高温高压气井、凝析气井井筒及近井地带的压力变化规律

常志强 肖香姣 朱忠谦 王小培 王海应

中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院

高温高压气井、凝析气井井筒及近井地带的压力变化规律

常志强 肖香姣 朱忠谦 王小培 王海应

中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院

高温高压气井的井筒温度与压力的分布是气藏开发方案制定和调整的重要数据。为此，在井筒摩阻室内模拟实验及高温井筒温度室内模拟实验的基础上，优选了高温高压天然气PVT物性参数计算方法，开展了高温高压气井、凝析气井井筒及近井带温度、压力分布规律的理论研究，解决了该类气井的动态监测难题；建立了考虑井流物组成、流体相态、含水量、井身结构、动能损耗、重烃含量、环境温度等多种因素影响的井筒压力温度耦合计算模型；编制了高温高压气井、凝析气井井筒动力学软件，可实时获取气井压力、产能变化规律及储层动态参数信息。现场应用结果表明，这为实时了解气田及单井的生产动态、及时进行平面产气结构优化、制定合理开发技术对策提供了技术手段。

塔里木盆地 高温高压气井 凝析气井 井筒 渗流 相态 凝析水 变化 数学模型

1 气井井筒压力、温度计算模型

笔者综合利用Ramey的假设条件，考虑环境温度和井身结构的影响建立了分段的井筒温度计算模型。同时，结合能量守恒方程与状态方程，基于Cullender－Smith方法［1－3］，建立了考虑流体相态、动能损耗、动态摩阻等因素影响的井筒压力计算模型。将井筒压力与温度计算模型通过程序耦合，确保获取准确的井筒压力、温度变化规律如图1所示。

1.1 井筒压力计算模型

假设：①气体在气井中的流动为稳定流动；②在气体流动过程中，没有功的输入和输出。根据质量守恒定律，推导得到考虑动能损耗的气井井筒压力计算数学模型为：

其中，相关参数的计算限于篇幅，此处不再详细介绍，可详见本文参考文献［3］。

1.2 井筒温度计算模型

在地层温度分布研究过程中，要进行相关假设。根据热量守恒定律，考虑第二接触面（水泥环和地层的交界面）向周围地层传递的热量服从Ramey无因次时间函数，且井筒向第二接触面传递的热量与第二接触面向周围地层传递的热相等，可推导得到高温高压气井、凝析气井井筒温度计算模型为：

图1 气井井筒压力、温度计算流程示意图

1.3 相关参数确定

对于凝析气井，由于井筒内压力和温度的变化较大，当压力和温度沿着井筒向上不断下降时，井筒中的液体则不断增加，气、液组成则不断发生变化，特别是对于富凝析气井，然而常规方法并未考虑井筒相态变化。因此要考虑两相偏差因子、热物性参数以及动态摩阻对井筒压力计算模型的影响。由于篇幅有限，具体计算模型见本文参考文献［4－7］。

2 气井近井地带压力、温度计算模型

气井开采时，气体从高压到低压膨胀吸热，使得产层的温度会缓慢的降低，其温度的传播规律同样满足热传导方程，但其扩散的速度明显要小于压力扩散的速度。尤其对高温高压气井，开关井瞬间，近井带温度及压力随时间会发生明显变化。如果不考虑温度变化的影响，将严重影响测试资料准确性，难以获取精度较高的测试资料及储层动态参数信息［8－12］。

2.1 模型建立

2.1.1 近井带压力计算模型

在地层压力分布研究过程中，主要基于以下假设：①地层为均匀各向同性地层；②地层中的流体为定常黏度的牛顿流体，孔隙度是常数；③流体在地层中的流动为层流状态，遵从达西定律；④流体是单相气体，流动是一个等温过程；⑤忽略重力作用，不考虑其他物理化学的影响。

可得无量纲压力的控制方程为：

初始条件：

内边界条件：

外边界条件，即无限大边界条件：

定压边界条件：

封闭边界：

2.1.2 近井带温度计算模型

在地层温度分布研究过程中，要进行相关假设。

所得到无量纲温度控制方程为：

初始条件：

内边界条件：

外边界条件：

2.2 模型求解

原设计中，超前管棚每2.0 m高打一环，环向间距0.5 m，每环共57根，每根长3.0 m，共需1 160根，长3 480 m。实际施工中，采用本施工方案从地面自上而下一次性钻孔打进，深入地下38.4 m，间距0.5 m，共57个钻孔需无缝钢管约2 050 m，比原设计少1 274 m长，节省超前管棚支护（灌浆）投资约35万元。本出渣方案省去调压井口门机、钢丝绳和吊罐等吊装设备，减少门机司机、信号员等特种作业人员，减少施工资源投入。

采用有限元方法求解，例如温度模型求解，利用伽辽金加权余量法，令其权函数为差值函数：Ni＝ai＋bix＋ciy，其中i＝1，2，3，然后将方程弱化，最终得到方程组为：

求解系统方程组，就可得任意网格点（x，y）上n＋1时刻温度值T（x，y）。

3 软件编制及实例分析

3.1 软件编制

在以上井筒及近井带温度、压力分析理论与方法基础上，采用VC＋＋编程语言结合OLE数据库的方法，编制了高温高压气井、凝析气井井筒及近井地带压力、温度计算软件。结合实测数据拟合得到地层的热力参数，实时获取井筒及井筒附近压力、温度分布及变化规律，解决了高温、高压气井动态监测难题，为高温、高压气藏开发调控与生产管理提供了科学的技术支撑和有效的辅助工具。软件基本界面如图2所示。

3.2 实例分析

3.2.1 模型精度分析

为验证软件的可靠性，笔者利用克拉2、牙哈、吉拉克等区块30余井次的实测数据进行了对比分析。从误差分析结果表可以看出（表1），温度最大相对误差不超过2%，压力最大相对误差不超过1.8%，满足工程计算精度要求。KL205、KL2－8井计算压力剖面与实测压力数据拟合的较好，说明所建立的模型实用性较强。

图2 高温气井及凝析气井压力、温度计算软件基本界面图

表1 JLK、YH等井8组实测数据与计算数据误差分析表

3.2.2 温度、压力计算敏感参数分析

3.2.2.1 井身结构对温度压力分布的影响

从图3可以看出，考虑井身结构时，相当于减小了井底处水泥环的半径，而水泥环的导热系数比地层小，井筒向近井地带热量传递更快，由此温度会降低。从图4可以看出井身结构对压力几乎没有影响。

3.2.2.2 含水量对井筒压力温度分布的影响

从图5可以看出，随着含水量增加，从井底算到井口的温度越大。这是由于含水量增大相当于增加了气井的流量，流量越大，平均流速越快，这样气井与周围地层的热交换越不充分，热量损失越少，温度越高。从图6中可以看出，含水量越大，井底算到井口的压力越低。这是由于在建立拟单向流的压力计算模型时，加入了含水校正系数（Fw），含水量越大，Fw越大，计算的压力越低。另一方面，从图6中可以看出，含水量越高，温度越低，井筒中的密度越小，因此压力越小。

图3 井身结构对温度的影响图

图4 井身结构对压力的影响图

图5 含水量对温度的影响图

图6 含水量对压力的影响图

3.2.2.3 重烃组分对压力温度分布的影响

从图7可以看出重烃含量越高，从井底计算到井口的温度越大。从图8可以看出重烃组分含量越高，从井底算到井口的压力越小。

图7 重烃组分对温度的影响图

图8 重烃组分对压力的影响图

4 结论

1）首次建立了综合考虑井流物组成、流体相态、含水量、井身结构、动能损耗、重烃含量、环境温度等因素影响的井筒压力温度耦合计算模型，初步形成了高温高压气井井筒温度、压力计算理论分析方法。通过20井次实测数据验证，模型计算精度较高。利用建立的井筒压力温度耦合计算模型，完成了15井次高温高压气井的井筒温度、压力剖面预测，获取了准确的压力、产能及储层动态参数信息，解决了该类气井动态监测难题，为克拉2气田调整方案编制、迪那2、大北气田开发方案编制提供了科学依据。

2）建立了井筒附近地层温度、压力变化的理论模型，获取了高温高压气井近井带压力和温度分布及其变化规律。提出了动井筒温度的概念，针对于产层与非产层的区别，给出了产层及非产层温度的计算方法，获取了准确的近井带地层温度剖面。

3）编制了高温高压气井井筒动力学软件，利用软件完成了35井次实例分析，计算的温度、压力误差均低于2%，能够满足工程要求，软件具有实用性。

4）高温高压气井近井带及井筒压力温度耦合计算模型的建立为实时了解气田及单井生产动态、及时进行平面产气结构优化、制定合理开发技术对策提供了重要的技术手段，为高温高压气藏开发调控与生产管理提供了科学的技术支撑和有效的辅助工具。该配套技术目前已在塔里木油田克拉2、迪那2、大北等气田进行了应用，推广应用前景非常广阔。

符 号 说 明

pD为无因次压力；CD为无因次等温压缩系数；S为表皮系数；ww为水的质量流量，kg／m3；qg为气体流量，m3／d；qo为油流量，m3／d；Zmix为复合气体偏差因子；T为体系平衡温度，K；d为油管内径，m；f为Moody摩阻系数，用Jain公式计算；xD、yD分别为无因次距离；pwf为井底流动压力，MPa；ptf为井口流动压力，MPa；p为体系平衡压力，MPa；Fw为含水校正系数；wg为气体的质量流量，kg／m3；γmix为复合气体相对密度；γg为干气的相对密度；γL为液体的相对密度。

［1］李士伦.天然气工程［M］.北京：石油工业出版社，2000：38－80.

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Pressure change law at the wellbore and well－adjacent zone of a HTHP or condensate gas well

Chang Zhiqiang，Xiao Xiangjiao，Zhu Zhongqian，Wang Xiaopei，Wang Haiying
（Exploration ＆Development Research Institute of Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla，Xinjiang 841000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.47－51，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The distribution of shaft temperature and pressure of HTHP gas wells is significant for preparing and adjusting gas reservoir development plans.Therefore，based on the indoor experiments of wellbore friction simulation and temperature simulation in a high－temperature bore hole，the method of calculating PVT physical property parameters for HTHP natural gas is selected for theoretical research on the law of pressure and temperature distribution of the wellbore and well－adjacent zone of a HTHP or condensate gas well，which helps solve the problem in dynamic monitoring of such gas wells.A shaft pressure and temperature coupling calculation model is established considering such influencing factors as well fluid composition，fluid phase state，water cut，well bore structure，energy consumption，heavy hydrocarbon content，and ambient temperature.Moreover，the dynamic software is prepared for the wellbore of a HTHP or condensate gas well，which is capable of obtaining in real time the pressure of gas wells，the production change law as well as dynamic parameters of gas reservoirs.Field application indicates that this study provides technical approaches to promptly mastering the performance of gas fields and single wells，optimizing the plane structure of gas production，and preparing feasible development technologies.

Tarim Basin，HTHP gas well，condensate gas well，shaft，seepage，phase state，condensate，change，mathematical model

常志强等.高温高压气井、凝析气井井筒及近井地带的压力变化规律.天然气工业，2012，32（10）：47－51.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.011

国家科技重大专项“塔里木盆地库车前陆冲断带油气开发示范工程”（编号：2011ZX05046）。

常志强，1980年生，高级工程师，博士；现从事油气田开发研究工作。地址：（841000）新疆维吾尔自治区库尔勒市石化大道26号。电话：（0996）2174787。E－mail：changzhq－tlm＠petrochina.com.cn

2012－06－21 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.011

Chang Zhiqiang，senior engineer，born in 1980，holds a Ph.D degree and is currently engaged in development and research of oil ＆gas fields.

Add：No.26，Shihua Avenue，Korla，Xinjiang 841000，P.R.China

E－mail：changzhq－tlm＠petrochina.com