高含硫高压气藏井口井底压力折算新方法研究

潘 谷，郭康良，夏晓敏(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

潘 谷，郭康良，夏晓敏(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

针对采用下入压力计现场测试高含硫高压气藏气层压力和井底压力存在危险的情况，提出了高含硫高压气藏井口-井底压力折算方法。利用高含硫气田硫化氢含量变化特征来确定异常高压气藏压力折算中基本参数，再进行气柱井筒压力折算。研究结果表明，利用该方法得到的井底压力值与实测井底压力值十分接近，因而在实际生产中具有可行性，可以为油田施工提供参考。

高压气藏;压力折算;压力监测

1 高含硫气田硫化氢含量变化特征

对气藏开发规律进行的分析表明,高含硫气田开发过程中H2S含量上升与地层水中H2S的溶解度密切相关[1]。在原始地层压力条件下,H2S在地层水中大量溶解；在气田投入开发以后，地层压力逐渐降低, H2S在地层水中溶解度降低，部分原来溶解于地层水中H2S开始析出，使得产出气体中H2S含量增加[2]。

原始地层温度压力下溶解在水中H2S的摩尔分数m(B)i为：

m(B)i=aln(yipi)-b

(1)

式中，a和b为常系数；pi为原始地层压力，MPa；yi为地层条件下H2S的原始体积百分含量。

当地层压力从p1降至p2时,在此期间地层中产出气体量GP2为：

(2)

式中，Gi为天然气地质储量，108m3；Cf为岩石压缩系数，MPa-1；Z1为地层压力为p1时气体压缩因子；Z2为地层压力为p2时气体压缩因子；Zi为气体压缩因子。

根据物质平衡法,可以计算出原始条件下地层中剩余H2S气体的摩尔数，具体表达式如下[3]：

(3)

式中，mH2S为地层所含气体摩尔数，mol；yi为地层条件下H2S的原始体积的含量；yn为气体百分含量；Gpj为地层压力从pj-1降至pj时地层中产出气体量，108m3。

2 异常高压气藏压力折算中基本参数确定

2.1计算视对比压力Ppr和视对比温度Tpr

天然气的视临界压力Ppc为：

Ppc=∑xiPci

(4)

天然气的视临界温度Tpc为：

Tpc=∑xiTci

(5)

式中，xi为组分i的摩尔分数；Pci为组分i的临界压力，MPa；Tci为组分i的临界温度，K。

根据上述参数，可计算天然气的视对比压力Ppr和视对比温度Tpr：

(6)

式中，P为分子间相互作用力，MPa；T为井筒温度，K。

2.2计算偏差因子

在已知气体的Ppr和Tpr的前提下, 利用牛顿迭代法可将偏差因子Z表示如下：

(7)

式中，Ai为常数；ρpr为气体对比密度，kg/m3。

2.3计算摩阻系数

针对高压高含硫气藏的特征，由于其管壁相对粗糙，则摩阻系数为[4]：

(8)

式中，f为摩阻系数；Re为雷诺数；D为井管内径，m；e为管壁粗糙程度。

2.4井筒压力耦合计算方法

考虑到对于垂直井中单相气体流动，动能损失相对于总的能量损失可以忽略不计，能量方程的梯度形式表示如下[5]：

(9)

式中，qg为气体流量，m3/d。

对式(9)进行积分即可计算井筒压力：

(10)

式中，Pb为井底压力，MPa；Ph为井口压力，MPa；γg为气体相对密度，kg/m3；H为井筒垂直高度，m。

3 气柱井筒压力折算

3.1静止气柱井筒压力计算方法

对于静止气柱，qg=0，将其代入式(10)可得静止气柱井筒压力折算式：

(11)

式中，Pws为静止气柱的井底压力，MPa；Pts为静止气柱的井口压力，MPa；ρg为天然气的密度，kg/m3。

3.2流动气柱井筒压力计算方法

对于流动气柱，井筒压力折算式为：

(12)

式中，Pwf为流动气柱的井底压力，MPa；Ptf为流动气柱的井口压力，MPa。

4 实例应用

表1 P302-1井试井解释参数

通过变产量试井方案测试P302-1井各流动段的井口温度、井口压力等数据。P302-1井试井解释参数如表1所示。根据上述参数，运用气柱井筒压力折算方法并通过低孔渗储层动态评价辅助分析软件计算各测试段井底压力值。

1)测试段一 测试基本参数如下：计算井深5335.1m；井口压力35.2MPa；日产量3×105m3；井口温度55.2℃。计算结果显示该井在测试段一的井底压力为51.32MPa(见图1)。

图1 P302-1井压力折算图(测试段一)

2)测试段二 测试基本参数如下：计算井深5335.1m；井口压力31.7MPa；日产量5.88×105m3；井口温度59.5℃。计算结果显示该井在测试段二的井底压力为50.13MPa(见图2)。

图2 P302-1井压力折算图(测试段二)

表2 P302-1井理论计算与实测压力结果

3)测试段三 测试基本参数如下：计算井深5335.1m；井口压力：26.6MPa；日产量8.72×105m3；井口温度66.8℃。计算结果显示该井在测试段三的井底压力为49.23MPa(见图3)。

P302-1井理论计算与实测压力结果如表2所示。由表2可知，利用高含硫高压气藏井口-井底压力折算方法计算的井底压力值与实测井底压力值十分接近，说明该方法具有可行性。

图3 P302-1井压力折算图(测试段三)

5 结 语

针对下入压力计现场测试高含硫高压气藏气层压力和井底压力存在危险的情况，提出了高含硫高压气藏井口-井底压力折算方法。研究表明，利用该方法得到的井底压力值与实测井底压力值十分符合，说明该方法的操作性强，可以应用于油田实际生产中。

[1]庄惠农.气藏动态描述和试井[M].北京:石油工业出版社，2004.

[2]小罗伯特C.厄洛赫.试井分析方法[M].架志安 译.北京:石油工业出版社，1996.

[3]刘能强.实用现代试井解释方法[M].北京:石油工业出版社，1992.

[4]林加恩.实用试井分析方法[M].北京：石油工业出版社,1994.

[5]Rmaey H J. General Pressure Build up Theory for a Wellin a Closed Drainag Area[J].SPE3012，1971.

[编辑] 李启栋

TE271

A

1673-1409(2012)05-N099-03

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.05.032

2012-02-26

潘谷(1982-)，女，2006年大学毕业，硕士生，现主要从事矿产普查与勘探方面的研究工作。