[发明专利]产水气井积液风险预测方法

权利要求书

1.一种产水气井积液风险预测方法，其特征在于，本方法包括以下步骤：

步骤1.以渗流理论为基础，建立产水气井的产能模型，通过模型推导与求解，获得产水气井的产能方程，再根据产能方程进行产能预测；

步骤2.综合考虑地层压力和水气比的大小变化，确定气藏产量随水气比变化的规律以及气藏产量随地层压力变化的规律；采用气井携液临界流量计算模型，计算出气井的临界携液流量为气井积液判断界线；

所述步骤2中，确定气藏产量随水气比变化的规律以及气藏产量随地层压力变化的规律的方法如下：

以气藏的平均物性为基础，采用建立的产水气井的产能方程计算不同水气比生产条件下的产能，同时考虑凝析水和束缚水在生产中影响，设定水气比的初始值，再选取不同水气比，获得不同地层压力和水气比条件下产能，并获得气藏无阻流量与水气比变化关系函数：

Q_AOF＝-A₂lnwgr-B₂，Q_AOF为无阻流量，10⁴m³/d；A2、B2：均为系数；wgr为水气比，m³/10⁴m³，

以及气藏无阻流量随地层压力变化的关系函数：

Q_AOF＝A₁lnP-B₁，Q_AOF为无阻流量，10⁴m³/d；A1、B1：均为系数；

步骤3.将步骤2中气藏产量随水气比变化的规律以及气藏产量随地层压力变化的规律，再结合气藏数值模拟预测的地层压力与水气比变化关系，获得综合考虑地层压力和水气比变化的产量变化关系，再结合气井积液判断界线，进行积液风险预测分析；

所述步骤3中，还需建立气井积液的判断模型，在特定高温高压气藏下，产水气井的产量与气井的水气比、地层压力、井口压力、井筒径和井口温度相关，

q_sc＝f(wgr，P_R，P_wh，r_w，T_wh)，wgr为水气比，m³/10⁴m³；p_R为地层压力，MPa；p_wh为井口压力，MPa；r_w为井筒半径，m；T_wh为井口温度，℃；

井口压力、井筒径和井口温度根据气藏的实际情况获得井口的最低压力和最小的井口温度，因此在该计算模型中，井口压力、井筒径和井口温度可以看作为一特定的值，将模型简化成：

q_sc＝f(wgr，P_R)，wgr为水气比，m³/10⁴m³；p_R为地层压力；

而通过产水气井产能方程的建立，可以获得高温高压气藏的产量与水气比、产量与压力的单因素下降变化关系，因此可以获得在目前产量的情况下，气井产量随水气比和压力的变化关系式，分别为：

q_sc＝q_si×(1-(A₂×ln(P_R)+B₂))

q_sc＝q_si×(1-(A₁×ln(wgr)+B₁))，q_sc为某时刻流量，m³/d；A1、B1、A2、B2均为系数；

采用结合数值模拟预测水气比与压力的关系的方法，获得压力与水气比变化的动态关系，主要表现出三种情况：(1)边底水未到达井底，仅有凝析水的情况，因此只需考虑产量随压力的变化情况；(2)气井见水后，水气比随压力下降缓慢上升，产量变化须考虑压力和水气比变化的共同影响；(3)在低压情况下，气井见水后水气比快速上升，水气比影响大于压力的影响，产量变化两者均须考虑，在三种情况下均遵循以下关系：

P_R＝f(wgr)，wgr为水气比，m³/10⁴m³；p_R为地层压力；

要判断气井是否积液，还需结合气井的临界携液流量，选用李闽模型为参考，

q_c为气井临界流量，m³/d；A_g为油管横截面积，m²；U_C为气井临界流速，m/s，P为压力，MPa；Z为气体压缩因子；T为温度，K；

如果临界携液流量大于或等于产量则积液，反之则不积液，将井口压力、井筒径和井口温度看作为一特定的值，如下：

通过该模型对气井的积液进行判断，可以获得在动态上气井的具体见水时间。