超高压气井井底压力计算
中国石油大学油矿地质学第七章温压ppt(共44张PPT)
A点压降： PA = P1 + P2 + P3
2. 油层静止压力的确定
井点处油层静止压力：实测
关井一段时间后，用深井压力计直接测量
•油井测压力恢复曲线，水井测压力降落曲线
3. 油层静止压力等压图的编制与应用
井点处不同时刻油层静止压力的换算
不同时测试
不同时刻的压力值换算为 同一时刻的压力值
约为1 104Pa/m。
4. 地层压力 (孔隙流体压力)
Pf
概念：指作用于岩层孔隙内流体上的压力，
又称孔隙流体压力。
•在含油、气区域内的地层压力 又叫油层压力或气层压力。
地层压力 - 井底压力
生产压差
二、异常地层压力预测
回顾
内容
异常地层压力: 偏离静水柱压力的地层孔隙流体 压力，或称为压力异常。
1. 油层折算压力的概念
（1）折算压头
折算基准面
海平面 原始油-水（油-气界面） 或任意水平面
定义：井内静液面距某一折算基准面的垂直高度。
l=h+H-L
l----折算压头，m, h----静液柱高度，m;
L----井口至油层顶面（或中部） 的垂直距离，m;
H----井口海拔高度，m。
（静液面在折算面之下，折算压头取负值； 静液面在折算面之上，折算压头取正值；）
r----研究点与井筒轴的距离，m;
rn ----井筒半径，m;
Q----油井产量（地层条件下） m3/s;
---- 地层原油密度，Pa·s;
K---- 油层渗透率，m2 ;
h----油层有效厚度，m。
压力降落
呈对数关系
压降漏斗示意图
特殊情况下的压力系数和自喷系数计算方法
特殊情况下的压力系数和自喷系数计算方法李传亮;朱苏阳【摘要】压力系数是油气藏评价的基本参数,可以用来评价油气藏的压力状态.但是,在地形起伏较大的地区或高油气柱油气藏,用传统方法计算的压力系数会出现较大偏差.研究了压力系数计算出现偏差的原因,对于地形起伏较大的地区,主要是静水压力的计算出了偏差,把计算起始深度由地面改为潜水面,即可消除计算偏差.对于高油气柱油气藏,选取油气柱中部深度计算压力系数,即可消除计算偏差.油气藏压力-深度关系曲线的截距值,即油气藏流体流到地面的剩余压力,定义为油气藏流体的自喷系数,自喷系数越大,油气藏流体的自喷能力就越强.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】3页(P246-248)【关键词】油气藏;地层压力;静水压力;压力系数;异常高压;自喷系数【作者】李传亮;朱苏阳【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,成都610599;西南石油大学石油与天然气工程学院,成都610599【正文语种】中文【中图分类】TE618.13油气藏的压力状态可用绝对压力和相对压力（压力系数）2个指标进行评价。
按地层压力（绝对压力）可以将油气藏分为低压油气藏（地层压力低于20 MPa）、中等压力油气藏（地层压力20～40 MPa）、高压油气藏（地层压力40～60 MPa）和超高压油气藏（地层压力大于60 MPa）[1]。
压力系数定义为实测地层压力与相同深度处静水压力的比值[2]。
按压力系数可以将油气藏分为异常低压油气藏（压力系数小于0.8）、正常压力油气藏（压力系数0.8～1.2）和异常高压油气藏（压力系数大于1.2）[3]。
地层流体的自喷能力与绝对压力没有直接关系，而与相对压力有一定的关系，即压力系数越高，地层流体的自喷能力就越强。
在过去相当长的时间内，压力系数的使用一直未出现问题[4-8]。
但是，随着山区和塬上油气资源的开发，压力系数出现了令人匪夷所思的现象，一个油气藏的压力系数变化范围很大，即可以是异常高压，同时又可以是正常压力，有时候甚至还可以是异常低压，让开发管理人员无所适从。
第2章 井下各种压力的概念及其相互关系
第二章 井下各种压力的概念及其相互关系一 压力压力是井控工作中最主要的概念之一。
正确理解井下各种压力的概念及其相互关系对于掌握井控技术和防止井喷是非常重要的。
1、压力的定义压力也称压强，是指物体单位面积上所受的垂直力。
2、压力的数学表达式SF P 式中：P —压力，N/m 2F —作用于面积S 上的垂直力，NS —面积，m 23、压力的单位及换算压力的国际标准制单位是帕斯卡，简称帕，符号是Pa 。
1帕就是1 m 2面积上受到1N 的垂直力时形成的压力，即 1Pa = 1 N/m 2压力的单位帕是一个相对较小的单位。
为了现场应用的方便，常使用千帕(KPa)和兆帕(MPa)两个单位，即1 MPa=1000 KPa=106 Pa与过去常用的工程大气压(kgf/cm 2)的换算关系是1 MPa= 10.194 kgf/cm2 1 kgf/cm 2= 98.067 KPa粗略计算时，可认为1 kgf/cm 2 = 100 KPa = 0.1MPa另外，压力的国际工程单位是巴(bar)，1bar=1.01972kgf/cm 2 英制中，压力的单位是psi 。
1psi 即1平方英寸面积上受到1磅的垂直力。
与兆帕的换算关系是 1000psi= 6.895MPa二静液压力1、静液压力的定义静液压力是由静止液体的重力产生的压力。
其大小取决于液体的密度和液体的垂直高度，与液体的断面形状无关。
2、静液压力的计算P=ρgH式中：P--静液压力，MPaρ--液体密度，g/cm3g--重力加速度，0.00981H--液柱的垂直高度，m在陆上钻井作业中，H为井眼的垂直深度，起始点自转盘面算起，液体的密度为钻井液的密度。
例1 某井钻至井深2000米处，所用钻井液密度为1.2 g/cm3,求井底处的静液压力。
解：P=ρgH = 1.2×0.00981×2000 = 23.5 MPa三地层压力1、地层压力的定义地层压力是指地下岩石孔隙内流体的压力，也称孔隙压力。
井下各种压力及其相互关系
第二节井下各种压力及其相互关系一、压力的概念1、压力σ压力是指物体单位面积上所受的垂直力。
常用单位帕斯卡（Pa）、千帕（kPa）、兆帕（MPa）。
1Pa=1N/m21kPa=1×103Pa1Mpa=1×106Pa它与过去的工程大气压的换算关系是：1MPa=10.194 kgf/cm2或1kgf/cm2=98.067 kPa英制中，压力的单位是每平方英寸面积上受多少磅的力（psi）1psi=6.895kPa2、压力梯度压力梯度指的是每增加单位垂直深度，压力的变化量。
G=P/H= gρ式中G：压力梯度MPa/m；P：压力Mpa；H: 深度。
公制中g＝0.0098m/ s2英制中g=0.052ft/s2钻井液液柱压力P=0.052ρH压力梯度G=0.052ρ式中P：钻井液液柱压力，1磅／英寸2简称1psi；ρ：钻井液密度，1磅／加仑（美），简称1ppg；H：液柱高度，英尺ft。
单位换算：1ppg=0.1198g/cm31ft=0.3048m3、压力的表示方法（1）用压力的具体数值来表示。
例如：地层压力为35Mpa。
（2）用地层压力梯度来表示。
在对比不同深度地层的压力时，可消除深度的影响。
如：地层压力为0.012Mpa／m。
（3）用钻井液当量密度来表示。
某点压力等于具有相当密度的钻井液在该点所形成的液柱压力。
ρp＝P p／0.0098H如：某地层压力为1.70g/cm3。
（4）用压力系数来表示。
压力系数是某点压力与该深度处淡水的静液压力之比。
数值上与当量钻井液密度相同，只是无量纲。
如：地层压力为1.70。
二、井内压力系统及各种压力概念1、静液压力静液压力是指静止的液体重力产生的压力，钻井中的静液压力实际上是钻井液液柱压力p m（或称浆柱压力）。
P m=0.0098ρm H式中ρm：钻井液密度g/cm3；H：钻井液液柱高度m；P m：钻井液液柱压力MPa。
2、地层压力地层压力是指作用在地层孔隙内流体上的压力，也称地层孔隙压力。
地层压力公式
地层压力公式1．静液压力Pm(1)静液压力是由静止液柱的重量产生的压力，其大小只取决于液体密度和液柱垂直高度。
在钻井中钻井液环空上返速度较低，动压力可忽略不计，而按静液压力计算钻井液环空液柱压力。
(2)静液压力 Pm 计算公式：Pm＝ 0.0098ρ mHm(2 —1)式中 Pm ——静液压力， MPa ；ρ m——钻井液密度， g／cm3 ；Hm ——液柱垂直高度，m。
(3)静液压力梯度 Gm 计算公式：Gm＝ Pm／ Hm ＝ 0.0098ρm(2 —2)式中 Gm ——静液压力梯度，MPa／m 。
2．地层压力Pp(1)地层压力是指地层孔隙中流体具有的压力，也称地层孔隙压力。
(2)地层压力 Pp 计算公式：Pp＝ 0.0098ρ pHp(2 —3)式中 Pp——地层压力， MPa；ρ p ——地层压力当量密度，g／ cm3 ；Hm ——地层垂直高度，m。
(3)地层压力梯度 Gp 计算公式：Gp＝ Pp／ Hp ＝ 0.0098ρp(2 —4)式中 Gp——静液压力梯度，MPa／ m。
(4) 地层压力当量密度ρp计算公式：ρp＝ Pp／ 0.0098Hm ＝102Gp(2 －5)在钻井过程中遇到的地层压力可分为三类：a.正常地层压力：ρp＝1.0～1.07g／cm3；b.异常高压：ρ p>1.07g／ cm3 ；c.异常低压：ρ p<1.0g／ cm3 。
3．地层破裂压力Pf地层破裂压力是指某一深度处地层抵抗水力压裂的能力。
当达到地层破裂压力时，使地层原有的裂缝扩大延伸或使无裂缝的地层产生裂缝。
从钻井安全方面讲，地层破裂压力越大越好，地层抗破裂强度就越大，越不容易被压漏，钻井越安全。
一般情况下，地层破裂压力随着井深的增加而增加。
所以，上部地层 ( 套管鞋处 ) 的强度最低，易于压漏，最不安全。
(1)地层破裂压力 Pf 计算公式：Pf＝ 0.0098ρ fHf(2 － 6)式中 Pf ——地层破裂压力，MPa；ρ f ——地层破裂压力当量密度，g／ cm3 ；Hf ——漏失层垂直高度，m 。
高温高压气井完井工艺介绍
高温高压气井完井工艺介绍
高温高压气井是指井底温度高于150℃，井口压力高于70MPa的气井。
这类气井的开发难度较大，需要采用特殊的完井工艺来确保井口安全和生产效率。
下面将介绍高温高压气井完井工艺的主要内容。
1.井口安全措施
高温高压气井的井口安全措施是完井工艺的重中之重。
首先，需要在井口设置防喷器和防爆器，以防止井口喷出高温高压气体和引起爆炸。
其次，需要在井口设置安全阀，当井口压力超过设定值时，安全阀会自动打开，释放部分气体，以保证井口安全。
2.井筒完井
井筒完井是指在井筒内部设置完井管柱，以保证井筒的完整性和稳定性。
在高温高压气井中，井筒完井的重要性更加突出。
井筒完井需要选择高强度、高温耐受性好的材料，如钛合金、镍基合金等。
同时，需要采用特殊的完井管柱设计，以适应高温高压环境下的井筒变形和应力变化。
3.井底完井
井底完井是指在井底设置完井装置，以保证井底的安全和生产效率。
在高温高压气井中，井底完井需要采用特殊的装置，如高温高压阀
门、高温高压泵等。
同时，需要对井底进行特殊的处理，如加强井底固化、防腐蚀等。
4.井口生产控制
高温高压气井的生产控制需要采用特殊的控制系统，以确保井口生产效率和安全。
控制系统需要具备高温高压环境下的稳定性和可靠性，同时需要具备远程监控和控制功能，以便及时处理井口异常情况。
高温高压气井完井工艺是一项复杂的工程，需要采用特殊的技术和装备。
在完井过程中，需要注重井口安全、井筒完整性、井底安全和生产控制等方面的问题，以确保高温高压气井的安全和生产效率。
超高压气井井底压力计算
超高压气井井底压力计算
超高压气井井底压力的计算公式是：Pwf=(ρgh+πt/3+Pd)+Pr；其中，Pwf为井底压力，ρ为井内液体密度，g为重力加速度，h为井深，π为
吞吐气体压力，t为吞吐气体流量，Pd为井口地层压力，Pr为井口抽放
蒸气压力。
通常情况下，井底压力的计算可以分为以下几步：首先计算井深h，
获得ρ；然后计算πt/3+Pd；最后，把Pr加入公式中就可以得出井底压
力Pwf。
需要注意的是，由于参与计算的变量涉及多个不同的因素，如果
其中一个变量发生变化，井底压力也会发生变化。
因此，在计算井底压力时，应确保所有参与计算的变量都是最新的、准确的数据。
高温高压气井环空压力异常原因分析及预防措施
• 52 •PETROLEUM TUBULAR GOODS & INSTRUMENTS2020年12月-失效分析与预防-高温高压气井环空压力异常原因分析及预防措施赵密锋，胡芳婷,耿海龙(中国石油塔里木油田公司新疆库尔勒841000)摘 要：高温高压气井环空压力异常严重影响气井井筒的完整性，也是影响高温高压气井安全生产的重要因素。
通过对塔里木油田高温高压气井环空压力异常井统计和典型井油管接头密封失效分析，结果表明，高温高压气井环空压力异常的主要原因是油管接头发生泄漏，使油管内的天然气泄漏至套管内，而油管接头发生泄漏是由于油管接头的压缩效率较低。
高温高压气井所选接 头需通过ISO 13679 CAL !试验,且应满足压缩效率为100%的要求，同时进行补充振动试验,并且在振动条件下油管接头不发生 泄漏是预防高温高压气井环空压力异常的有效措施。
现场选择压缩效率为100%的特殊螺纹接头油管，环空压力异常井比例由原来的18.9%下降为3.3%，说明高温高压气井选择高压缩效率接头可有效降低环空压力异常比例，即油管接头压缩效率越高，环空 压力发生异常的概率越低。
关 键 词：高温高压气井；环空压力异常;压缩效率;预防措施中图法分类号:TE931 文献标识码:A 文章编号：2096 -0077(2020)06 -0052 -07DOI ：10.19459/j. cnki. 61 - 1500/te. 2020. 06. 012Failure Analysis and Prevention Measures of SustainedCasing Pressurr in HPHT Gas WellZHAO Mifeng, HU Fangting, GENG Hailong(PetroChina Tarim OilField Company , Korla , Xinjiang 841000, China)Abstraci :In the production process of high-temperature and high-pressure ( HTHP) gas wells, abnormaO annulus pressure is the most im-portani well integety problem. It is also an important factoe restricting the safe production of gas wells. Based on the statisticc of abnormalannulus pressure wells and failure analysis of tubing jointt in typiccl wells , it is believed that the main reason foe sustained ccsing pressure of HTHP gas weH is tubing-ccsing channeling ccused by tubing joint leakage. Furthermore , tubing leakage is obviousty related t 。
四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设计方法研究
四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设计方法研究摘要：四川盆地川东北地区茅口-吴家坪组埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢，恶劣的工况，极易导致测试管柱断裂、窜漏、阀件无法打开，封隔器失封，造成测试失败，通过梳理国内外管柱安全设计标准，建立适合四川盆地超深高压含硫气井工况环境的安全系数标准，并以此为基础，结合施工酸压限压105MPa,环空操作RD阀、RDS阀环空压力，修正极限条件下的抗内压、抗外挤、空气中抗拉安全系数计算方法，形成适用于超深层海相探井APR测试管柱设计方法，确保了测试井各工况下管柱的安全。
关键词：茅口-吴家坪组；管柱安全；安全系数；测试管柱；超深层；海相探井1引言目前我国中浅层、深层大中型低渗致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏已处于生产中后期，产量逐渐递减，新的区块勘探难度加大、开采对象日趋复杂、优质资源减少，面对国民天然气年需求量逐年增加，突破更深储层勘探迫在眉睫；四川盆地作为我国天然气主要战略基地，已提出在2035年建立“西南气大庆”远景目标，四川已实现了陆相蓬莱镇组、沙溪庙、须家河以及海相雷口坡、飞仙关、长兴组的全面勘探开发，下步逐步向超深层茅口组-吴家坪组勘探。
四川盆地川东北地区茅口组-吴家坪埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢。
我们采用的完井测试管柱需在如此超深、超高压井况下完成座封、酸化、测试以及环空阀件开启等工序，测试管柱安全面临极大的挑战，需进行详细管柱结构力学分析，设计安全可靠的管柱结构。
2前期测试管柱结构及出现的问题前期测试管柱主要采用常规的ARP测试工艺，测试油管采用Φ88.9×9.52mm+Φ88.9×6.45mm+（封隔器以上400m）Φ88.9×9.52mm+Φ73mm×7.01mm油管（封隔器以下应用）110SS，测试工具由OMNI替液阀+RD安全循环阀+全通径压力计托筒+液压旁通阀+震击器+RD循环阀+RTTS安全接头+RTTS封隔器组成。
地层压力与温度
③ 判断水动力系统--对制定开发方案、分析开发动态十分重要。
水动力系统--在油气层内流体具有连续性流动的范围。
◆ 同一水动力系统内，原始地层压力等值线分布连续； ◆ 不同水动力系统，原始地层压力等值线分布不连续：
折算压头 l 为： l h L h (L H )
折算压头换算示意图
l --折算压头/m； h --静液柱高度/m； H--井口海拔高度/m
L --井口至油层顶面(或中部)的垂直距离，m
⑵ 折算压力：指测点相对 于某一基准面的压力，数值上 等于由测压面到折算基准面的 水柱高度所产生的压力---指 折算压头产生的压力，
◆ 1号井底原始地层压力(静水压力)＝ 5.88MPa
供水区
测压面
天然气
原油
水
原始油层压力分布示意图
油水界面原始地层压力＝1井原始地层压力＋1井底至油水
界面水柱产生压力 ＝7.84MPa
油气界面原始地层压力＝油水界面压力－300m油柱产生
压力 ＝5.34MPa
测压面
测压面
油水界面
天然气
原油
水
原始油层压力分布示意图
低压区
高压区
低压区
高压区
油藏折算压力等压图 油藏中流体流动方向：从南、北两翼向轴部及东、西两端
★ 油层折算压力等压图的作用：
A）更直观、准确地反映油藏的开采动态及地下流体的 流动状况--由折算压力高处向折算压力低处流动；
B）判断水动力系统--静水条件下，若油藏各井原始油层 压力的折算压头或折算压力相等，则该油藏为一个统 一的水动力系统；反之，则为多个水动力系统。
高温高压钻井技术
高温高压钻井技术第一节高温高压钻井特点 (3)一．高温高压钻井有别于常规钻井作业的要紧特点 (3)二．作业中潜在的要紧风险分析 (4)第二节高温高压钻井设计及井身结构设计 (5)一．高温高压钻井设计应考虑的原则 (5)二．高温高压井身结构设社应考虑的原则 (7)第三节高温高压对设备的专门要求 (8)一．高温高压对钻井平台设计能力的要求 (8)二．高温高压对钻井设备的专门要求 (8)三．高温要求和温度监测设备 (9)四．对防喷器组等井控设备的要求 (9)五．固控设备的检修和配套 (10)六．对钻柱的要求 (10)七．对固井装置的要求 (10)八．对井下工具、仪器的要求 (11)九．强行起下钻计量罐 (11)＋．对平台设备的全面检修 (11)十一．保证设备的正确使用和加强设备爱护保养工作 (11)第四节高温高压钻井对人员的要求 (13)一．对平台承包商和服务公司人员的要求 (13)二．高温高压专业培训 (13)三．技术交底及安全会制度 (14)四．演习和操练 (14)第五节高温高压钻井工艺技术 (14)一．钻前预备 (14)二．钻开高压气层前的安全检查 (14)三．钻开高压油气层程序 (15)四．平行钻井技术 (16)五．流量检查一严格操纵井涌量 (17)六．起下钻 (17)七．钻具在井下时地面钻井设备修理应注意事项 (18)八．取心作业 (18)九．井口专用立柱 (18)十．阻流压井管汇及其管线冲洗 (18)十一．乙二醇或甲醇的注入 (19)十二．复原循环 (19)十三．制定压井曲线和排放天然气 (19)第六节高温高压井控及专门作业应考虑的其它事项 (20)一．高温高压井控 (20)二．高温高压钻井液 (21)四．高温高压固井 (22)五．高温高压测试 (23)参考文献 (24)高温高压井定义：估量或实测井底温度大于150℃和井底压力大于68.9兆帕（10000磅／英寸2）或地层孔隙压力梯度大于1.80克／厘米3的井，称为高温高压井。
第二章井下各种压力的概念
6、正常钻进时
井底压力Pb=钻井液静压力Pm+环空流动阻 力力Pbp+岩屑入井而增加的压力Pmr
7、划眼时
井底压力Pb=钻井液静压力Pm+环空流动阻 力力Pbp+激动压力Psw
结论：同一情况下，起钻工况下井底 压力最小。划眼时最大.
五、压差P
是井底压力Pb和地层压力Pp之间的差值。
P0 超平衡压力钻井
e —当量流体密度， g/cm3
四种 压力的表示法
(1)用压力值表示。 如:100 kpa 24Mpa
(2)用压力梯度表示。 如 0.012MPa/m (3)用流体当量密度表示。 如:1.2g/cm3 (4)用压力系数表示。n
二、静液压力
静液压力是由静止液体重力产生的压力。 计算： p=o.oo98H p—静液压力,MPa —液体密度. g/cm3 H—液柱高度，m。 如图2-1所示
油井附加：0.05—0.1 g / cm 3(1.5-3.5MPa)
气井附加： 0.07-0.15g / cm 3 (3-5MPa)
求： A、井深2000米处地层破裂压力 B、地层破裂压力梯度
解：A. Pf=0.098*1.45*2000+10
=29+10 =39(MPa)
B. Gf=Pf/H=39/2000
=0.0195(MPa/M)
第 二节
井筒内压力系统
井 内 压 力 示 意 图
一、钻井液静液柱压力
是由井内钻井液柱重量产生的压力。 计算： Pm=0.0098H Pm—钻井液柱压力,MPa —钻井液密度, g/cm3 H—钻井液柱垂直高度，m。
练习题：
已知井深1500米，泥浆密度为1.4 g/cm 3 。 环空流动阻力为6 kg/cm 2 ，地层压力为 21.2MPa 求: A、静止时井底压力 B、循环时井底压力 C、循环时会井涌吗？ D、停泵时会井涌吗？
浅谈二级井控作业中压井方法的选择
浅谈二级井控作业中压井方法的选择摘要：对于一般的油气井，地层压力不是太高，溢流性质为地层水、油或少量气。
根据井涌情况和井身状况，只要发现井涌及时，采用常规压井方法即可将溢流循环出井，恢复正常钻进。
然而，对于高压气井，侵入物的压力、体积可能都会高于普通井。
若此时仍然采用常规压井法，可能会使井口最大压力超过地面装置的承压范围，也可能使套管鞋处的压力超过套管鞋所能承受的最大压力。
这时就可以采用置换法、压回法等特殊压井方法以及低套压压井法等非常规压井方法压井。
关键词：井控；压井由于井涌时井队施工人员对地下情况的掌握程度有限，并且在井涌(尤其是遇到来势汹涌的恶性井涌)发生时，现场可用于决策的时间会较少。
这就要求钻井施工人员对发生井涌的征兆了如指掌，熟悉各种井下状况井涌的地面特征，并且对可能存在的潜在风险有所准备。
综合地面装备、井身结构和地下状况等各种因素，才能做到在最短的时间内作出较为合理的压井施工方案。
(一)选择压井方法所要遵循的一般准则压井方法的选择是关系到压井成败的重要因素，因此选择时需确定以下因素：1 根据计算的压井参数和本井的具体条件，如溢流类型、重钻井液和加重剂的储备情况、加重能力、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等选择压井方法；2 溢流被发现的早晚，如果能及时发现溢流，井筒压力失衡程度低，采用一般的或者常规的压井方法就可以重建井筒压力平衡；但如果溢流发现不及时，常规的压井方法也可能就无法使用；3 井内管柱的深度和规范，一些套管下得较浅，地层破裂压力较低的井，可能不适宜用常规的压井方法进行压井；4 循环通道阻塞，如钻头水眼被堵，则常规的压井方法和反循环压井方法可能无法使用，需要另辟蹊径；5 实施压井工艺的井眼及地层特性，在地层侵入物的压力一定的情况下，储层物性差的地层一般要比储层物性好的地层好处理；6 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采取强行下钻到底法、置换法、压回法等特殊压井方法分别进行处理；7 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。
压井计算公式
井控公式1.静液压力：P=ρ H MPa ρ-密度g/cm3；H-井深 m;例:井深3000米,钻井液密度1.3 g/cm3,求：井底静液压力;解：P=3000= MPa2,压力梯度： G=P/H=ρ kPa/m =ρMPa；例：井深3600米处,密度1.5 g/cm3,计算井内静液压力梯度;解：G===kPa/m3.最大允许关井套压 Pamax =ρ破密度－ρm MPa H—地层破裂压力试验层套管鞋垂深,m;Ρm—井内密度 g/cm3例;已知密度1.27 g/cm3,套管鞋深度1067米,压力当量密度1.71 g/cm3,求：最大允许关井套压解; Pamax =－1067= MPa4.压井时极限关井套压 Pamax =ρ破密度－ρ压 MPa Ρ压—压井密度 g/cm3 例题略5.溢流在环空中占据的高度 hw=ΔV/Va mΔV—钻井液增量溢流,m3；Va—溢流所在位置井眼环空容积,m3/m;6.计算溢流物种类的密度ρw=ρm- Pa-Pd/ hw g/cm3；ρm—当前井内泥浆密度,g/cm3；Pa —关井套压,MPa；Pd —关井立压,MPa;如果ρw在～0.36g/cm3之间,则为天然气溢流;如果ρw在～1.07g/cm3之间,则为油溢流或混合流体溢流;如果ρw在～1.20g/cm3之间,则为盐水溢流;7.地层压力 Pp =Pd＋ρm gHPd —关井立压,MPa;ρm—钻具内钻井液密度,g/cm38.压井密度ρ压=ρm＋Pd/gH9、1初始循环压力 =低泵速泵压＋关井立压注：在知道关井套压,不清楚低泵速泵压和关井立压情况下,求初始循环压力方法：1缓慢开节流阀开泵,控制套压=关井套压2排量达到压井排量时,保持套压=关井套压,此时立管压力=初始循环压力;2求低泵速泵压：Q/Q L2=P/P L例：已知正常排量=60冲/分,正常泵压=,求：30冲/分时小泵压为多少解：低泵速泵压P L=60/302= MPa10.终了循环压力= 压井密度/原密度X低泵速泵压一注：不知低泵速泵压,求终了循环压力方法：1用压井排量计算出重浆到达钻头的时间,此时立管压力=终了循环压力;边循环边加重压井法边循环边加重法压井是指发现溢流关井求压后,一边加重钻井液,一边随即把加重的钻井液泵入井内,在一个或多个循环周内完成压井的方法;这种方法常用于现场,当储备的高密度钻井液与所需压井钻井液密度相差较大,需加重调整,且井下情况复杂需及时压井时,多采用此方法压井;此法在现场施工中,由于钻柱中的压井钻井液密度不同,给控制立管压力以维持稳定的井底压力带来困难;若压井钻井液密度等差递增,并均按钻具内容积配制每种密度的钻井液量,则立管压力也就等差递减,这样控制起来相对容易一些;二终了立管压力,——第一次调整后的钻井液密度,g/cm30——压井钻井液密度,g/cm3 ——原钻井液密度,g/cm3； H ——井深,m ；PL ——低泵速泵压,MPa;11.压井液到达钻头时时间分Vd ——钻具内容积,m3；Q ——压井排量,l/s; 12、压井液从钻头返至地面的时间分Va —环空容积,m3； ()001ρρρρρ--=s s G QV t d d 601000=Q V t a a 601000=()gH P P K L m Tf 111ρρρρ-+=1ρKρmρQ—压井排量,l/s;思考题为例：钻进时发生溢流关井,已知井深3200米,密度;关井10分钟测得关井立压5 MPa,关井套压 MPa,溢流增量方;钻头直径215.6mm,技套内径224mm,下深2400,钻杆外径 127mm,内径108.6mm,假设无钻铤,低泵冲排量10升/秒,泵压 MPa.计算压井数据,简述工程师压井步骤.解:计算压井数据:1溢流在环空中占据的高度hw=ΔV/Va=106米溢流种类的密度ρw=ρm- Pa-Pd/ hw ρw=/106=0.868 g/cm3判定溢流为油水混合溢流.3 地层压力 Pp =Pd＋ρm gHPp=5+3200= MPa4压井密度ρ压=ρm＋Pd/gHρ压=+5/3200=1.41 g/cm3,施工中可考虑附加系数初始循环压力=低泵速泵压＋关井立压=+5= MPa6终了循环压力= 压井密度/原密度X低泵速泵压== MPa7 压井液到达钻头时时间分=10003200/6010=分钟.8 压井液从钻头返至地面的时间分先计算V a=800方QV t d d601000=QV t a a601000=t a=1000/6010=138分钟9最大允许关井套压Pamax =ρ破密度－ρm=工程师压井施工步骤:录资料、计算压井数据、填写压井施工单、配好压井液1缓慢开泵泵入压井液,逐渐打开、调节节流阀,使套压=关井套压,排量到达压井排量;2保持压井排量不变,压井液由地面—钻头这段时间内,调节节流阀,使立管压力由初始循环立压逐渐下降到终了循环压力,3压井液由钻头—地面上返过程中,调节节流阀,保持终了循环压力不变,直到压井液返出井口,停泵关井,检查关井套压、立压是否为零,如为零,开井无外溢压井成功;司钻法压井施工步骤:录资料、计算压井数据、填写压井施工单、配好压井液第一循环周用原浆循环排除溢流1缓慢开泵,逐渐打开、调节节流阀,使套压=关井套压,排量到达压井排量;2保持压井排量不变,调节节流阀使立管压力=初始循环立压,在整个循环周保持不变,调节流阀时注意压力传递迟滞现象,液柱压力传递速度为300米/秒,.3溢流排除,停泵关井,则关井立压=关井套压.第二循环周泵入压井液1缓慢开泵,迅速打开、调节节流阀,使关井套压不变,2排量到达压井排量并保持不变,压井液由地面—钻头过程中,调节节流阀,控制套压==关井套压,并保持不变,也可以控制立压由初始循环压力逐渐下降到终了循环压力3压井液由钻头—地面上返过程中,调节节流阀,控制立压=终了循环压力不变,直到压井液返出井口,停泵关井,检查关井套压、立压是否为零,如为零,开井无外溢压井成功;13.配制1 m3加重钻井液所需加重材料计算式中G —需要的加重材料重量,吨；ρs—加重剂密度,g/cm3；ρ1—加重后的钻井液密度,g/cm3；ρo—原钻井液密度,g/cm3；例:已知原密度ρo=1.2 g/cm3,求加重到ρ1=1.35 g/cm3.;配置新浆191 m3.求1需重晶石的代数；2重晶石占的体积原浆需排掉的体积3最终体积解：1配置1 m3新浆需重晶石的重量G=/吨配置191 m3密度的新浆,故需重晶石=191=吨=33922 Kg每袋重晶石50 Kg, 故需重晶石代数为=33922/50=799袋2重晶石占的体积V==7.982 m33最终体积,原浆去掉7.982 m3,因为加重后增加了7.982 m3,最终体积为191 m3.14.油气上窜速度V=H油--H钻头/t迟.t/t静H油：油气层深度米H钻头：循环泥浆时钻头所在的井深米T迟：H钻头时的迟到时间分t—开泵至见到油气时间分t静—上次停泵至本次开泵总时间分15.地层破裂压力:P破=P漏+ρH16. 地层破裂压力当量密度:ρ破= P漏压力/H+ρ原密例:17.气体的运移计算1气体运移的高度米:H=P终关井压力-P初关井压力/ρ原密.2 气体运移速度:V=H/ t终关井时刻- t初关井时刻例:气体运移:已知在01:43溢流关井, 初关井压力;在02:25压力增到;井内密度.求：1气体运移的高度=154.5米2气体运移速度:V= 42分钟/60=221米/时18.非常规压井方法:不具备常规压井方法的条件而采用的压井方法,如空井井喷、钻井液喷空的压井等;一、平衡点法1.适用于井内钻井液喷空后的天然气井压井,2.要求防喷器完好并且关闭,钻柱在井底,3.这种压井方法是一次循环法在特殊情况下的具体应用;4.原理：设钻井液喷空后,环空存在一“平衡点”;所谓平衡点,即压井钻井液返至该点时,井口控制的套压与平衡点以下压井钻井液静液柱压力之和能够平衡地层压力;5.压井时,保持套压等于最大允许套压；当压井钻井液返至平衡点后,可采用压井排量循环,控制立管总压力等于终了循环压力,直至压井钻井液返出井口,套压降至零;平衡点按下式求出 式中H B ——平衡点深度,m ；PaB ——最大允许控制套压,MPa ；根据上式,压井过程中控制的最大套压等于“平衡点”以上至井口压井钻井液静液柱压力;当压井钻井液返至“平衡点”以后,随着液柱压力的增加,控制套压减小直至零,压井钻井液返至井口,井底压力始终维持一常数,且略大于地层压力;因此,压井钻井液密度的确定尤其要慎重;二、置换法1.当井内钻井液已大部分喷空,同时井内无钻具或仅有少量钻具,不能进行循环压井,KaBB P H ρ0098.0=2.压井钻井液可以通过压井管汇注入井内,这种条件下可以采用置换法压井;通常情况下,由于起钻抽汲,钻井液不够或不及时,电测时井内静止时间过长导致气侵严重引起的溢流,经常采用此方法压井;3.具体作法：向井内泵入定量钻井液,关井一段时间,使泵入的钻井液下落,然后放掉一定量的套压;套压降低值与泵入的钻井液产生的液柱压力相等,即： ΔPa ——套压每次降低值,MPa ；ΔV ——每次泵入钻井液量,m3；ΔVh ——井眼单位内容积,m3/m4.重复上述过程就可以逐步降低套压;一旦泵入的钻井液量等于井喷关井时钻井液罐增量,溢流就全部排除了;5.置换法进行到一定程度后,置换的速度将因释放套压、泵入钻井液的间隔时间变长而变慢,此时若条件具备下钻到井底,采用常规压井方法压并;下钻时,钻具应装有回压阀,灌满钻井液;当钻具进入井筒钻井液中时,还应排掉与进入钻具之体积相等的钻井液量;置换法压井时,泵入的加重钻井液的性能应有助于天然气滑脱;三、压回法1.所谓压回法,就是从环空泵入钻井液把进井筒的溢流压回地层;此法适用于空井溢流,天然气溢流滑脱上升不很高、套管下得较深、裸眼短,具有渗透性好的产层或一定渗透性的非产层;特别是含硫化氢的溢流;hK a V V P ∆=∆ρ0098.02. 具体施工方法：以最大允许关井套压作为施工的最高工作压力,挤入压井钻井液;挤入的钻井液可以是钻进用钻井液或稍重一点的钻井液,挤入的量至少等于关井时钻井液罐增量,直到井内压力平衡得到恢复;使用压回法要慎重,不具备上述条件的溢流最好不要采用;四、低节流压井方法1.指发生溢流后不能关井,关井套压超过最大允许关井套压,因此只能控制在接近最大允许关井套压的情况下节流放喷;1不能关井的原因：1高压浅气层发生溢流；2表层或技术套管下得太浅；3发现溢流太晚;2压井原理低节流压井就是在井不完全关闭的情况下,通过节流阀控制套压,使套压在不超过最大允许关井套压的条件下进行压井;当高密度钻井液在环空上返到一定高度后,可在最大允许关井套压范围内试行关井,关井后,求得关井立管压力和压井钻井液密度,然后再用常规法压井; 3减少地层流体的措施：低节流压井过程中,由于井底压力不能平衡地层压力,地层流体仍会继续侵入井内,从而增加了压井的复杂性,为减少地层流体的继续侵入;则可以：1增大压井排量,可以使环空流动阻力增加,有助于增大井底压力；2提高第一次循环的压井液密度,高密度压井液进入环空后,能较快地增加环空的液柱压力,抑制地层流体地侵入;3如果地层破裂压力是最小极限压力时,当溢流被顶替到套管内以后,可适当提高井口套压值;这种方法实际上就是工程师法的具体应用,只是将钻头处当成“井底”;根据关井立压确定暂时压井液密度和压井循环立管压力的方法同工程师法类似,但是要注意此时的低泵速泵压需要重新测定;压井循环时,在压井液进入环空前,保持压井排量不变,调节节流阀控制套压为关井套压并保持不变；压井液进入环空后,调节节流阀控制立压为终了循环压力并保持不变;直到压井液返至地面,至此替压井液结束;此时关井套压应为零;井口压力为零后,开井抢下钻杆,力争下钻到底,下钻到底后,则用司钻法排除溢流,即可恢复正常;如下钻途中,再次发生井涌,则重复上述步骤,再次压井后下钻;2等候循环排溢流法这种方法是：关井后,控制套压在安全允许压力范围内,等候天然气溢流滑脱上升到钻头以上,然后用司钻法排除溢流,即可恢复正常;通常,天然气在井内钻井液中的滑脱上升速度大致为270～360米/小时;2、井内无钻具的空井压井溢流发生后,井内无钻具或只有少量的钻具,但能实现关井;这种情况通常是由于起钻时发生强烈的抽汲或起钻中未按规定灌够钻井液,使地层流体进入井内,或因进行电测等空井作业时,钻井液长期静止而被气侵,不能及时除气所造成;在空井情况下发生溢流后,不能再将钻具下入井内时,应迅速关井,记录关井压力;然后用体积法容积法进行处理体积法的基本原理是控制一定的井口压力以保持压稳地层的前提下,间歇放出钻井液,让天然气在井内膨胀上升,直至上升到井口;操作方法是：先确定允许的套压升高值,当套压上升到允许的套压值后,通过节流阀放出一定量的钻井液,然后关井,关井后气体又继续上升,套压再次升高,再放出一定量的钻井液,重复上述操作,直到气体上升到井口为止;气体上升到井口后,通过压井管线以小排量将压井液泵入井内,当套压升高到允许的关井套压后立即停泵;待钻井液沉落后,再释放气体,使套压降低值等于注入钻井液所产生的液柱压力;重复上述步骤,直到井内充满钻井液为止;根据实际情况,也可以采用压回法或置换法压井;3、又喷又漏的压井即井喷与漏失发生在同一裸眼井段中的压井;这种情况需首先解决漏失问题,否则,压井时因压井液的漏失而无法维持井底压力略大于地层压力;根据又喷又漏产生的不同原因,其表现形式可分为上喷下漏,下喷上漏和同层又喷又漏;1上喷下漏的处理上喷下漏俗称“上吐下泻”;这是因在高压层以下钻遇低压层裂缝、孔隙十分发育时,井漏将使在用钻井液和储备钻井液消耗殆尽,井内得不到钻井液补充,因液柱压力降低而导致上部高压层井喷;其处理步骤是：1在高压层以下发生井漏,应立即停止循环,定时定量间歇性反灌钻井液,尽可能维持一定液面来保持井内液柱压力略大于高压层的地层压力;确定反灌钻井液量和间隔时间有三种方法：第一种是通过对地区钻井资料的分析统计出的经验数据决定；第二种是测定漏速后决定；第三种是由建立的钻井液漏速计算公式决定;最简单的漏速计算公式是：Q=πD2h/4T式中Q——漏速,m3/h；h——时间T内井筒动液面下降高度,m；T——时间T,h；D——井眼平均直径,m;2反灌钻井液的密度应是产层压力当量钻井液密度与安全附加当量钻井液密度之和;3也可通过钻具注入加入堵漏材料的加重钻井液;4当漏速减小,井内液柱压力与地层压力呈现暂时动平衡状态后,可着手堵漏并检测漏层的承压能力,堵漏成功后就可实施压井;2下喷上漏的处理当钻遇高压地层发生溢流后,提高钻井液密度压井而将高压层上部某地层压漏后,就会出现所谓下喷上漏;处理方法是：立即停止循环,定时定量间歇性反灌钻井液;然后隔开喷层和漏层,再堵漏以提高漏层的承受能力,最后压井;在处理过程中,必须保证高压层以上的液柱压力大于高压层的底层压力,避免再次发生井喷;隔离喷层和漏层及堵漏压井的方法主要是：1通过环空灌入加有堵漏材料的加重钻井液,同时从钻具中注入加有堵漏材料的加重钻井液;加有堵漏材料的钻井液,即能保持或增加液柱压力,也可减小低压层漏失和堵漏;2在环空灌入加重钻井液,在保持或增加液柱压力的同时,注入胶质水泥,封堵漏层进行堵漏;3上述方法无效时,可采用重晶石塞—水泥—重晶石塞—胶质水泥或注入水泥隔离高低压层,堵漏成功后继续实施压井;3同层又喷又漏的处理同层又喷又漏多发生在裂缝、孔洞发育的地层,或压井时井底压力与井眼周围产层压力恢复速度不同步的产层;这种地层对井底压力变化十分敏感,井底压力稍大则漏、稍小则喷;处理方法是：通过环空或钻具注入加重后的钻井液,钻井液中加入堵漏材料;此法若不成功,可在维持喷漏层以上必需的液柱压力的同时,采用胶质水泥或水泥堵漏,堵漏成功后压井;4、浅井段溢流的处理浅层段溢流的处理,在有井口装置或允许最大关井套压很低的情况下,建议采用非常规压井方法中介绍的方法进行处理;在未安装防喷器,条件具备的情况下应抢下钻具,为处理溢流提供必需的通道,根据现场的具体情况进行处理,在处理过程中,因缺乏井口控制装置,要十分注意人员安全,防止井口着火;井控作业中的错误作法会带来不良后果,轻者会拖延井内压力系统实现动平衡的时间,重者会造成井喷失控,甚至井喷失控着火;七、井控作业中易出现的错误做法1、发现溢流后不及时关井、仍循环观察这只能使地层流体侵入井筒更多,尤其是天然气溢流,在气体向上运移的过程中因体积膨胀而排替出更多的钻井液;此时的关井立管压力就有可能包含圈闭压力,据此计算的压井钻井液密度就偏高,压井时立管循环总压力、套压、井底压力也就偏高；发现溢流后继续循环还可能诱发井喷,增加压井作业的难度;所以,发现溢流或疑似溢流,必须毫不犹豫地关井;2、发现溢流后把钻具起到套管内操作人员担心关井期间钻具处于静止状态而发生粘附卡钻,即使钻头离套管鞋很远也要将钻具起到套管内,从而延误了关井时机,让更多的地层流体进入了井筒,其后果是所计算的压井钻井液密度比实际需要的偏高;其实,处理溢流时防止钻具粘附卡钻的主要措施是尽可能地减少地层流体进入井筒;3、起下钻过程中发生溢流时仍企图起下钻完这种情况大多发生在起下钻后期发生溢流时,操作人员企图抢时间起完钻或下钻完;但往往适得其反,关井时间的延误会造成严重的溢流,增加井控的难度,甚至恶化为井喷失控;正确方法是关井后压井,压井成功后再起钻或下钻4、关井后长时间不进行压井作业对于天然气溢流,若长时间关井天然气会滑脱上升积聚在井口,使井口压力和井底压力显著升高,以致会超过井口装置的额定工作压力、套管抗内压强度或地层破裂压力;若长期关井又不活动钻具,还会造成卡钻事故;5、压井钻井液密度过大或过小时常会因为地层压力求算不准确,而使得压井钻井液密度偏高或便低;压井钻井液密度过大会造成过高的井口压力和井底压力,过小会使地层流体持续侵入而延长压井作业时间;6、排除天然气溢流时保持钻井液罐液面不变地层流体是否进一步侵入井筒,取决于井底压力的大小;排除天然气溢流时,判断井底压力是否能够平衡地层压力,天然气是否在继续侵入井内,不能根据钻井液罐液面升高来判断;若把保持井底压力大于地层压力等同于保持钻井液罐液面不变,唯一的办法是关小节流阀,不允许天然气在循环上升中膨胀,其后果是套压不断升高、地层被压漏、甚至套管断裂、卡钻,以致发生地下井喷和破坏井口装置;注：排除溢流保持钻井液罐液面不变的方法仅适于不含天然气的盐水溢流和油溢流;7、企图敞开井口使压井钻井液的泵入速度大于溢流速度当井内钻井液喷空后,因其它原因无法关井,在不控制一定的井口回压,企图在敞开井口的条件下,尽可能快地泵入压井液建立起液柱压力,把井压住往往是不可能的;尤其是天然气溢流,即使以中等速度侵入井筒,它从井筒中举出的钻井液也比泵入的多;该做法的实际后果是替喷,造成溢流以更大的量和速度进入井筒;8、关井后闸板刺漏仍不采取措施闸板刺漏将造成闸板胶芯不能密封钻具,若不及时处理则刺漏愈加严重,甚至会刺坏钻具,致使钻具断落;正确的作法是带压更换闸板,为压井提供保证;。
超高温高压气田标准
超高温高压气田标准随着我国能源事业的飞速发展，超高温高压气田的勘探与开发成为了油气行业的重要课题。
为了确保气田开发的顺利进行，制定一套完善的标准体系至关重要。
本文将围绕超高温高压气田的标准，探讨其内涵、关键技术、安全管理等方面的内容。
一、超高温高压气田内涵超高温高压气田是指在气田开发过程中，井口温度高于300℃、井底压力大于100 MPa的气井。
这类气田的开发具有很高的技术难度和风险，对钻井、完井、井下作业和地面设施等方面提出了严峻挑战。
为了满足气田开发的需求，必须制定严格的标准来确保工程质量和安全性。
二、关键技术标准1.钻井技术：针对超高温高压气田的特点，制定钻井液配方、钻头选型、钻井工艺等方面的标准。
确保钻井过程的安全、高效，降低钻井事故的发生。
2.完井技术：制定合理的完井方案，包括套管固井、封隔水层、井筒完整性等方面。
确保气井长期稳定生产，降低井筒事故风险。
3.井下作业技术：制定井下工具、封隔器、管柱结构等方面的标准，确保井下作业的安全、高效。
4.地面设施建设：制定地面设施设计、施工、验收等方面的标准，确保气田地面设施满足生产需求，降低安全风险。
三、安全管理标准1.安全生产：制定气田安全生产标准化体系，包括生产组织、规章制度、人员培训、应急预案等方面的标准。
2.设备管理：制定设备选型、采购、维修、检测等方面的标准，确保设备安全运行。
3.质量管理：制定质量管理体系，包括质量策划、过程控制、检验检测、持续改进等方面的标准。
4.环境保护：制定环境保护标准化体系，包括环保设施、监测评价、污染物处理等方面的标准。
四、结论超高温高压气田标准的制定，为我国气田开发提供了重要的技术支持和保障。
在今后的气田开发过程中，应不断完善和更新标准体系，推动我国油气事业的健康发展。
同时，加强标准的国际交流与合作，提升我国在超高温高压气田开发领域的国际竞争力。
随着我国能源事业的不断拓展，超高温高压气田的勘探与开发成为了油气行业的重要课题。
超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析
东北石油大学学报第47卷第5期2023年10月J O U R N A LO FN O R T H E A S TP E T R O L E UM U N I V E R S I T Y V o l .47N o .5O c t .2023收稿日期:20230414;编辑:蔡田田 基金项目:国家自然科学基金项目(52174036);四川省科技计划项目(2021Y J 0345) 作者简介:李道清(1982 ),男,高级工程师,主要从事天然气综合地质方面的研究㊂D O I 10.3969/j.i s s n .2095-4107.2023.05.006超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析李道清1,汪 洋1,王 彬1,闫利恒1,赵传凯1,王海涛2(1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000; 2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500)摘 要:对于超深超高压裂缝性致密砂岩气藏,综合考虑孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存㊁应力敏感效应及3个物性分区的影响,建立裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力模型,采用P e d r o s a 变换㊁摄动变换㊁L a p l a c e 变换等方法求解模型,通过编程绘制不稳定压力典型曲线;根据不稳定压力典型曲线特征划分流动阶段,对影响因素进行敏感性分析㊂结果表明:复杂气藏压裂井渗流过程划分14个典型流动阶段;存在应力敏感效应时,导数曲线中后期位置更高;钻遇离散裂缝长度越长,Ⅰ区缝网系统线性流等阶段的导数曲线位置越低;流度比主要影响相应拟径向流和窜流等阶段的压力导数曲线㊂各区储容比越小,相应窜流阶段压力导数曲线上的凹子越深;各区窜流系数越小,相应窜流阶段压力导数曲线上的凹子出现时间越晚㊂该结果为超深超高压裂缝性复杂气藏试井解释提供支撑㊂关 键 词:超深;超高压;裂缝性;三区复合;致密气藏;应力敏感;离散裂缝;不稳定压力分析中图分类号:T E 353 文献标识码:A 文章编号:20954107(2023)050071110 引言随勘探开发技术的进步,一些超深超高压气田被发现并投入开发,如塔里木克深气田[1]㊁准南超高压致密砂岩气藏[2]㊂超深超高压致密砂岩气藏埋藏深度大㊁地层压力高,一般具有非均质性强㊁孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存,以及应力敏感效应显著等特点,气藏气井不稳定压力模型的建立和求解较为复杂㊂对于应力敏感油藏的渗流问题,P E D R O S A O A [3]采用变换和摄动技术,实现对单区均质无限大油藏模型的求解;K L K A N LJ 等[4]采用摄动技术,将应力敏感油藏渗流模型摄动解的阶数扩展至二阶;同登科等[5]考虑应力敏感效应对分形油藏的影响,利用变形贝塞尔方程,求解分数阶贝塞尔函数;廖新维等[6]建立考虑应力敏感效应的单孔复合气藏未压裂垂直井模型,并在L a pl a c e 空间下求解模型㊂对于井与离散裂缝相交的渗流问题,C I N C O -L E Y H 等[7]采用微分㊁积分方程和单元离散方法,求解双重介质油藏中一条有限导流裂缝与井相交的渗流模型;R A G H A V A N RS 等[8]研究多条裂缝与水平井相交的不稳定渗流问题;邹文龙等[9]采用P e d r o s a 变换㊁裂缝离散等方法,建立分形煤层气藏有限导流多翼压裂直井试井模型㊂A L -K O B A I S IM 等[10]建立水平井与有限导流垂直裂缝相交的数值 解析混合模型㊂对于煤层气藏多级压裂水平井的不稳定压力分析,WA N G H T 等[11]建立半解析模型;WA N G B等[12]分析含有次级裂缝的多级压裂水平井不稳定压力,并建立半解析模型㊂对于径向非均质影响的渗流问题,刘义坤等[13]建立均质复合油藏试井模型;陈方方等[14]建立三孔介质径向复合油藏试井模型;王海涛等[15]建立高含硫复合气藏试井模型;伍锐东等[16]建立低渗复合气藏非达西渗流斜井试井模型,并采用有限元法求解模型㊂考虑两种或多种因素,刘鹏程等[17]建立三区复合油藏有限导流垂直裂缝井试井模型;王文环[18]建立应力敏感砂岩地层三区复合凝析气藏不稳定试井模型;吴明录等[19]建立双重孔隙介质三区复合油藏水平井试井模型㊂对于低渗致密储层不稳定渗流及试井问题,樊冬艳等[20]建立考虑启动压力梯度的致密油藏不稳定试井模型;姜瑞忠等[21]建立考虑应力敏感效应的双重介质低渗油藏水平井试井模型,并采用有限元方法进㊃17㊃行求解;孙贺东等[22]建立多尺度离散裂缝致密砂岩气藏试井模型,并采用数值模拟方法进行求解㊂基于非结构化离散裂缝模型,欧阳伟平等[23]建立复杂缝网致密气藏压裂水平井试井模型,并采用有限元方法进行求解㊂李道伦等[24]利用无限导流主裂缝与分支缝造成的区域渗透率扩大,描述缝网改造区,建立致密储层多段压裂水平井瞬态压力分析模型,并基于P E B I网格对渗流方程进行数值求解㊂这些研究无法对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏的渗流因素进行全面考虑或有效计算,无法对不稳定压力动态进行刻画㊂对于超深超高压裂缝性致密砂岩气藏,笔者综合考虑3个物性分区㊁孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存㊁应力敏感效应等影响,建立不稳定压力分析模型;采用P e d r o s a变换㊁摄动变换㊁L a p l a c e变换等方法求解模型,绘制不稳定压力典型曲线并划分流动阶段,可以全面㊁精细刻画复杂气藏气井的井底压力动态㊂1 物理模型受地质沉积(湖相碎屑沉积物及湖水能量从湖岸到湖心逐渐变化)㊁地层出砂(大压差生产导致近井地带出砂,引起内区物性改变)等因素的影响,裂缝性致密砂岩气藏表现为强径向非均质性(各区渗透率及孔隙度不同),可划分3个不同物性的区域,由内向外依次为Ⅰ㊁Ⅱ㊁Ⅲ区㊂假设条件:(1)气藏中存在一口以定产量q s c生产的气井;(2)各区孔隙度为ϕj,渗透率为K j,j=1,2, 3;(3)天然裂缝网络与基质孔隙并存;(4)将气井直接钻遇的天然裂缝处理为无限导流离散裂缝;(5)将气井未直接钻遇的储层天然裂缝网络处理为有限导流连续介质裂缝;(6)考虑储层的应力敏感效应;(7)储层水平等厚,厚度为h;(8)忽略重力和毛细管力,流体流动为等温线性渗流㊂超深超高压裂缝性三区复合致密气藏物理模型见图1㊂其中,r f1为Ⅰ㊁Ⅱ区衔接面半径,r f2为Ⅱ㊁Ⅲ区衔接面半径,r e为气藏外边界半径㊂图1 超深超高压裂缝性三区复合致密气藏物理模型F i g.1P h y s i c a lm o d e l o f t h eu l t r a-d e e p a n du l t r a-h i g h p r e s s u r en a t u r a l l y f r a c t u r e d t h r e e-z o n e c o m p o s i t e t i g h t g a s r e s e r v o i r2 数学模型根据储层孔缝发育特点,将气井直接钻遇的天然裂缝处理为离散介质裂缝,储层中纵横交错的裂缝网络处理为连续介质裂缝㊂考虑储层应力敏感效应,建立超深超高压裂缝性三区复合致密气藏线汇渗流模型,并对模型进行求解;结合积分形式叠加原理,得到超深超高压裂缝性三区复合致密气藏钻遇M条离散裂缝的气井不稳定压力解㊂2.1 线汇渗流模型建立假设一条垂直线汇位于气藏Ⅰ区的(x w,y w)处,产量为,量纲一的产量为D,用于分析不稳定压力的渗流数学模型为(1)Ⅰ区∂2ψf D1∂r D2+1r D ∂ψf D1∂r D-γD1∂ψf D1∂ræèçöø÷D2=eγD1ψf D1ω1∂ψf D1∂t D-λ1(ψmD1-ψf D1éëêêùûúú),(1)㊃27㊃东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年-λ1(ψmD1-ψf D 1)=(1-ω1)∂ψmD 1∂t D,(2)式(1-2)中:ψf D 1为Ⅰ区缝网系统量纲一的拟压力;ψm D1为Ⅰ区基质孔隙系统量纲一的拟压力;r D 为量纲一的径向距离;γD 1为Ⅰ区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ω1为Ⅰ区缝网系统相对于Ⅰ区孔缝系统的储容比;λ1为Ⅰ区窜流系数;t D 为量纲一的时间㊂(2)Ⅱ区∂2ψf D 2∂r D2+1r D ∂ψf D 2∂r D -γD 2∂ψf D 2∂r æèçöø÷D 2=e γD 2ψf D 2M 12ω2ω12∂ψf D 2∂t D-λ2(ψmD 2-ψf D 2éëêêùûúú),(3)-λ2(ψmD2-ψf D 2)=M 121-ω2ω12∂ψmD 2∂t D,(4)式(3-4)中:ψf D 2为Ⅱ区缝网系统量纲一的拟压力;ψm D2为Ⅱ区基质孔隙系统量纲一的拟压力;γD 2为Ⅱ区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ω2为Ⅱ区缝网系统相对于Ⅱ区孔缝系统的储容比;ω12为Ⅰ区孔缝系统相对于Ⅱ区孔缝系统的储容比;M 12为Ⅰ区与Ⅱ区流度比;λ2为Ⅱ区窜流系数㊂(3)Ⅲ区∂2ψf D 3∂r D2+1r D ∂ψf D 3∂r D -γD 3∂ψf D 3∂r æèçöø÷D 2=e γD 3ψf D 3M 13ω3ω13∂ψf D 3∂t D-λ3(ψmD 3-ψf D 3éëêêùûúú),(5)-λ3(ψmD3-ψf D 3)=M 131-ω3ω13∂ψmD 3∂t D,(6)式(5-6)中:ψf D 3为Ⅲ区缝网系统量纲一的拟压力;ψm D3为Ⅲ区基质孔隙系统量纲一的拟压力;γD 3为Ⅲ区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ω3为Ⅲ区缝网系统相对于Ⅲ区孔缝系统的储容比;ω13为Ⅰ区孔缝系统相对于Ⅲ区孔缝系统的储容比;M 13为Ⅰ区与Ⅲ区流度比;λ3为Ⅲ区窜流系数㊂(4)衔接面条件ψf D 1r D =r f D 1=ψf D 2r D =r f D 1,(7)ψf D 2r D =r f D 2=ψf D 3r D =r f D 2,(8)∂ψf D 1∂r D r D =r f D 1=e -ψf D 2γD 2e -ψf D 1γD 11M 12∂ψf D 2∂r D r D =r f D 1,(9)∂ψf D 2∂r D r D =r f D 2=e -ψf D 3γD 3e -ψf D 2γD 21M 23∂ψf D 3∂r D r D =r f D 2,(10)式(7-10)中:r f D 1为Ⅰ㊁Ⅱ区衔接面量纲一的半径;r f D 2为Ⅱ㊁Ⅲ区衔接面量纲一的半径;M 23为Ⅱ区与Ⅲ区流度比㊂(5)线汇内边界条件l i m εD →0e -ψf D 1γD 1r D∂ψf D 1∂r D r D =r f D 1=-q^D (11)式中:εD 为量纲一的径向无穷小量㊂(6)外边界条件ψf D 1r D →∞=ψf D 2r D →∞=ψf D 3r D →∞=0㊂(12) 式(1-12)组成超深超高压裂缝性三区复合致密气藏线汇不稳定渗流模型㊂2.2 线汇渗流模型求解引入P e d r o s a 变换[3]:ψf D l =-1γD ll n (1-γD l ξDl ),l =1,2,3,(13)式中:γD l 为第l 区缝网系统量纲一的应力敏感系数;ξD l 为第l 区缝网系统量纲一的拟压力的P e d r o s a 变换㊂引入摄动变换:ξD l =ξD l 0+γD l ξD l 1+γ2D l 2ξD l 2+ ,l =1,2,3;(14)㊃37㊃第5期 李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析-1γD l l n(1-γD lξD l)=ξD l+12γD lξD l2+ ,l=1,2,3;(15)11-γD lξD l=1+γD lξD l+γ2D lξD l+ ,l=1,2,3㊂(16)式(14-16)中:ξD l0为第l区零阶摄动;ξD l1为第l区一阶摄动;ξD l2为第l区二阶摄动㊂由于γD l非常小,取零阶摄动项作为摄动解(零阶摄动解),可满足工程精度要求,引入L a p l a c e变换:ξD l≈ξD l0=∫+∞0ξD l0e-s t D d t D,(17)式中:s为L a p l a c e变量㊂气井在I区的摄动解为ξD l =D[K0(β1r D)+αc I0(β1r D)],(18)其中:αc=K0(β1r f D1)β2M12[K1(β2r f D1)-I1(β2r f D1)α1]-β1K1(β1r f D1)[K0(β2r f D1)+I0(β2r f D1)α1]I0(β1r f D1)β2M12[K1(β2r f D1)-I1(β2r f D1)α1]+β1I1(β1r f D1)[K0(β2r f D1)+I0(β2r f D1)α1];(19)α1=-β3β2M23K1(β3r f D2)K0(β2r f D2)-K1(β2r f D2)K0(β3r f D2)β3β2M23K1(β3r f D2)I0(β2r f D2)-I1(β2r f D2)K0(β3r f D2);(20)β1=f1(s),β2=f2(s),β3=f3(s);(21)f1(s)=sω1(1-ω1)+λ1s(1-ω1)+λ1s;(22) f2(s)=M12ω12M12ω2(1-ω2)s+ω12λ2M12(1-ω2)s+ω12λ2s;(23) f3(s)=M13ω13M13ω3(1-ω3)s+ω13λ3M13(1-ω3)s+ω13λ3s;(24)ξD1=D[K0(γ1r D)+αc I0(γ1r D)]㊂(25)式(18-20)中:I0和I1分别为0阶和1阶第一类变形贝塞尔函数;K0和K1分别为0阶和1阶第二类变形贝塞尔函数㊂式(25)为考虑孔缝(基质孔隙 连续介质裂缝)并存㊁存在应力敏感效应和3个物性分区的致密气藏线汇不稳定渗流数学模型的解,即线汇解㊂2.3 离散裂缝模型求解储层中的裂缝属于离散裂缝㊂由于储层中天然裂缝数多,且形态各异㊁纵横交错,很难实现对每条裂缝渗流行为进行描述,通过尺度粗化或放大,将储层中裂缝网络处理为连续介质系统,系统中相关性质可以用连续方程描述㊂当地层中大量裂缝被处理为连续介质裂缝后,连续介质裂缝系统渗透率可以反映原始裂缝数㊁裂缝间连通状况及裂缝导流能力㊂对于连续介质裂缝系统,不需考虑各条裂缝的具体情况;对于离散裂缝,应考虑各条裂缝的具体情况(如缝长㊁缝间夹角等)㊂致密气藏的气井是否钻遇裂缝对气井压力及产量动态影响很大,通常情况下气井钻遇裂缝数有限,不宜处理为经典的W a r r e n-R o o t模型中的连续介质裂缝,会掩盖气井钻遇裂缝情况(是否钻遇裂缝㊁钻遇裂缝数和缝间夹角等),因此气井钻遇的裂缝应视为离散裂缝㊂对于致密气藏,气井钻遇离散裂缝的渗流能力远大于基质孔隙的,且离散裂缝与气井直接连通,为无限导流离散裂缝;储层中裂缝纵横交错,将储层中裂缝处理为有限导流裂缝,有限导流裂缝网络经过粗化和放大,成为具有高渗透率的连续介质裂缝系统㊂基于孔缝并存三区复合应力敏感致密气藏线汇渗流模型的解(式(25)),利用积分形式的叠加原理,可㊃47㊃东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年第5期 李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析得气井钻遇离散裂缝时三区复合应力敏感致密气藏线汇渗流模型的解:ξD1=∑M i=1∫F i f D[K0(β1r D)+αc I0(β1r D)]d l D,(26)式中:M为钻遇离散裂缝数;f D 为f D的L a p l a c e变换,f D为离散裂缝量纲一的流量密度,f D =f r r e f q s c ,f 为f的L a p l a c e变换,f为离散裂缝流量密度,r r e f为参考长度;F i为气井钻遇第i条离散裂缝的分布轨迹,若裂缝为与井筒相交的直线型裂缝,则轨迹取决于离散裂缝的长度L f i及与井筒的夹角θi;d l D为离散裂缝量纲一的微元长度,d l D=d l r r e f,r r e f=r w㊂定义第i条离散裂缝量纲一的长度L f D i=L f i/r w(i=1,2,3, ,M)㊂将第i条离散裂缝等分为N个离散单元,并考虑无限导流裂缝的特点,式(26)可表示为ξw D O=ξD1k,υ=∑M i=1∑N j=1∫F i,j f D k,υ[K0(β1r D)+αc I0(β1r D)]d l D,(27)式中:ξw D O为ξw D O的L a p l a c e变换,ξw D O为不考虑井储和表皮效应的井底量纲一的拟压力ψw D O的P e d r o s a变换㊂选取每个离散单元的中心作为离散单元的节点,压力计算点选取离散单元的节点,式(27)变换为ξw D O=∑M i=1∑N j=1∫F i,j D k,υ[K0(β1r D k,υ)+αc I0(β1r D k,υ)]d l D,(28)式中:F i,j为气井钻遇第i条离散裂缝上的第j个离散单元的分布轨迹㊂当压力计算点取遍全部离散单元的节点时,可获得MN个线性代数方程,但未知数f D k,υ(k=1,2, ,M;υ=1,2, ,N)和ξw D O有MN+1个,需联立产量方程:∑M k=1∑Nυ=1f D k,υΔx D k,υ=1s㊂(29)联立式(28-29),进行封闭求解,可确定ξw D O㊂由于线性代数方程组构成的矩阵为小型稠密矩阵,可用高斯消元法等求解㊂考虑井储效应和表皮效应时,井底拟压力[25]可表示为ξw D=sξw D O+Ss+C D s2(sξw D O+S),(30)式中:ξw D为ξw D的L a p l a c e变换,ξw D为考虑井储效应和表皮效应的量纲一的井底拟压力的P e d r o s a变换;S 为表皮因数;C D为量纲一的井筒储集系数㊂应用S t e h f e s t数值反演,可计算求解ξw D,ξw D将代入P e d r o s a变换式(13),得ψw D=-1γD l l n(1-γD lξw D),l=1,2,3,(31)式中:ψw D为ψw D的L a p l a c e变换,ψw D为考虑井储效应和表皮效应的量纲一的井底拟压力㊂式(28-31)构成考虑孔缝并存㊁离散裂缝 连续介质裂缝并存㊁存在应力敏感效应㊁3个物性分区㊁存在井储及表皮效应影响下的超高压裂缝性致密砂岩气藏气井量纲一的井底拟压力㊂3 模拟结果3.1 流动阶段划分利用S t e h f e s t数值反演编程计算,绘制超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线(见图2)㊂根据图2曲线形态,超深超高压裂缝性三区复合致密气藏的不稳定渗流可划分14个流动阶段:(1)井储段,压力及压力导数曲线表现为一条斜率为1的直线;(2)井储后的过渡段,压力导数曲线表现为一个驼峰;(3)垂直㊃57㊃于离散裂缝的Ⅰ区缝网系统线性流段,压力导数曲线斜率为0.5;(4)Ⅰ区基质孔隙流体向Ⅰ区缝网窜流段,压力导数曲线表现为一个向下的凹子;(5)垂直于离散裂缝的Ⅰ区总系统(Ⅰ区基质孔隙系统与缝网系统)线性流段,压力导数曲线斜率为0.5;(6)Ⅰ区总系统线性流后的过渡段;(7)Ⅰ区总系统拟径向流段,压力导数曲线呈一条高度为0.5的水平线;(8)Ⅰ区总系统拟径向流后的过渡段;(9)Ⅱ区缝网系统拟径向流段,若无应力敏感效应,则压力导数曲线呈一条高度为0.5M 12的水平线,若存在应力敏感效应,则压力导数曲线高度大于0.5M 12;(10)Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段,压力导数曲线表现为一个向下的凹子;(11)Ⅱ区总系统拟径向流段,若无应力敏感效应,则压力导数曲线呈一条高度为0.5M 12的水平线,若存在应力敏感效应,则压力导数曲线高度大于0.5M 12;(12)Ⅱ区总系统拟径向流后的过渡段;(13)Ⅲ区基质孔隙流体向Ⅲ区缝网窜流段,压力导数曲线表现为一个向下的凹子;(14)Ⅲ区总系统拟径向流段,若无应力敏感效应,则压力导数曲线呈一条高度为0.5M 13的水平线,若存在应力敏感效应,则压力导数曲线高度大于0.5M 13,呈一条向上倾斜的直线㊂存在应力敏感效应时,第9~14阶段的压力导数曲线比无应力敏感效应时的更高,高度差由前至后越来越明显㊂图2 超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线F i g .2T y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i g h t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s3.2 模型验证采用试井商业软件(K A P P A 公司的S a p h i r 软件)验证模型的正确性,但S a p h i r 软件(包括扩展模型)没有相同的解析或半解析试井模型用于对比㊂S a p h i r 5.20中的数值试井模块无法考虑应力敏感效应,且难以准确模拟三区复合气藏气井钻遇裂缝时的井底压力动态㊂为了与商业软件进行对比,将三区复合致密气藏气井不稳定渗流模型进行简化(称为 退化模型”),与S a p h i r 5.20中的相应模型进行对比㊂当ω1=ω2=ω3=1时,各区退化为单孔介质;进一步将三区复合退化为两区复合,当钻遇离散裂缝数M =1且不考虑应力敏感效应时,模型退化为S a p h i r 软件中的 F r a c t u r e dR a d i a lC o m p o s i t e ”模型,即 两区径向复合储层裂缝井模型”,将其无因次化后的结果与退化模型计算结果进行对比(见图3)㊂由图3可以看出,退化模型与S a ph i r 软件计算结果高度吻合,验证退化模型的正确性㊂3.3 敏感性分析3.3.1 离散裂缝长度量纲一的离散裂缝长度L f D l 对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响见图4㊂由图4可知,随L f D l 的增大,第3~6阶段压力导数曲线的位置降低,这是由于气井钻遇的裂缝越长,气体越容易流向井筒,总体压降损失越小;L f D l 越大,第7阶段(Ⅰ区总系统拟径向流段)开始出现的时间越晚㊂3.3.2 流度比Ⅰ区与Ⅱ区流度比M 12对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响见图5㊂由图5可知,M 12越大,第9~11阶段压力导数曲线的位置越高㊂这是由于M 12越大,Ⅱ区物性越差,流动压降损失越大㊂㊃67㊃东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年图3 退化模型与S a ph i r 软件计算结果对比F i g .3C o m p a r i s o nb e t w e e n t h e r e s u l t s c a l c u l a t e db y t h e d e g r a d a t i o nm o d e l a n dS a ph i r c o mm e r c i a l s o f t w a re图4 L f D l 对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .4I m p a c t o f L f D l o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n d u l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l -l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 图5 M 12对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .5I m p a c t o f M 12o n t y p i c a l c u r v e so f t h eu l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r en a t u -r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s Ⅰ区与Ⅲ区流度比M 13对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响见图6㊂由图6可知,M 13越大,第12~14阶段压力导数曲线的位置越高㊂这是由于M 13越大,Ⅲ区的物性越差,流动压降损失越大㊂㊃77㊃第5期 李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析图6 M 13对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .6I m p a c t o f M 13o n t y p i c a l c u r v e so f t h eu l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r en a t u -r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 3.3.3 储容比储容比ω1㊁ω2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响分别见图7和图8㊂由图7可知,ω1越小,第3阶段(垂直于离散裂缝的I 区缝网系统线性流段)导数曲线的位置越高,第4阶段(Ⅰ区基质孔隙流体向I 区缝网窜流段)导数曲线上的凹子越深㊂由图8可知,ω2越小,第10阶段(Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段)压力导数曲线上的凹子越深,第13阶段(Ⅲ区基质孔隙流体向Ⅲ区缝网窜流段)导数曲线上的凹子越浅㊂图7 ω1对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .7I m p a c t o f ω1o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 3.3.4 窜流系数窜流系数λ1㊁λ2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响分别见图9和图10㊂由图9可知,λ1越小,第4阶段(Ⅰ区基质孔隙流体向Ⅰ区缝网窜流段)压力导数曲线上凹子出现的时间越晚㊂由图10可知,λ2越小,第10阶段(即Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段)导数曲线上凹子出现的时间越晚㊂综合考虑多种因素的影响,文中建立的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力模型更完善㊂由于研究问题复杂㊁模型参数多,在应用中面临多解性强的问题,需要结合气藏的实际地质情况,综合气藏和气井多方面的静动态资料㊂超深超高压气藏压力超高,气井井底压力资料录取风险高㊁难度大,导致压力瞬态资料极其匮乏,缺少应用实例㊂㊃87㊃东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年图8 ω2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .8I m p a c t o f ω2o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 图9 λ1对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .9I m p a c t o f λ1o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 图10 λ2对超深超高压裂缝性致密砂岩气藏典型曲线的影响F i g .10I m p a c t o f λ2o n t y p i c a l c u r v e s o f t h e u l t r a -d e e p a n du l t r a -h i g h p r e s s u r e n a t u r a l -l y f r a c t u r e d t i gh t s a n d s t o n e g a s r e s e r v o i r s 4 结论(1)考虑孔缝并存㊁离散裂缝与连续介质裂缝并存㊁应力敏感效应及3个物性分区等因素影响,建立超㊃97㊃第5期 李道清等:超深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力分析东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年深超高压裂缝性致密砂岩气藏气井不稳定压力模型㊂与S a p h i r软件计算结果进行对比,验证模型准确性和实用性㊂(2)超深超高压裂缝性致密砂岩气藏井底压力典型曲线划分为14个流动阶段,即井储段㊁井储后的过渡段㊁垂直于离散裂缝的Ⅰ区缝网系统线性流段㊁Ⅰ区基质孔隙流体向Ⅰ区缝网窜流段㊁垂直于离散裂缝的Ⅰ区总系统线性流段㊁Ⅰ区总系统线性流后的过度段㊁Ⅰ区总系统拟径向流段㊁Ⅰ区总系统拟径向流后的过渡段㊁Ⅱ区缝网系统拟径向流段㊁Ⅱ区基质孔隙流体向Ⅱ区缝网窜流段㊁Ⅱ区总系统拟径向流段㊁Ⅱ区总系统拟径向流后的过渡段㊁Ⅲ区基质孔隙流体向Ⅲ区缝网窜流段㊁Ⅲ区总系统拟径向流段㊂在中后期阶段,存在应力敏感效应的压力导数曲线位置高于无应力敏感效应的,且由前至后曲线升高幅度逐渐增大㊂(3)气井钻遇离散裂缝长度越长,Ⅰ区缝网系统线性流等阶段压力导数曲线位置越低㊂Ⅰ区与Ⅱ区流度比越大,Ⅱ区拟径向流㊁窜流等阶段压力导数曲线位置越高;Ⅰ区与Ⅲ区流度比越大,Ⅲ区拟径向流㊁窜流等阶段压力导数曲线位置越高㊂各区储容比越小,相应窜流阶段压力导数曲线上的凹子越深㊂各区窜流系数越小,相应窜流段压力导数曲线上的凹子出现时间越晚㊂参考文献(R e f e r e n c e s):[1] 毛卫华,张思敏,唐龙,等.我国首个超深气田克深气田累产天然气超700亿立方米[E B/O L].(2023-2-13)h t t p s:∥v o d.x i a n f e n g d a n-g j i a n.c o m.c n/j/c o n t e n t/i/f/c o n t e n t_y w_27049.s h t m l?r x_t o k e n=63c f0e7b-963c-4d15-b44b-b51050c5f c85.MA O W e i h u a,Z H A N GS i m i n,T A N GL o n g,e t a l.C h i n a f i r s t u l t r a-d e e p g a s f i e l dh a s a c c u m u l a t e dm o r e t h a n70b i l l i o n c u b i cm e t e r s o f n a t u r a l g a s f r o m K e s h e n g a s f i e l d[E B/O L].(2023-2-13)h t t p s:∥v o d.x i a n f e n g d a n g j i a n.c o m.c n/j/c o n t e n t/i/f/c o n t e n t_y w_27049.s h t m l r x_t o k e n=63c f0e7b-963c-4d15-b44b-b51050c5f c85.[2] 陶拴科.中国首个超深万亿方大气区累产天然气突破2000亿立方米[E B/O L].(2022-11-12)h t t p s:∥w w w.s o h u.c o m/a/605014102_123753.T A OS h u a n k e.C h i n a f i r s t u l t r a-d e e p t r i l l i o n-s q u a r e-a t m o s p h e r e a c c u m u l a t i v e g a s p r o d u c t i o ne x c e e d e d200b i l l i o nc u b i cm e t e r s[E B/ O L].(2022-11-12)h t t p s:∥w w w.s o h u.c o m/a/605014102_123753.[3] P E D R O S A O A.P r e s s u r e t r a n s i e n t r e s p o n s e i n s t r e s s-s e n s i t i v e f o r m a t i o n s[C]∥S P EC a l i f o r n i aR e g i o n a lM e e t i n g.O a k l a n d:[s.n.],1986:2-4.[4] K L K A N LJ,P E D R O S A O A.P e r t u r b a t i o na n a l y s i so fs t r e s s-s e n s i t i v er e s e r v o i r s[J].S P E F o r m a t i o n E v a l u a t i o n,1991,6(3):379-386.[5] 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特殊井试油5-1-高温高压井测试
把井口压力大于105MPa（或者是井底 压力大于140MPa），井底温度大于 170℃定义为超高温高压井。
国外高温高压井的发展简介
进入20世纪80年代，随着全球对石油及天然气需求的 日益加大，而较容易的勘探目标都已突破，因此全世界的 油公司都转入了对恶劣环境中进行油气勘探，恶劣环境之 一就是高温高压（HPHT）井。
随着柯深101井的完钻井转入试油，使塔里 木的试油转入一个超高压、高温的试油阶段.
第三阶段（2001年元月起）
柯深101井测试情况：
柯深101井白垩系射孔底界深度达6835m，地层 压力系数1.9，地层压力达到126MPa，地层温度 153℃，在对白垩系测试时，在日产水455m3/d， 日产气32971m3/d的情况下，井口关井压力达到 64MPa；在对下第三系卡拉塔尔组测试时，日产 油104m3/d，日产气133×104m3/d，井口关井压 力高达92.6MPa，是一口典型的超高压高温井。
通过英科1井设计与施工，确立了我国高温 高压井的设计步骤：
1、测试井的基本数据 2、测试地质数据 3、测试工程设计 4、测试计算 5、测试施工前的准备工作 6、测试施工程序及HSE要求
设计步骤内容
1、了解掌握测试井的基本数据
包括井别、地理位置、构造位置、 井位坐标、地面海拔、补距、钻井 日期、完钻层位、完钻井深、人工 井底、井深结构、井斜结构、地层 压力、井底温度、待测层基本数据、 储层物性、分层情况、测井数据等。
压井计算公式
压井计算公式-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1井控公式1.静液压力：P=ρ H MPa ρ-密度g/cm3；H-井深 m。
例:井深3000米，钻井液密度1.3 g/cm3，求：井底静液压力。
解：P=**3000= MPa2,压力梯度： G=P/H=ρ kPa/m =ρMPa；例：井深3600米处，密度1.5 g/cm3，计算井内静液压力梯度。
解：G=*==kPa/m3.最大允许关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρm） MPa H—地层破裂压力试验层（套管鞋）垂深，m。
Ρm—井内密度 g/cm3例;已知密度1.27 g/cm3,套管鞋深度1067米，压力当量密度1.71 g/cm3，求：最大允许关井套压解; Pamax =（－）*1067= MPa4.压井时（极限）关井套压 Pamax =（ρ破密度－ρ压） MPa Ρ压—压井密度 g/cm3 （例题略）5.溢流在环空中占据的高度 hw=ΔV/Va mΔV—钻井液增量(溢流)，m3；Va—溢流所在位置井眼环空容积，m3/m。
6.计算溢流物种类的密度ρw=ρm- (Pa-Pd)/ hw g/cm3；ρm—当前井内泥浆密度，g/cm3；Pa —关井套压，MPa；Pd —关井立压，MPa。
如果ρw在～0.36g/cm3之间，则为天然气溢流。
如果ρw在～1.07g/cm3之间，则为油溢流或混合流体溢流。
如果ρw在～1.20g/cm3之间，则为盐水溢流。
7.地层压力 Pp =Pd＋ρm gHPd —关井立压，MPa。
ρm—钻具内钻井液密度，g/cm38.压井密度ρ压=ρm＋Pd/gH9、(1)初始循环压力 =低泵速泵压＋关井立压注：在知道关井套压，不清楚低泵速泵压和关井立压情况下，求初始循环压力方法：（1）缓慢开节流阀开泵，控制套压=关井套压（2）排量达到压井排量时，保持套压=关井套压，此时立管压力=初始循环压力。
(2)求低泵速泵压：(Q/Q L)2=P/P L例：已知正常排量=60冲/分，正常泵压=,求：30冲/分时小泵压为多少解：低泵速泵压P L=(60/30)2= MPa10.终了循环压力= （压井密度/原密度）X低泵速泵压（一）注：不知低泵速泵压，求终了循环压力方法：（1）用压井排量计算出重浆到达钻头的时间，此时立管压力=终了循环压力。
压井
循环压力（MPa):
溢流量（L）： 压井排量（L/s): 终了循环压力（MPa）：
最大允许关井套压（MPa）： 初始循环压力（MPa）：
四、压井液从地面到钻头立管总压力变化图
学习情境四
项目四
Ps
井 控
压井作业
Pa
PTi
P Ti =P s +P ci
Pa
1. 司钻法压井的步骤
（2）用原钻井液循环排除溢流
Pcf — 终了循环立压，即用密度为ρml 压井液循环时的压耗。
学习情境四
项目四
井
控
压井作业
二、压井基本数据计算
（7）压井钻井液由地面到达钻头的时间 t1,（分）
1000V1 t1 = 60Qr
（8）压井钻井液由钻头达到地面的时间 t2，（分）
1000V2 t2 = 60Qr
式中： V1、V2 — 钻柱内、钻柱外容积，m3；
PTi
Pa 升高
PTi
Pa
学习情境四
项目四 1. 司钻法压井步骤
PTi
井 控
压井作业
Pa
PTi
P Ti =P s +P ci
Pa
（3）泵入压井液，重建井内 压力平衡（第二循环周） ① 开泵，调节节流阀保持新套压不变，调整泵 速达到压井排量，此时立管压力等于或接近 初始循环立管压力 PTi 。 ② 泵入压井液，调节节流阀使立压在压井液从 地面到钻头的时间内，从初始循环压 PTi 逐 渐降到终了循环立压 PT f 。也可在压井液从 地面到钻头的时间内，调节流阀使套压始终 等于关井立压值，称之为套压控制方式。 ③ 在压井液从井底到地面的时间内，保持立压 不变，套压逐渐降至零。
适用于没有求得循环系统压降Pci时使用。缩短时间， 减少气的影响。Q=iFSn
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&" ,-. 以 上 的 超 高 压 气 井 井 底 压 力 除 34/、 直接下井下压力计实测往往是不可能 56/ 作业外， 的。用井口压力计算井底压力， 又在相当长一段时 间受 47.89:8;— <.7= 气体偏差系数图版对比压力的 限制， 直到 ’(&$ 年建立了适用于 &" > ’$" ,-. 范围 内的 47.89:8; # <.7= 图版以后， 超高压气井井底压力 才得以实现。
（-）
’ "#$%&’%& * "# 0 1). , * ） +) / + $ /（ +) * *(2-% +$ ($’)) " !( $#%& * +( ’ "#$%&’%& * 1 + $ （ ） （1)） 3 * , &) ($’)) !( #%& + $ 将 * & )2))(,1’ 456 7 !, （ ，#%& & " 8!9: 7 8 ） $%& & )21)1,*. 456 和 + & -2(1 ! " #* 代入 *-,21. 8， 得： 式 （1)） +) /
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’ ’ ’ ’
表’ 分析项目 甲烷 0.# 乙烷 0’ .* 丙烷 0, .) 异丁烷 E0# .$! 正丁烷 ;0# .$! 异戊烷 E0( .$’ 正戊烷 ;0( .$’ 已烷以上 0*
-
<)($ 井 =, >’ 气层天然气 5D= 成果表 摩尔百分比 "& 8 ,& ! 8 ), ! 8 !" ! 8 !$! ! 8 !$! ! 8 !!, ! 8 !!$ 分析项目 二氧化碳 氧-氩 氮 氦 氢 硫化氢 — — 相对密度 临界温度 （3） 临界压力 （456） 摩尔百分比 $ 8 $( ! 8 !! ! 8 (, ! 8 !$! ! 8 !!! — — — ! 8 (&,, $"’ 8 &’ # 8 *,$,
- 1( * * * *(2$-($ "# + $ 12,**, 0 1) , " # ’ %& / 0 . $ ( "+
!
$/0 5 67
（1%）
业已发现， 在 1) = $/0 = ,) 范围内， 对于 1 5 1 = 气体偏差系数 " 与 #/0 = , 5 ) 的某一对比温度 #/0 ； 对比压力 $/0 成一线性关系： " （ ） $/0 （ （1(） 9 $/0 ） & " （ ） 1/ . $/0 取 ) 7 * 为积分下限， 则式 （1%） 右端可写为：
( , *. 式中： " —气体的压力， ,-.； ) —气体的体积， A+ ；
! ") @! *+, -@
（+）
+ —气体的摩尔量， <AEF； ( —气体的质量， <;； . —气体的分子量， <; B <AEF； , —通用气体常数， ,-. G A+ （ B <AEF G H） * —井眼内气体平均偏差系数； - —井眼内平均气体温度， H。 由式 （+） 可推得气体的密度为： !)I(& "#" （$） , *若将气体的密度单位， 由 <; B A+ 改为 ; B CA+ 表 可写为： 示时， 则式 （$）
［1］ 到以下回归方程 ：
当 )" . "*. 时 : & （ 3 ) 5 ))*$* . / ) 5 1()11 ）#/0 * 3 （ 3 （ 3 ) 5 ))..* . / ) 5 *()*$） ) 5 )1.1% . / 1 5 *1*1$） #/0 3 （*1） ; & （ 3 ) 5 )))’, . / ) 5 )**’$ ）#/0 * 3 （ 3 （ 3 ) 5 ))*%’ . / ) 5 *1’$,） ) 5 ))**$ . / ) 5 1*%-*） #/0 / （**） < & 3（ 3 ) 5 ))*$* . / ) 5 1%.(’ ）#/0 /（ 3
4
)2*
（ 9 $/0 ） + $/0
（1-）
对式 （1-） 右端每一项， 又可表示为： 9 $ ） +$ !（
/0 )2* $/0 /0
（ $/0 ） （*)） 3 : 8 ;$/0 8 < :>
根据 57 ?7 4@##@A、 B7 B6CD6E6>、 ?7 F 7 B9!@G 的成 果， 在 1) = $/0 = ,) 和 1 7 1 = #/0 = , 7 ) 的范围内， 得
- 1( * * * + ) *2$’’% 0 1) " # ’ %& + $ &) * 3 ’ $ $, (
（11）
式中各参数的单位： ’%& 为 !, " +； $ 为 456； ;为 8， ) 和 ( 为 !。 当 ’%& 的单位为 1), !, " +， ( 的单位为 <! 表示 式得： 时， 由式 （11） 12,**, 0 1) - * , "* #* ’ * *(2$-($ "# + $ %& +) / /（ $ (. "+ + ) *2$’’% 0 1) " # ’ %& + $ （1*） 0 *3 &) $ $, (’ 在气体沿采气管稳定流动的条件下， 由于动能 影响的压头变化很小， 通常忽略不计。因此， 当式 （1*） 的最后一项等于 ) 时得：
（ 3 ) 5 ))%%1 . / ) 5 (1)%.） ) 5 )1’%’ . / 1 5 )(*,.） #/0 3 （*,） 当 *." . "1)) 时 （1.） : & （ 3 ) 5 ))1.-’ . / ) 5 *-%,,$ ） #/0 * / （) 5 ))-$%( . 3 1 5 $$’*-)） （) 5 ))1-$, . 3 ) 5 ’*-$’(） #/0 3 （*’） ; & （ 3 ) 5 )))1%1 . 3 ) 5 )1-11* ） #/0 * /
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（’）
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!)I(& J ’" # +"#" （%） , *根据真实气体的状态方程式， 可以写出井眼条
件下的气体流量和地面标准条件下气体流量的关系 式为： "01*/ "-01 01 式中： /# —井眼条件下的气体流量， A+ B 9； /# @ /01 —地面标准条件下的气体流量， A+ B 9； "01 —地面标准压力， ,-.； -01 —地面标准温度， H。 气体在采气管内的平均速度可由下式表示： %@ $ /# ! )*$"" #& （&） （*）
表$ 工作制度 第一工作制度 第二工作制度 第三工作制度 <)($ 井 =, >’ 气层稳定试井数据表 套压 （456） *, 8 ’! *’ 8 )! *’ 8 !! 产量 （$!# @, B 9） ,! 8 ’!)" ,, 8 !$,( ,) 8 !!,*
式中： #’ 3； ( —校正视临界温度， )’ 456； ( —校正视临界压力， #( —视临界温度， 3； )( —视临界压力， 456； 由下式计算： !—视临界温度校正系数， !2" $2* ［ （ -+ , - -./ ） % （ -+ , - -./ ） ］ - $( ! + $’!
收稿日期：!""! # "$ # !%；修回日期：!""! # "& # "’
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作者简介： 谭玉春， 工程师， 任油气测试中心综合试油队队长， 长期从事油藏工程的工作。地址： ’()& 年毕业于合肥工业大学计算机专业， （*’)"""） 四川省德阳市淮河街 ’’ 号， 电话： （")+)） !$"(*)’。
-* * * * *(2$-($ "# + $ 12,**, 0 1) , " # ’ %& + ) +) / / . $ ( $* "+ （1,） &) -’ * * *