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1、10申请公布号43申请公布日21申请号201410549455922申请日20141016E21B47/0620120171申请人西南石油大学地址610500四川省成都市新都区新都大道8号72发明人赵刚黄诚陈伟袁权欧家强陈理捷赵伊莲蒋红74专利代理机构成都金英专利代理事务所普通合伙51218代理人袁英54发明名称高温高压气井井口测压适应性判别方法57摘要本发明公开了高温高压气井井口测压适应性判别方法，测量气井采气指数PI和生产压差P，若PI12506174P，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压；若PI12506174P，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。本发明的有。
2、益效果是通过研究井口动态异常的出现条件，确定判别压力恢复测试井口压力动态正常的简单准则，建立起适合井口压恢测试的判别关系，为测试方案的选择提供依据。51INTCL19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书5页附图4页10申请公布号CN104405368A43申请公布日20150311CN104405368A1/1页21高温高压气井井口测压适应性判别方法，其特征在于测量气井采气指数PI和生产压差P，若PI12506174P，则井口测压资料可用，采用井口测压替代井底测压；若PI12506174P，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。权利要求书CN10440。
3、5368A1/5页3高温高压气井井口测压适应性判别方法技术领域0001本发明涉及一种高温高压气井井口测压适应性判别方法。背景技术0002对高温高压气井在出水之前通过井口测压替代井底测压将是安全监测的重要途径，但是部分高产气井测试时井口压力表现异常。0003高温、高压、高含硫、超深等气藏特点和复杂生产管拄，导致井下压力监测困难、安全风险高，在出水之前通过井口测压替代井底测压将是安全监测的重要途径。但是部分高产气井测试时井口压力表现异常，现有研究认为井筒的温度效应是影响井口压力的关键因素之一，通过非稳态井筒温度模型，预测非线性井温剖面，修正井筒流体压力计算，模拟出井口压力异常现象。0004但是井口。
4、测压所获得的温度是环境温度，无法用于压力折算进行温度校正，一旦出现异常，将不能获取地层的不稳定流动特征，资料的可解释性较差。需要根据气井的生产状态预先判别井口测压资料是否可用，再来选择测压方式。发明内容0005本发明的目的在于克服现有技术的缺点，提供一种为测试方案的选择提供依据、方便简单的高温高压气井井口测压适应性判别方法。0006本发明的目的通过以下技术方案来实现高温高压气井井口测压适应性判别方法，测量气井采气指数PI和生产压差P，若PI12506174P，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压；若PI12506174P，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。0007本。
5、发明具有以下优点本发明通过HASANKABIR的非稳态井筒温度模型，计算出非线性井温剖面，再利用常规方法结合温度剖面计算井筒压力，模拟气井测试过程中的井口动态，通过模拟研究井口动态异常的出现条件，建立起适合井口压恢测试的判别关系，为测试方案的选择提供依据。0008本文利用测试模拟器，研究井口动态异常的出现条件，确定判别压力恢复测试井口压力动态正常的简单准则，为测试方案的选择提供依据。附图说明0009图1为N2井模拟井口温度0010图2为N2井模拟井口压力0011图3为强异常关井井口压力0012图4为中度异常关井井口压力0013图5为弱异常关井井口压力0014图6为无异常关井井口压力说明书CN1。
6、04405368A2/5页40015图7为高压气井压力恢复井口压力异常判别图。具体实施方式0016下面结合附图对本发明做进一步的描述，本发明的保护范围不局限于以下所述0017高温高压气井井口测压适应性判别方法，测量气井采气指数PI和生产压差P，若PI12506174P，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压。0018对于本发明所述方法的分析如下0019气井井温剖面预测0020气井井筒压力剖面计算依赖于井筒温度剖面的预测。本文通过HASANKABIR的非稳态井筒温度模型，计算出非线性井温剖面，再利用常规方法结合温度剖面计算井筒压力，模拟气井测试过程的井口动态。0021井深度Z处的井筒流体。
7、瞬变温度为00220023瞬时时间衰变系数A为00240025距离衰变参数LR为00260027地温梯度组合项为00280029其中，TEI为任意深度的原始地层温度，TEITEIWHGGZ，GG为地温梯度，K/M。CT为热容系数，W为油管中的质量流量；M为单位长度的井筒流体质量，CP为油管流体比热，KE为地层导热系数，RTO为油管外径，UTO为井筒系统总传热系数，L为井筒总长度，为井筒的水平夹角。0030TD为无因次温度分布函数00310032这里TD为无因次热传导时间，定义为E为地层岩石密度；CE为地层岩石比热，T为传热时间。0033不稳定测试模拟0034以井底气层中部为观测点，流动期流量为。
8、QT，恢复期流量为0，恢复过程可视为气井以变流量QT生产后的关井恢复，由叠加原理导出恢复拟压力PP,WF说明书CN104405368A3/5页500350036式中，QJQTJ，Q00，QN0，QTJ为流动期流量序列，J1,2,N；PD为含表皮和井储的任意油藏模型的无因次压力解。0037以N2井为例，产层厚度78M，孔隙度12，地层压力60781MPA，压恢试井解释渗透率23X103UM2，表皮系数364。模拟测试流量10、15、25、35X104M3/D，各阶段测试24小时，模拟结果见图1和图2。随测试流量增加，如图1所示，井口温度呈现出台阶式上升，反映出生产流量越大，井口稳定温度越高，关井。
9、后温度逐渐回落为地表温度，与高产量、高热流量、相对少的热交换时间效果一致，温度变化正常。受井筒传热影响，如图2所示，井口压力出现严重的“异常”流动初期油压不降反升，中后期恢复为“高产低压”的正常性态，但是生产油压还高于关井油压；压力恢复早期出现“上冲”，然后逐渐回落，后期压力略有上升。0038结合井筒温度变化可以解释井口油压“异常”现象00391流动初期井底流压小幅度下降，井筒温度开始上升较快，导致流体密度下降，井筒流动压降迅速降低，并且井筒流动压降的变化幅度远大于井底流压变化，因此，开井的油压反而比关井时的静止油压高，并随井温的上升而上升。00402当井筒温度稳定后，井口油压才随流压下降而下。
10、降。00413井筒的稳定温度随生产流量的增加而增加，流量的跃增导致井温上升和井筒压降降低，当井筒压降变化大于井底流压变化时，表现出井口油压的上生。00424关井压力恢复期，井筒压降中摩阻、加速度压降突然消失，井筒压降陡然下降，再加上井底压力回升，导致关井早期油压“上冲”；而后随井温的下降、流体密度增加，井筒压降增加，导致油压下降，当井温稳定后，井筒压降随之稳定，油压才随井底压力回升。0043模拟发现中低产能气井因生产压差较大，井筒温度变化则不足以影响井口压力的形态。因此，可以根据采气指数、生产压差判别是否会出现井口压力异常。0044判别关系建立0045针对四川某高压气藏6000M井深，计算出3。
11、1种生产条件下井口动态，见表1，参数范围生产压差0551214MPA，流量24985X104M3/D，采气指数18296X104M3/D/MPA，覆盖了高中低产情况，根据图3图6标识情况对井口动态进行异常性分类强、中、弱、无。0046表1不同生产条件下的井口动态异常性预测0047说明书CN104405368A4/5页60048根据井口压力异常性强弱分类图，如图7所示，确定出适合井口测压的判别关系0049PI12506174P70050其中，PI为采气指数，104M3/DMPA；P为生产压差，MPA。0051若PI12506174P，则井口测压资料可用，可通过井口测压替代井底测压；若PI1250。
12、6174P，则井口测压资料不可用，不可通过井口测压替代井底测压。0052文中符号说明0053G重力加速度，98M/S2；V流体流动速度，M/S；W流体质量流量，KG/S；0054TEI某深度的原始地层温度，K；TEIWH地表平均温度，K；TF某深度的油管流体温度，K；W质量流量，KG/S；CP流体比热，J/KGK；KE地层导热系数，W/MK；0055UTO井筒总传热系数，W/M2K；E地层岩石密度，KG/M3；CE地层岩石比热，J/KGK；说明书CN104405368A5/5页70056T热扩散时间，S；CJ焦耳汤普森系数，K/PA；GG地温梯度，K/M；TE0井段入口的地层原始温度，K；RT。
13、O油管外半径，M；RCO套管外半径，M；RWB井眼半径，M；0057PP,WF井底压力标准化拟压力，MPA；PP,I地层压力标准化拟压力，MPA；0058通过本发明发现00591高产能气井测试时的井口压力异常，开井压力“跳跃下降上升下降”，关井压力“跳跃上升下降”，与井底压力变化规律完全不同；00602井温影响井口压降速率，气井的生产动态分析需要利用井温监测资料；00613通过测试模拟研究井口动态异常的出现条件，建立起适合井口压恢测试的判别关系，为测试方案的选择提供依据。说明书CN104405368A1/4页8图1图2说明书附图CN104405368A2/4页9图3图4说明书附图CN104405368A3/4页10图5图6说明书附图CN104405368A104/4页11图7说明书附图CN104405368A11。