克拉205井井口压力恢复异常的处理方法研究

克拉205井井口压力恢复异常的处理方法研究
李雪莉;胥豪
【摘要】克拉205井在井口进行不稳定测试时,井口压力动态出现异常.这种压力异常主要表现在关井后很短的时间内井口压力急剧上升到一个高点,随着测试时间的延续,井口压力开始下降.文章考虑关井后井筒流体温度的变化,建立关井后井筒温度降落剖面预测模型,提出了将井口压力较准确地折算到井底的方法.结合克拉205井的实际情况采用法国KAPPA公司研制的saphir试井解释软件,选用了适当的模型对克拉205井进行了试井分析,能很好地获得储层参数.
【期刊名称】《石油地质与工程》
【年(卷),期】2010(024)003
【总页数】3页(P62-64)
【关键词】克拉205井;压力恢复曲线;异常高压;井筒温度;井底压力;试井;模型【作者】李雪莉;胥豪
【作者单位】中国石化胜利油田分公司石油开发中心,山东东营,257000;中国石化胜利石油管理局钻井工艺研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE353.2
克拉205井是塔里木盆地库车坳陷北部 KL苏构造带 KL苏2号构造西北翼上的一口评价井,完钻井深4 050.00m,完钻层位为白垩系巴什基奇克组,于2001年6月28日套管射孔完井。

克拉205井井口压力恢复曲线异常的表现形式为:气井关井初期,井口压力很快恢复到一个高点,过一段时间后,井口压力开始下降,而实测井底压力却是一直上升的。

文献[1]详细讨论了出现这种异常现象的机理,指出关井后流体温度的变化是产生异常的主要原因。

国内外专家已做了不少的该类气藏气井井底压力的预测研究,但气井在井底压力获取方面受限于无法直接下压力计到井底,只能在井口测试。

因此建立受温度影响的压力折算模型得到较准确的井底压力数据进行试井解释,对整个气藏的压力动态监测具有实践意义。

1959年,Kirkpatei就利用温度梯度图版预测井筒温度分布。

1995年,冉新权等研究了高产气井井口压力动态异常机理,同年,冉新权又研究了气井井口压力异常的处理方法[2]。

1999年,毛伟等研究了计算气井井筒温度分布的新方法[3]。

本文以上述理论方法为基础,给出了井底压力的计算方法。

从理论上讲,关井后井筒温度降落剖面的预测是极其复杂的[2],它受多方面因素的影响而难以确定。

比如流体温度、流体相态等。

目前,求解这一问题的方法大致有三种,即解析法、经验法和半解析方法[3]。

本文采用以解析法为基础的半解析法。

关井后井筒中某一点的温度由下式解析确定
式中:TR(h,t)——关井后井筒中h处t时刻的温度,K;TR(h)——井筒中h处的静地温,K;Tm(h)——关井前稳定生产时井筒中h处的流动温度,K;Δt——关井恢复时间,s;tp——关井前稳定生产时间,s;D0,D1,D2——常数;rw——生产井半径,m;α——地层导温系数 ,m2/s。

显然,若已知关井后井筒温度降落剖面随时间的变化关系曲线,则可由(1)式求出这一地区的地层导温系数α随井深的变化,其中D0,D1,D2是通过经验公式确定的。

为了提高计算的准确性,将井深h分为多个节点逐段计算,由关井后的温度剖面得到每段温度[3-5]。

具体计算步骤如下:
第一节点:①取井口压力pt为迭代初值;②此段的温度Tt+ΔT;③按上式计算p＊
1;④若为所求值,计算结束;否则取,重复②-④步迭代计算,直到满足精度要求为止。

将上一节点的p＊1作为下一节点的pt值即可逐点计算到井底压力。

克拉205井目前生产层位为古近系底砂岩、白垩系巴什基奇克组,生产井段为射孔段3 789.00～3 849.50m、3 851.50～ 3 864.50m、3 866.50～3 952.50m,射开厚度159.50m,电测解释结果气层/差气层共156.50m。

该井于2004年11月19日开井生产,初期以55%气嘴开度生产,日产气
301.00×104m3,之后逐步调整气嘴开度控制日产气量。

克拉205井的基础数据、关井后井筒温度降落剖面和校正前后的压力恢复曲线如表1、图1和图2。

利用前面计算静压的方法,结合计算的井口温度分布,仍然以克拉205实测的井口压力恢复数据为例计算井底压力,从图2中可以看出,经过温度校正后,计算的关井压力恢复曲线的形态恢复正常,排除了主要受温度影响的关井压力恢复后期的下降。

用计算的井底压力数据,结合该区的地质特征利用saphir试井软件,选用适当的模型对克拉205井进行了试井分析,解释结果见表2和图3、图4。

解释结果分析如下:
(1)从关井双对数诊断看,压力恢复早期压力和压力导数均表现出斜率为1的特征,这是井筒储集效应的反映。

随后短时间出现径向流特征,且径向流段较长,表明井底附近地层大体是均质的,在较短时间内出现径向流,也表明地层能量损耗小,地层物性较好,补充力度强;随后导数曲线下倾,结合克拉2气田地质特征,因此选用复合地层模型进行拟合。

(2)应用现代试井分析方法进行参数计算,分析结果为:内区渗透率为3.93×10-
3μm2,内区半径为50.5m。

分析认为该渗透率为砂岩渗透率,对气层而言已属中高渗,加之产层厚度大,这是使得地层能够高产的原因。

解释的表皮系数为5.97,说明地层受到一定程度污染,但如果把气体湍流的影响也考虑到表皮系数里面,则表皮系数就会较大。

(3)解释目前地层压力为59.87MPa,低于原始地层压力74.36MPa,地层压力在不断的下降,这也符合该气田是衰竭开采的特征。

(1)在异常高压气井中,关井后井口测试数据出现异常,在排除设备问题和邻井干扰的情况下,往往要考虑井筒温度变化带来的影响。

(2)考虑温度影响建立的模型校正的井口测试数据,在整个压力恢复形态上符合理论上的形态。

(3)本文考虑关井后井筒流体温度的变化,建立关井后井筒温度降落剖面预测模型,提出了将井口压力较准确地折算到井底的方法。

同时结合克拉205井的实际情况,采用法国 KAPPA公司研制的saphir试井解释软件,选用了适当的模型对克拉205井进行了试井分析,能很好地获得储层参数。

【相关文献】
[1]冉新权,陈钦雷.高产纯气井井口压力动态异常机理分析[J].石油大学学报(自然科学
版),1995,(增):65-67
[2]冉新权,赵必荣.气井井口压力恢复曲线异常的处理方法研究[J].天然气工业,1995,15(6):24-28
[3]毛伟,梁政.计算气井井筒温度分布的新方法[J].西南石油学院学报,1999,21(1):79-83
[4]谭玉春,郭新江,王小平,等.超高压气井井底压力计算[J].钻采工艺,2002,25(6):50-52
[5]杨蔚,黄炜.计算气井井底压力的新方法[J].天然气工业,1995,15(3):58-61。