蘇里格氣田壓力監(jiān)測方法和遠程試井技術(shù)

何麗萍 毛美麗 廖紅梅 范繼武

1.西安石油大學(xué) 2.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 3.中國石油長慶油田公司蘇里格研究中心

蘇里格氣田壓力監(jiān)測方法和遠程試井技術(shù)

何麗萍1,2毛美麗3廖紅梅3范繼武3

1.西安石油大學(xué) 2.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 3.中國石油長慶油田公司蘇里格研究中心

蘇里格氣田普遍采用井下節(jié)流的生產(chǎn)工藝,雖達到了簡化氣井地面流程、節(jié)約開采成本的目的,但同時也給氣井動態(tài)監(jiān)測和壓力測試帶來了困難。多年來,蘇里格氣田不斷探索適合實際情況的氣井壓力監(jiān)測分析方法,從不關(guān)井測壓技術(shù)、井筒液面監(jiān)測技術(shù)、井口壓力折算技術(shù)入手,形成了一整套具有蘇里格氣田特色的壓力動態(tài)監(jiān)測方法,并試驗成功了基于井口數(shù)據(jù)采集、集氣站進行處理分析的遠程試井技術(shù)和不穩(wěn)定試井分析技術(shù),實現(xiàn)了壓力計不下入井下開展氣井測試工作的目標?，F(xiàn)場應(yīng)用表明,該套技術(shù)基本滿足了蘇里格氣田氣井動態(tài)分析和生產(chǎn)管理的需求。

蘇里格氣田 氣井 壓力 動態(tài)監(jiān)測 試井解釋 遠程傳送 管理

蘇里格氣田于20世紀90年代勘探發(fā)現(xiàn),是典型的“低滲、低壓、低豐度”超大型致密氣田,具有面積大、儲量大、井數(shù)多、儲層非均質(zhì)性極強的特點,地質(zhì)開發(fā)特征比較復(fù)雜,開展氣田動態(tài)分析研究、深化氣田認識十分必要。另一方面,蘇里格氣田堅持采用“降低成本、簡化開采”模式,采用的中低壓集氣工藝使得氣田、氣井動態(tài)監(jiān)測工作難以開展。最為突出的是氣井采用井下節(jié)流工藝技術(shù),限制了常規(guī)的動態(tài)監(jiān)測方法和測試工具的應(yīng)用,一些重要的監(jiān)測項目(如地層壓力測試和不穩(wěn)定試井等)無法實施。

為了應(yīng)對這種復(fù)雜情況,蘇里格氣田結(jié)合實際情況開展了大量研究和現(xiàn)場試驗,針對氣田氣井開發(fā)動態(tài)監(jiān)測技術(shù)和分析方法積極探索和創(chuàng)新,初步形成了一套具有蘇里格氣田特色的動態(tài)跟蹤監(jiān)測、動態(tài)分析及試井方法技術(shù)系列,解決了氣田、氣井壓力監(jiān)測項目無法實施的難題,基本滿足了氣田開發(fā)動態(tài)跟蹤分析和生產(chǎn)管理的需求。

1 簡化開采方式下的氣井壓力動態(tài)監(jiān)測和評價方法

蘇里格氣田氣井井深介于3 200～3 500 m,而井下節(jié)流器一般安裝在井深1 600～1 800 m處,壓力計無法下至井底實測,但可監(jiān)測井口壓力(井口流動壓力、井口靜止壓力等)。已經(jīng)提出了不關(guān)井測壓技術(shù)、井筒液面監(jiān)測技術(shù)和井口壓力折算技術(shù)等,經(jīng)過大量應(yīng)用實踐,證實這些方法評價地層壓力是實用可行的。

1.1 不關(guān)井測壓技術(shù)

不關(guān)井測壓技術(shù)是不必對氣井進行關(guān)井復(fù)壓測試、僅利用生產(chǎn)動態(tài)資料求取地層壓力的一種地層壓力評價技術(shù)。目前應(yīng)用比較成熟的主要有流壓—累計產(chǎn)氣量法和現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法兩類。

流壓—累計產(chǎn)氣量法的思路是:對于外邊界封閉的均質(zhì)氣藏,當?shù)貙又械牧黧w滲流進入擬穩(wěn)定狀態(tài)后,地層中各點壓降速度相等并等于一常數(shù),即認為氣井井底流壓與地層壓力在下降動態(tài)趨勢上是一致的,氣井地層壓力與累計產(chǎn)氣量關(guān)系也服從二項式關(guān)系[1]:

式中 pR為地層壓力;Gp為氣井累計產(chǎn)氣量;p′為氣井Gp=0時流動壓力與地層壓力之差。

這種方法的適用條件是氣井生產(chǎn)時間較長、配產(chǎn)較為穩(wěn)定,并獲得了井口壓力和累計產(chǎn)氣量測試數(shù)據(jù)等。對蘇里格氣田實際氣井的應(yīng)用結(jié)果,發(fā)現(xiàn)計算值和實測值之間的絕對誤差僅為0.46 MPa。

現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法[2]依靠單井模擬器或單井模擬軟件,通過模擬氣井生產(chǎn)歷史、建立氣井地質(zhì)模型來計算氣井地層壓力,適用于地質(zhì)情況比較清楚、生產(chǎn)歷史較長、產(chǎn)量保持相對穩(wěn)定的氣井,當具備氣井關(guān)井復(fù)壓測試數(shù)據(jù)時,模擬計算效果很好。蘇里格氣田采用的單井模擬軟件以RTA軟件為主,對幾十口氣井進行模擬計算,計算壓力與實測壓力間的絕對誤差為0.55 MPa,說明該方法用于評價地層壓力基本可靠。

1.2 井筒液面監(jiān)測技術(shù)

蘇里格氣田范圍內(nèi)局部存在地層水分布,部分氣井產(chǎn)少量地層水,由于氣井普遍低產(chǎn),帶水生產(chǎn)能力弱,氣井容易形成積液,此時氣井井筒不再為純氣柱狀態(tài),常規(guī)的井底壓力計算方法不再適用。對氣井井筒液面實施動態(tài)監(jiān)測的目的就是掌握氣井井筒的積液程度,不僅可用于氣井產(chǎn)水動態(tài)分析,還可用于計算氣井井底壓力。

目前針對氣井井筒液面的監(jiān)測方法是采用超聲波油套環(huán)空液面測試,這種測試方法源于油井井筒內(nèi)油面深度監(jiān)測,后被成功移植到了氣井,其原理是利用聲波反射原理探測井筒內(nèi)的液面深度位置。利用回聲儀在氣井井口進行環(huán)空液面探測,具有成本低、速度快、操作方便、精度可靠的特點,一般同時采用音速法和接箍法兩種測試方法互相驗證,確保結(jié)果準確可靠。

1.3 井口壓力折算技術(shù)

利用井口壓力折算井底壓力是一種成熟方法。按照井筒內(nèi)的能量守恒定律,純氣井靜氣柱條件下靜止氣體壓力隨井深變化關(guān)系符合如下方程[3-6]:

式中 g為天然氣相對密度;L為氣層中部井深或測壓點井深,m;pws為井底流壓,MPa;pwh為井口靜壓力, MPa;T為溫度,K;Z為偏差系數(shù)。

式(2)中溫度、偏差系數(shù)都是井深的函數(shù),即為變量。傳統(tǒng)的處理方式是假設(shè) T、Z都為井筒內(nèi)的平均值(即 Tavg、Zavg)并保持為常數(shù),那么對式(2)積分可得到氣井靜止井底壓力的計算公式:

上述氣井靜止井底壓力的計算方法一直得到廣泛應(yīng)用,但在蘇里格氣田具有特殊性。仔細分析發(fā)現(xiàn),引入“平均溫度”、“平均偏差系數(shù)”這種簡化處理方法雖大多數(shù)情況下誤差很小可以忽略,但蘇里格氣田區(qū)內(nèi)地表的晝夜溫差大(8～18℃),氣體偏差系數(shù)隨深度而變化更加顯著,必然引起較大誤差。經(jīng)過多年研究和實踐,找到了適合蘇里格氣田具體情況的井口壓力折算方法。

為了更加準確地考慮氣體偏差系數(shù)隨井深不斷變化的情況,提出了分段積分法計算井底壓力。方法的實質(zhì)是考慮井筒溫度的分段校正,即從井底往上分成若干段作分段計算,在井口段溫度根據(jù)實測確定。

對式(2)的右邊進行數(shù)值積分,把(pws,pwh)段平均分作 n個壓力段(pi-1,pi){i=1,2,3,…,n;p0= pwh,pn=pws},并使每個壓力段的步長足夠小,則有:

式中 Ii=(TZ/p)i,i=1,2,3,…,n。

另外,對氣體偏差系數(shù)確定方法開展研究發(fā)現(xiàn),在提出并投入使用的十多種偏差因子計算公式中,Hall-Yarborough方法、LXF方法、Gopal方法、DPR方法、DA K方法等5種方法的結(jié)果誤差相對最小,其中Hall-Yarborough方法在常壓和超高壓情形下均有較高的精度,計算結(jié)果相對誤差只有1.071%。

為了驗證分段積分法計算井底壓力的可靠性,針對12口井的計算地層壓力與實測地層壓力進行對比分析,結(jié)果發(fā)現(xiàn)進行井口溫度分段校正后計算地層壓力的折算精度平均提高了2%,誤差僅為0.3 MPa,效果十分理想。

2 氣井遠程試井技術(shù)

所謂遠程試井技術(shù),即在井口安裝壓力變送器對壓力數(shù)據(jù)進行采集與傳輸,通過集氣站設(shè)置或控制,井口自動記錄井口壓力、溫度、流量變化數(shù)據(jù),然后將測試數(shù)據(jù)直接通過無線傳輸技術(shù),實時傳輸?shù)郊瘹庹菊究叵到y(tǒng)或氣田生產(chǎn)數(shù)字化管理平臺后進行資料處理、解釋和分析。不僅解決了蘇里格氣田開發(fā)面臨的地層壓力測試難問題,而且為蘇里格氣田井下節(jié)流器的正常使用和動態(tài)監(jiān)測提供了技術(shù)保證。壓力遠程傳輸步驟模塊見圖1。

圖1 井口數(shù)據(jù)遠程無線傳輸系統(tǒng)示意圖

遠程測試技術(shù)的核心主要在于兩個方面:①依靠井口數(shù)據(jù)遠傳技術(shù),在井口安裝壓力變送器對套壓進行數(shù)據(jù)采集與傳輸;②建立適合蘇里格氣田實際的壓力折算模型和計算系統(tǒng),進行試井解釋和分析。圖2是已經(jīng)投入使用的井口數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)。

圖2 井口數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)圖

采用數(shù)據(jù)篩選方法、壓力導(dǎo)數(shù)確定方法、數(shù)據(jù)磨光處理方法和溫度校正方法,成功地解決了實時連續(xù)的井口壓力遠程傳輸數(shù)據(jù)量大,波動變化范圍也大,數(shù)據(jù)點多且零亂的問題。已經(jīng)建立了完善的遠程試井流程,優(yōu)化了遠程試井數(shù)據(jù)錄取間隔設(shè)計,編制完成了井口試井解釋軟件并在數(shù)字化平臺上全面實現(xiàn)。

3 遠程試井技術(shù)的試驗和推廣應(yīng)用

通過井口壓力測試資料分析,可以與井底壓力測試一樣獲得地層和井筒等氣藏工程分析所需的參數(shù),這樣可以大大簡化氣田的測試工藝過程,從而節(jié)約氣田的開發(fā)成本。在2009年完成了15口井的井口壓力恢復(fù)試井試驗,之后得到了進一步的推廣應(yīng)用,至今已完成了26口井的遠程試井測試分析,皆取得了預(yù)期效果。

蘇5-16-23A關(guān)井前生產(chǎn)時間為1 020 h,關(guān)井前流量為2.46×104m3/d。應(yīng)用前面介紹的方法,對某井井口測試的壓力計算到井底,經(jīng)過數(shù)據(jù)篩選、經(jīng)過磨光處理后,根據(jù)壓力及其導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線形態(tài)特征,選擇復(fù)合試井模型進行解釋分析,其擬合結(jié)果曲線如圖3所示。

圖3 蘇5-16-23A井井底壓力擬合結(jié)果圖

最終得到了該井表皮系數(shù)為-3.16,說明是壓裂后受效井,表皮系數(shù)較小;分析該井地層模型為復(fù)合地層,內(nèi)區(qū)滲透率為0.39 mD,內(nèi)區(qū)半徑為39.7 m,說明近井地帶40 m左右是壓裂后滲透性改善區(qū);而外區(qū)滲透率0.242 6 mD,說明壓裂縫外圍地層的滲透情況。

試驗和推廣應(yīng)用效果證實,遠程測試技術(shù)達到了常規(guī)測試技術(shù)的要求和效果,并有針對性地解決了蘇里格氣田簡化生產(chǎn)流程開采條件下壓力測試的特殊困難,運用前景良好。

[1]童憲章.氣井試井理論與實踐[M].北京:石油工業(yè)出版社, 1983.

[2]廖新維,沈平平.現(xiàn)代試井分析[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.

[3]李士倫.氣井井底壓力計算的新方法[J].石油勘探與開發(fā), 1983,10(3):71-77.

[4]李成勇,蔣裕強,伍勇,等.多層合采氣藏井底壓力響應(yīng)模型通解[J].天然氣工業(yè),2010,30(9):39-41.

[5]李穎川.計算氣井井底壓力的數(shù)值方法[J].西南石油學(xué)院學(xué)報,1989,11(4):63-69.

[6]李治平,趙必榮.平均溫度平均壓縮系數(shù)法計算氣井井底壓力的改進[J].天然氣工業(yè),1990,10(4):57-60.

Pressure monitoring methods and remote testing technology in the Sulige G as Field

He Liping1,2,Mao Meili3,Liao Hongmei3,Fan Jiwu3
(1.Xi’an S hiyou University,Xi’an,S haanxi710061,China;2.Research Institute ofEx ploration and Development,Changqing Oilf ield Com pany,PetroChina,Xi’an,S haanxi710021,China;3.Research Center of S ulige Gas Field,Changqing Oilf ield Company,PetroChina,Xi’an,S haanxi710021,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME 31,ISSUE 1,pp.59-61,1/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The Downhole choke technology is widely used in the Sulige Gas Field with the purpose of simplifying the ground flowsheet and cutting down the cost.On the other hand,this also brings about difficulties in dynamic monitoring and well testing.That is why for so many years better methods of gas-well pressure monitoring and analysis have been kept exploring adaptable for actual cases. These characteristic methods include the pressure test without shut-in,liquid level monitoring in the wellbore,and wellhead pressure conversion.In addition,successful field tests for remote well testing and transient well test analysis based on data acquisition from wellhead and in gas gathering station help achieve the well testing directly from wellhead instead of down-placing the pressure gauge. Application in a real case shows that this set of techniques meet the requirements for dynamic analysis and production management in the Sulige Gas Field.

Sulige Gas Field,gas well,pressure,dynamic monitoring,well test interpretation,remote transmission,management

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.012

何麗萍,女,1980年生,工程師,碩士;現(xiàn)從事油氣田勘探開發(fā)研究工作。地址:(710021)陜西省西安市未央?yún)^(qū)鳳城四路。電話:13910761528。E-mail:hlp_cq@petrochina.com.cn

何麗萍等.蘇里格氣田壓力監(jiān)測方法和遠程試井技術(shù).天然氣工業(yè),2011,31(1):59-61.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.01.012

(修改回稿日期 2010-11-10 編輯 韓曉渝)

He Liping,engineer,born in 1980,holds an M.Sc.degree,being mainly engaged in research of oil and gas exploration and development.

Add:Fengchengsi Rd.,Weiyang District,Xi’an,Shaanxi 710021,P.R.China

Mobile:+86-13910761528E-mail:hlp_cq@petrochina.com.cn