高温高压气藏的全面投入开发,在国内的时间并不是很长,其开发理论和实践尚处于初期。为实现气藏的高效开发,应做好气藏的动态监测,其中最常规的是对气井井筒压力和温度的监测。由于井下温度压力特别高,难以直接下放仪器进行井下压力温度的测试,通常采用井口的测试数据,通过井筒的温度压力计算模型来预测井筒的压力、温度分布。目前来说,高温高压气井井筒温度压力计算存在一些难点:常规的流体物性参数计算方法难以在高温高压气藏中准确运用、传统的稳态温度压力模型难以正确预测井筒压力温度分布、不同水气比下的多相管流压力计算模型选取较为困难。针对上述存在的问题,在大量文献调研的基础上,优选出了高温高压气藏气井偏差因子和粘度的计算模型,利用井筒-地层非稳态传热模型和流体热力学模型建立开井和关井过程中非稳态温度模型,优选了单相流压力计算模型和多相流在不同气液比下的压力模型,建立了温度压力的耦合模型并进行模型验证分析。本文所取得研究成果如下:(1)充分考虑高压力对井筒流动物性参数的影响,对黑油模型和组分模型在不同压力和温度下计算精度进行比较分析。结果表明:当压力超过90MPa时,组分模型更适用于高温高压气藏的偏差因子和粘度的计算。(2)建立开井和关井过程中非稳态温度模型,并对该模型进行了验证。结果表明:非稳态温度模型比稳态温度模型更能准确的预测高温气井的温度分布。(3)进行单相流压力模型的优选,研究表明:Cullender-Smith模型计算精度较高;对常用的两相流模型在不同气水比下进行比较分析:当气水比大于2000m3/m3,修正的Cullender-Smith模型计算精度更高;当气水比小于2000m3/m3时,改进后的Hasan-Kabir模型计算精度较高。(4)考虑温度压力耦合模型比未考虑温度压力模型计算得到的温度压力精度更高;考虑关井井筒温度非稳态传热模型能够对关井过程中出现的压力恢复异常曲线进行校正,并使试井解释结果更能接近实测值。