系数对压力场和温度场的影响规律(见表3和表4):普光气田总导热系数在4.3～4.7W/(m·℃)之间,折算温度、压力数据精度最高。

3.1 折算分析
普光B-5井安装永置式监测系统,实时监测井下压力、温度等数据,收集367d的测试数据,井口数据包括井口油压、产量、温度以及实际日产水量,最大产量
118.43×104m3;井下测试数据包括井底流压和井底温度。

根据普光B-5井的实际井斜、井深、管柱结构以及组分等数据建立了折算模型,在考虑产量、含水等实测数据的基础上,应用求取总导热系数采用温度校正方法进行了井底压力折算,井口折算压力与实测井底压力吻合,平均误差0.31%(见图2),完全满足下步资料解释需要。

3.2 利用折算数据开展生产数据分析
根据B-5井折算数据开展了生产数据分析,获得地层压力、脱气半径、单井动用储量和剩余可采储量等储层参数,并预测气井产能。

为实现该井科学地动态分析、管理和制定相应的开发对策提供重要的资料保障[7]。

从双对数拟合图上看(见图3),曲线表现为下凹特征,具有双孔或多孔特征。

因此,模型选用井储+双孔拟稳定流+圆形边界,曲线拟合较好,解释地层压力53.7MPa,平均有效渗透率0.92mD,储层渗透性差,弹性储能比0.0515,窜流系数1.18×10-7,探测半径576m。

根据前期生产数据分析模型,保持目前产量114.13×104m3/d不变的情况下,对生产1、3、6mon进行流压和地层压力预测,其中地层压力分别下降至42.31、
41.40、40.10MPa,预测结果如表5所示,从而为下一步单方案的调整提供了重要依据。

1)油套环空保护液、地层导热系数影响压力、温度折算精度,单一分析油套环空导热系数,折算压力、温度均存在较大误差。

2)综合开展了温度补偿条件下的井口折算井底压力方法研究,总导热系数选择
4.5W/(m·℃)时,折算温度、压力数据精度最高。

3)普光B-5井井口折算压力与实测井底压力对比表明,温度补偿条件下井口折算井底压力准确可靠,满足下一步资料分析的需要。

4)利用B-5井折算后数据开展了生产数据分析及定压、定产量预测,为单井的下步工作制度优化提供了依据,对高含硫气田开发具有重要的指导意义。

【相关文献】
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