高含硫气井油压恢复曲线异常原因及校正方法

2018-05-22蒋光迹

石油化工应用 2018年4期

蒋光迹

（中国石化中原油田普光分公司，四川达州 636150）

通常情况下，采用生产测井、下井下压力计等方式来监测气井井底压力恢复、静压等数据，但对于高压、高含硫气井，通过生产测井获取井底压力，危险系数高、监测频率低、费用昂贵，不能实时监测井下状况[1]。高含硫气藏井口常采用压力传感器采集油压、油温等数据，利用丰富的油压恢复资料，折算井底压力，开展试井分析，是一种安全、快捷、准确且无成本的方法[2，3]。但是部分高含硫气井在压力恢复过程中，油压恢复曲线异常下降，折算的井底压力数据不能用于试井分析。为此，通过研究影响气井油压恢复的原因，明确了高含硫气井油压恢复曲线出现异常的主因是井筒温度剖面下降，并进一步形成高含硫气井油压恢复曲线校正模型，指导现场试井分析应用。

1 油压恢复曲线异常原因分析

统计发现，73%高含硫气井油压恢复曲线存在一个共性特点，关井后油压先迅速升高至最高点，再开始迅速下降，再平稳缓慢下降，最后趋于平衡（见图1）。

高含硫气井油压恢复曲线异常存在多种因素，包括气体偏差系数不准确、温度变化、气井产量、井筒积液（边部气井）、水合物（堵塞节流）、硫沉积（开发后期）等[4]。

根据上述油压曲线异常存在的因素，对高含硫气井关井及关井后气井状态进行理论分析，建立压力导数判别式，可分为两个阶段的变化。

1.1 井筒早期压力恢复的影响

井底压力计算关系式为：

式中：Pw－井底压力，MPa；Pt－井口压力，MPa；A=0.034 15H；γ-流体密度；T-流体温度，K；Z-气体偏差因子。

令

将式（1）两边对时间t求导并整理后得到：

若关井后井口压力下降，则有

因此，关井后井口早期压力下降成立的因素可以描述为：

（1）低压差生产（或关井前稳定生产井底压力值大）；（2）井筒存储系数大；（3）产量大，井筒温度高。

1.2 无限作用径向流阶段关井井口压力影响

若关井后井口压力下降，则有

图1 某高含硫气井油压恢复曲线

因此，关井后井口中后期压力下降成立的因素可以描述为：

（1）关井前生产时间特别小；（2）关井前生产压差小；（3）f（t）变化较大，即温度变化大。

显然，造成关井井口恢复压力下降可能是由上述诸因素共同作用的结果，也有可能其中某一因素占据主导地位。目前从矿场实际测试来看，关井井口压力恢复测试异常一般发生在高产量低压差生产的气井。

1.3 气井生产参数统计分析

统计某高含硫气藏的生产参数，气井关井初期，当井口产量超过35×104m3/d（占比73%），温度下降幅度达到0.08℃/min时，关井后油压恢复表现出异常现象。分析认为，在井筒压力分布计算模型中压力与温度是指数关系，温度变化对井筒压力分布的影响较大。因此，油压恢复异常下降的主因是温度下降，而气量大小则是导致温度变化的主要原因（见表1，图 2）。

图2 井口压力变化与温度变化率交汇图

因此，通过理论分析和生产统计分析，认为气井关井后油压下降的主要原因是温度影响。

2 井筒温度变化预测模型研究

2.1 基本假设

在建立气体压力、温度分布模型时，作如下假设[5]（见图3）。

（1）整个系统处于稳定状态；（2）垂直方向上只有对流换热；（3）地层热损失是径向的；（4）温度随时间变化。

2.2 地层热阻计算

地层热阻是进行井筒温度预测的一个重要基础参数，其总热阻等于各部分热阻之和[6]。实际计算表明，地层热阻可从套管外表面算起从而总热阻可简化为：

地层热阻是井在某一深度上，井的套管外纵向看无穷远处散热的热阻，是直接影响井筒散热的最主要的因素。求解地层热阻的一种方法是将热流体通过井筒时对地层的加热看成是恒定功率线热源对无限大物体加热，解热传导方程可以得到：

式中：Rle-地层热阻；rto-油管外径，m；rci-套管内径，m；λ-地层热传导系数，W/m·K；a-导温系数，m2/s；τ-生产时间，s；r-起算半径，m。

在实际应用中，由于多孔介质传热机理的复杂性，无法准确确定λ和α值，通常按有关文献中的一些相近的岩石热物性参数估计。本文在计算地层热阻时，采用实测井筒温度剖面曲线反求地层热阻的方法。对于同一地区（同一气藏）而言，地层热阻值一般差别不大。

表1 气井油压油温变化统计表

图3 典型井身结构热传导过程示意图

2.3 气井井筒温度剖面预测模型

为了确定关井前井筒温度剖面，在井筒中任切取一小段dL，在dL微元内，忽略动能变化，考虑传热、重力影响及微元井段内流体的焓变[7]，由能量平衡方程有：

式中：U-井筒总传热系数，W/m·K；T-流体温度，K；m-地温梯度，K/m；L-井深，m；T0-常年大气平均温度，K；W-天然气质量流速，kg/s；g-重力加速度，m/s2；dH-微元体内焓变，kJ/kg。

2.4 气井关井井筒温度降落剖面预测模型

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，它受多方面因素的影响而难以准确确定[8]。目前，求解这一问题的方法大致有三种，即解析方法、经验方法和半解析方法。解析法是通过建立热传导微分方程，然后用数值方法求解；而经验方法则是通过由观测实验数据得到的经验公式来预测井筒温度。半解析方法建立在解析法分析的基础上，是对解析结果数据进行分析以获得某种预测关系。

关井后井筒温度降落剖面预测是解决井口压力动态异常的关键，采用半解析方法预测关井后井筒温度降落剖面：

式中：Ts（h，t）-关井后井筒中h处t时刻的温度，K；TR（h ）-井筒中h处静地温，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；D1，D2-常数；rw-生产半径，m；α-地层导温系数，m2/s。

2.5 温度剖面线性计算和非线性计算结果

地温梯度法计算温度，温度剖面与关井时间无关，与深度呈线性关系，使用本文基于温度沿井筒热传导建立的温度计算模型，温度剖面随时间变化，与深度呈非线性关系（见图4）。

3 适合高含硫天然气的偏差系数计算及校正模型研究

由于天然气中CO2和H2S气体的存在，将会影响到天然气的临界温度和临界压力，并导致天然气的气体偏差系数Z值的增加，从而引起其他计算的偏差[9]。因此，对于含H2S、CO2的酸性天然气进行临界参数性质的校正非常必要。

考虑H2S和CO2等非烃气体对天然气临界参数的影响，优选Dranchuk-Purvis-Robinsion（DPR）经验公式计算偏差系数Z，Wichert&Aziz（WA）经验公式进行校验，计算结果与PVT高压物性实测结果的相对误差小于5%。

图4 基于热传导温度计算模型与地温梯度法计算模型结果

图5 经验模型误差对比

式中：ppr、Tpr－分别为气体的对比压力和对比温度，无因次；－分别为视临界温度与校正视临界温度，K－分别为视临界压力与校正视临界压力，MPa；ε－视临界温度校正系数，由视临界温度校正曲线图获得（见图 5）；常数 A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A8分别取如下值：A1=0.315 062 37；A2=-1.046 709 9；A3=-0.578 327 29；A4=0.535 307 71；A5=-0.612 329 32；A6=-0.104 888 13；A7=0.681 570 01；A8=0.684 465 49。

4 建立高含硫气井压力恢复曲线异常校正模型

基于Cullender&Smith方法，考虑井筒温度剖面非线性变化以及修正高含硫气井气体临界参数，建立了考虑井筒热传导影响的高含硫气井压力恢复曲线异常校正模型。

式中：L-井深，m；H-井分段计算单元，m；f-管柱粗糙度，m；γmix-井筒流体混合密度；T（t）-随关井时间变化的井筒流体温度，K；Z（t）-流体压缩因子。

图6 某高含硫气井油压校正计算井底压力结果

5 应用实例

选用某高含硫气井对上述校正模型进行可靠性验证，该井井下安装了井下压力计，可实时监测井底压力变化。该井关井2 h后油压增加到最高值27.8 MPa，随后开始先迅速下降、再缓慢下降，最后压力稳定在27.4 MPa，油压恢复曲线形态与理论恢复不相符。

采用建立的高含硫气井井底压力计算模型，计算结果显示未校正井口油压折算井底压力与油压变化趋势一致，这是由于井底压力计算时未考虑温度影响，仅仅是考虑井底压力为井口油压与静气柱重力代数和。经过油压恢复曲线异常校正后，折算井底压力曲线形态恢复正常，符合压力恢复特征（见图6）。

对该气藏其他17口气井开展油压恢复曲线校正，校正前，折算井底压力呈下降趋势，曲线不符合正常恢复形态，经校正后，井底压力恢复曲线恢复正常，符合实际变化情况，井底稳定压力提高0.24 MPa～1.07 MPa。其中8口气井开展生产测试，生产测试结果与井口油压折算井底压力误差小于6.5‰，进一步表明模型准确可靠。因此采用本方法，通过井口油压折算井底压力能够适用于高含硫气藏试井分析。