深层和超深层气藏的开发已成为气藏开发最重要的领域之一。由于气藏埋藏较深,普遍存在高温高压的特点,气藏气体偏差因子的计算直接影响单井井底流压、产能和动态储量的计算准确度,从而影响开发技术对策的制定。然而目前计算偏差因子和井底流压的方法众多,不同的气藏,计算方法的适用性存在差别。针对双鱼石茅口组高温高压气藏,通过BB法、HY法、DPR法、DKA法、LXF法和ZGD法6种偏差因子计算方法的计算结果与实验实测值进行对比,结果表明:①在气藏条件下HY法和DAK法计算准确性最高,最大偏差约为2.5%,其中DAK法计算结果最为接近实验值,并且在8MPa至123MPa压力范围内,平均偏差约为0.6%。②基于实验测试和计算结果确认DAK法适用于该气藏的天然气偏差因子计算。③在此研究基础上,对温压耦合模型进行改进,建立了新的气藏井底流压计算模型。对比现场测试压力和模型计算值,改进的温压耦合模型计算结果偏差最低,仅为-1.593%,具有较高准确性,研究结果表明针对类似于双鱼石这类高温高压气藏,DAK法和改进的温压耦合模型具有较强适用性。
