一种井筒积液预测与诊断方法技术

本发明专利技术公开了一种井筒积液预测与诊断方法，包括以下步骤：判断井筒是否开始积液，若开始积液则通过以下步骤计算井筒积液液位：S1：获取目标井筒每天的油套环空液面；S2：获取油套连通点处压力；S3：假设油管中液位为H0，以所述油套连通点处压力为边界条件，根据油管液位以上气柱压力梯度模型、油管液位以下两相流压力梯度模型和压力平衡模型，得到井口油压的计算值；S4：利用黄金分割法，判断井口油压的计算值与真实值之间的差值是否小于1：若小于1，则假设的液位H0即为井筒积液液位；若大于等于1，则返回步骤S3，重新假设油管中液位，直至所述差值小于1。本发明专利技术能准确获得井筒积液液位，为采取适当的措施避免积液影响产量提供技术支撑。撑。撑。

【技术实现步骤摘要】
一种井筒积液预测与诊断方法


[0001]本专利技术涉及油气开发
，特别涉及一种井筒积液预测与诊断方法。

技术介绍

[0002]井简积液现象在气藏开发中较为普遍。由于浅层气藏产液量普遍较小，积液的形成相对较为缓慢，气井正常生产中较难察觉。由于井简积液容易对近井地带及储层造成伤害，严重影响气井产量，因此井简积液状况的准确判断，直接影响产水气藏的开发效果。
[0003]气井正常生产时的流态为雾状流，液体以液滴的形式由气体携带到地面。但当气井产量较小时，将不能提供足够的能量使井简中的液体连续流出井口，液体将与气流呈反方向流动，并积存于井底，形成积液，对产层形成回压，回压的增加将大大影响气井的产量。随着产气量下降，气井的排液能力降低，造成进一步的积液和产量下降，形成恶性循环。因此，及时诊断井筒积液是否存在并采取适当的措施，对气井正常生产具有重要意义。

技术实现思路

[0004]针对上述问题，本专利技术旨在提供一种井筒积液预测与诊断方法。
[0005]本专利技术的技术方案如下：
[0006]一种井筒积液预测与诊断方法，通过理论计算法和/或生产实践法判断井筒是否开始积液，若开始积液则通过以下步骤计算井筒积液液位：
[0007]S1：收集已知的油套环空液面，通过数值拟合分析获得油套环空液面与时间的关系函数，并根据所述关系函数获取目标井筒每天的油套环空液面；
[0008]S2：以井口套压为边界条件，根据油套环空液面以上气柱压力梯度模型、油套环空液面以下液柱压力梯度模型、以及油套环空温度场模型，采用欧拉法，从上向下逐级计算环空液面以上静气柱压差以及环空液面以下的静液柱压差，得到油套连通点处压力；
[0009]S3：假设油管中液位为H0，以所述油套连通点处压力为边界条件，根据油管液位以上气柱压力梯度模型、油管液位以下两相流压力梯度模型和压力平衡模型，采用向前欧拉法，从下向上逐级计算液位H0以下两相流压差与液位H0以上流动气柱压差，得到井口油压的计算值；
[0010]S4：利用黄金分割法，判断井口油压的计算值与真实值之间的差值是否小于1：
[0011]若小于1，则假设的液位H0即为井筒积液液位；
[0012]若大于等于1，则返回步骤S3，重新假设油管中液位，直至所述差值小于1。
[0013]作为优选，所述油套环空液面以上气柱压力梯度模型为：
[0014][0015]式中：dp(h,t)/dL为第t天沿井深h方向的压力梯度，Pa/m；ρ
g
为气相密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θ为油管与水平方向夹角，
°
；H
c
为油套环空液面，m；
[0016]所述油套环空液面以下液柱压力梯度模型为：
[0017][0018]式中：ρ
L
为液相密度，kg/m3；H为油管下深，m；
[0019]所述油套环空温度场模型为：
[0020]T
c
(h,t)＝T
o
(h,t)＝T
o
(0,t)+g
T sinθ (3)
[0021]式中：T
c
(h,t)为第t天井深h处油套环空的温度，K；T0(h,t)为第t天井深h处油管的温度，K；T0(0,t)为第t天井口温度，K；g
T
为沿垂深方向的温度梯度，K/m。
[0022]作为优选，所述油管液位以上气柱压力梯度模型为：
[0023][0024]式中：dp(h,t)/dL为第t天沿井深h方向的压力梯度，Pa/m；ρ
g
为气相密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θ为油管与水平方向夹角，
°
；f
g
为气体与管壁的摩阻系数，无因次；ν
g
为气相表观流速，m/s；d为油管内径，m；H
o
为假设的油管液位，m；
[0025]所述油管液位以下两相流压力梯度模型为：
[0026][0027]式中：ρ
m
为气液混合密度，kg/m3；f
m
为气液混合物与管壁的摩阻系数，无因次；ν
L
为液相表观流速，m/s；H为油管下深，m；
[0028]所述压力平衡模型为：
[0029]p
w
＝p
o
(0,t)+Δp
ul
+Δp
bl
＝p
c
(0,t)+Δp
u2
+Δp
b2 (6)
[0030]式中：p
w
为油管与油套环空连通点处压力，MPa；p0(0,t)为第t天井口油压，0≤t≤a，MPa；a为开井生产天数，d；Δp
u1
为油管液位以上流动气柱压差，MPa；Δp
b1
为油管液位以下两相流压差，MPa；p
c
(0,t)为第t天井口套压，0≤t≤a，MPa；Δp
u2
为油套环空液面以上静气柱压差，MPa；Δp
b2
为油套环空液面以下静液柱压差，MPa。
[0031]作为优选，采用携液临界流量法判断所述井筒是否开始积液，所述携液临界流量法具体包括以下子步骤：
[0032]建立产量预测模型，并根据所述产量预测模型预测目标井的产气量；
[0033]计算所述目标井的携液临界流量；
[0034]将所述产气量与所述携液临界流量进行比较：
[0035]当所述产气量小于所述携液临界流量时，气井开始积液。
[0036]作为优选，建立所述产量预测模型包括以下子步骤：
[0037]提取目标井所在区块各气井的特征向量，所述特征向量包括地质特征向量、压裂特征向量、以及排采特征向量；
[0038]以所述目标井的地质特征向量为聚类中心，通过近邻传播算法筛选相似井群，获得所述产量预测模型的构建数据样本集合；
[0039]根据所述排采特征向量的时间序列特性，建立基于长短时记忆网络的产量预测模型。
[0040]作为优选，提取所述特征向量时，采用卷积自编码器融合空间金字塔池化的网络
结构进行提取。
[0041]本专利技术的有益效果是：
[0042]本专利技术根据所述油套环空液面与时间的关系函数、油套环空液面以上气柱压力梯度模型、油套环空液面以下液柱压力梯度模型、油套环空温度场模型、油管液位以上气柱压力梯度模型、油管液位以下两相流压力梯度模型、以及压力平衡模型，能够快速准确地计算得到任意时间的井筒积液液面，为排水采气提供技术支撑。
附图说明
[0043]为了更清楚地说明本专利技术实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本专利技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种井筒积液预测与诊断方法，其特征在于，通过理论计算法和/或生产实践法判断井筒是否开始积液，若开始积液则通过以下步骤计算井筒积液液位：S1：收集已知的油套环空液面，通过数值拟合分析获得油套环空液面与时间的关系函数，并根据所述关系函数获取目标井筒每天的油套环空液面；S2：以井口套压为边界条件，根据油套环空液面以上气柱压力梯度模型、油套环空液面以下液柱压力梯度模型、以及油套环空温度场模型，采用欧拉法，从上向下逐级计算环空液面以上静气柱压差以及环空液面以下的静液柱压差，得到油套连通点处压力；S3：假设油管中液位为H0，以所述油套连通点处压力为边界条件，根据油管液位以上气柱压力梯度模型、油管液位以下两相流压力梯度模型和压力平衡模型，采用向前欧拉法，从下向上逐级计算液位H0以下两相流压差与液位H0以上流动气柱压差，得到井口油压的计算值；S4：利用黄金分割法，判断井口油压的计算值与真实值之间的差值是否小于1：若小于1，则假设的液位H0即为井筒积液液位；若大于等于1，则返回步骤S3，重新假设油管中液位，直至所述差值小于1。2.根据权利要求1所述的井筒积液预测与诊断，其特征在于，所述油套环空液面以上气柱压力梯度模型为：式中：dp(h,t)/dL为第t天沿井深h方向的压力梯度，Pa/m；ρ
g
为气相密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θ为油管与水平方向夹角，
°
；H
c
为油套环空液面，m；所述油套环空液面以下液柱压力梯度模型为：式中：ρ
L
为液相密度，kg/m3；H为油管下深，m；所述油套环空温度场模型为：T
c
(h,t)＝T
o
(h,t)＝T
o
(0,t)+g
T sinθ
ꢀꢀꢀꢀ
(3)式中：T
c
(h,t)为第t天井深h处油套环空的温度，K；T0(h,t)为第t天井深h处油管的温度，K；T0(0,t)为第t天井口温度，K；g
T
为沿垂深方向的温度梯度，K/m。3.根据权利要求1所述的井筒积液预测与诊断，其特征在于，所述油管液位以上气柱压力梯度模型为：式中：dp(h,t)/dL为第t天沿井深h方向的压力梯度，Pa/m；ρ
g
为气相密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；θ为油管与水平方向夹角，
°
；f
...

【专利技术属性】
技术研发人员：郭子熙，赵金洲，李勇明，曾晓慧，张书玲，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：