枯竭層狀砂巖氣藏改建儲氣庫注采能力評價
——以Z 氣藏為例

尤啟東，王智林，奧立德，施潤琪，顧 驍

（1.中國石化江蘇油田分公司開發管理部,江蘇揚州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司勘探開發研究院,江蘇揚州 225009）

地下儲氣庫已在世界范圍內得到越來越多的應用,作為季節性及事故調峰的手段,具有強注、強采的特點,因此,分析儲氣庫的注采能力對改建儲氣庫高效運行及達容達產至關重要［1］。譚羽非等［2］通過建立雙重孔隙介質CO2驅氣水兩相滲流數學模型,探討了井底流壓等因素對儲氣庫擴容時氣水界面穩定性的影響。Kazemi 等［3］利用室內巖心實驗明確了低滲透含水層儲氣庫注氣速度比壓力對儲氣量的影響更大。高濤［4］通過儲氣庫三區帶庫容參數模型,對不同區帶水侵、應力敏感等因素對庫容和工作氣量的影響進行定量評價。溫凱等［5］通過建立3種評價儲氣庫地層壓力隨庫容量動態變化的快速計算方法,對儲氣庫注、采氣量波動及周期對地層壓力的影響進行了敏感性分析。上述研究主要針對儲氣庫的庫容及其影響因素的敏感性開展研究,針對枯竭氣藏改建儲氣庫注采能力的全面評價相關研究鮮見發表。由于儲氣庫需具備短期大吞大吐的能力滿足市場用氣需求,儲氣庫氣井合理注采氣能力需根據不穩定試井等礦場測試資料建立氣井產能方程,利用節點壓力綜合評價方法［6］,充分考慮儲層特征、地層滲流、井筒動氣柱、氣體沖蝕、臨界攜液等,多因素耦合確定其合理的注采氣能力。

1 多因素耦合的注采能力評價

1.1 氣井產能方程

氣井產能測試方法主要包括回壓試井法、等時試井法、修正等時試井法和簡化的單點試井法,其中修正等時試井和單點試井在礦場應用最為普遍［7］。通過建立壓力平方的生產壓差與產氣量函數關系,得到井底流壓為大氣壓時氣井的絕對無阻流量,進而開展氣井產能分析。

目前,常用的產能方程包括指數式、二項式和一點法方程［8］。

氣井的注采氣能力分析采用二項式產能方程,它又稱為LIT 分析,即“層流、慣性—紊流分析”,是由Forchheimer 和Houpeurt 提出,根據流動方程的解,經過嚴格理論推導得出的產能方程。其數學表達式為：

式中,pr為地層原始靜壓,MPa；pwf為井底流動壓力,MPa；qg為氣井井口產量,104m3/d；K為地層有效滲透率,10-3μm2；h為地層有效厚度,m；μg為氣層平均狀態下的參考黏度,mPa·s；psc、Tsc為氣體標準狀態下的壓力和溫度,psc=0.101 3 MPa,Tsc=273.15 K；φ為氣層孔隙度；Ct為地層綜合壓縮系數,MPa-1；t為時間,h；Sa為視表皮系數；S為真表皮系數；D為非達西流動系數,（m3/d）-1；rw為井的折算半徑,m。

令

則式（1）簡化為：

系數A、B分別表明儲層中層流和湍流流動部分的系數。

通過分析,可以看出影響氣井產能的主要因素歸納起來有三個：一是井附近的地層系數（Kh）,二是地層壓力（pr）和生產壓差（Δp）,三是以表皮系數S表示的完井質量。

1.2 多因素節點耦合分析

單井的日采氣能力取決于注采管柱尺寸及結構、地層壓力及井口壓力、最小攜液產氣量、井口沖蝕產量等［9-10］。最小攜液產氣量是指在采氣過程中,為使流入到井底的水或凝析油及時地被采氣氣流攜帶到地面,避免井底積液,需要確定連續排液的極限產量；沖蝕是指氣體攜帶的CO2、H2S 等酸性物質及固體顆粒對管體的磨損、破壞性較為嚴重,氣體流動速度太高會對管柱造成沖蝕,因此合理的采氣流量應限制在最小攜液產氣量和沖蝕流量之間。

（1）地層流入方程：

（2）垂直管流方程：

式中,s= 0.034 15γgD/(TavZav)；pwf為井底壓力,MPa；pwh為油管井口壓力,MPa；qg為天然氣產量,104m3/d；Tav為井筒內動氣柱平均溫度,K；Zav為井筒內動氣柱平均偏差系數；d為油管內徑,cm；γg為天然氣相對密度（空氣=1.0）；D為氣層中部深度,m；λ為油管阻力系數。

式（5）中,由于zav是Tav和pav的函數,而pav又取決于pwh和pwf,因此計算時需要反復迭代。

（3）管內沖蝕流量計算采用Beggs公式：

（4）最小攜液產氣量采用李閩公式：

式中,qcr為最小攜液產氣量,104m3/d；A＝πd2/4,為油管內截面積,m2；vg為氣流攜液臨界速度,m/s；ρL為液體密度,kg/m3,對水取ρw=1 074 kg/m3,對凝析油取ρo=721 kg/m3；σ為界面張力,對水取σ=60 mN/m,對凝析油取σ=20 mN/m。

2 Z氣藏產能評價

Z 氣藏構造是一個由兩條北掉正斷層夾持的北東向系列長軸背斜,高點埋深3 750 m,圈閉幅度40 m；目標層段沉積主要發育水下分流河道、決口壩沉積和河道間漫灘等沉積微相。儲層屬于中低孔、中滲儲層,平均孔隙度14%,滲透率111.8×10-3μm2。氣藏埋深3 760～3 790 m,原始地層壓力37.6 MPa,為正常溫壓系統的巖性構造層狀氣藏。

該氣藏2003 年5 月投入開發,先后有4 口井投入生產,主要以YC1 井生產為主,目前開井2 口,日產氣2.8×104m3,累計采出氣量4.64×108m3,動用儲量采出程度70.1%,當前儲層壓力系數僅為0.22,已進入開發中后期近枯竭狀態。

2.1 系統試井法確定產能

對氣藏投產的4 口井進行試氣解釋,建立氣井產能方程。解釋結果表明,在儲層、厚度等多種地質因素共同影響下,4口井產能相差較大（見表1）。

表1 Z氣藏產能測試

由于單一測試制度產量、壓力不穩定,影響了評價結果的準確性。此外,每一制度的測試時間短,基本為3～16 h,其反映的泄流范圍小,代表性不足。因此,需采用長時間生產動態數據,結合模擬校正的方法開展注采能力評價及校正。

2.2 動態模型法確定產能

針對氣藏早期產能測試時間較短（單產量制度小于1 d）的特點,利用短時產能評價方法,結合長時間生產動態資料,數值重現產能試井過程,通過生產歷史擬合,建立反映生產井地層特征的單井模型,模擬產能測試過程中井底流壓的變化,確定擬穩定流動壓力及產量,評價氣井產能。延長測試時間,優化測試制度,校正二項式產能方程,計算氣井采出能力。

應用不穩定流動法對月度不連續、不規整的生產數據進行分析,取得了較好的擬合效果,根據擬穩定流原理,建立修正后的二項式產能方程：

由動態模型法確定4 口生產井的動態分析結果,見表2。

由表2 可見,Z 氣藏儲層物性較好,除YC1-2 井外,3 口井揭示的平均有效滲透率接近,為（7.4～9.0）×10-3μm2；單井泄氣范圍為430～520 m；氣井無阻流量平均約102×104m3/d。

表2 Z氣藏區塊動態分析結果

3 儲氣庫注采能力分析及計算

Z 氣藏配套管網外輸所需井口最低壓力為9 MPa,計算確定儲氣庫上限和下限壓力為37.6 MPa和16.8 MPa。利用多因素耦合系統確定氣井的IPR和沖蝕曲線,計算不同地層壓力下的注采氣量［11］。

3.1 油管抗沖蝕與攜液能力分析

高速注采選擇注采管柱時需要考慮沖蝕的影響,井口采氣最低壓力為9 MPa,氣藏壓力在16.8～37.6 MPa 時,進一步計算不同管徑沖蝕流量隨井口壓力的變化（見圖1）。其中,φ88.9 mm 油管沖蝕流量為（50～90）×104m3/d；φ114.3 mm 油管沖蝕流量為（88.12～160.6）×104m3/d。

圖1 不同管徑沖蝕流量隨井口壓力的變化

在確定油管尺寸時,必須考慮氣井攜液問題。根據李閩模型,計算不同尺寸油管臨界攜液流量隨井口壓力的變化,結果如圖2所示。

圖2 不同管徑臨界攜液流量隨井口壓力的變化

由圖2可見,在最低井口壓力時,各類油管的臨界攜液流量均小于10×104m3/d,說明氣井具備連續帶液生產能力。

3.2 常規井注采能力

通過常規井不同管徑在井口最小壓力9 MPa時對應的地層壓力的采氣量,其產氣能力隨地層壓力下降而減小。氣井的注氣能力隨地層壓力的增加而顯著降低。選擇φ88.9 mm油管,最大采氣能力為89.38×104m3/d,最大注氣能力為101.37×104m3/d（見表3）。

表3 常規井φ88.9 mm管徑不同壓力下注采氣能力

3.3 水平井注采能力

水平井長1 500 m,φ114.3 mm 油管,油壓為9 MPa,地層壓力為37.6～15.0 MPa,氣井最大采氣能力為226.46×104m3/d,最大注氣能力256.86×104m3/d（見表4）。

表4 水平井φ114.3 mm管徑不同壓力下注采氣能力

3.4 合理注采能力確定

綜合考慮氣藏特征、管徑、攜液、沖蝕等因素,結合儲氣庫工作氣量的產能需要,按照氣藏工程及注采能力配產,常規井最大注采氣能力為（10～90）×104m3/d,水平井最大注采氣能力為（42.5～160）×104m3/d,推薦常規井采用φ88.9 mm 的油管,水平井采用φ114.3 mm 的油管（見表5）。Z 儲氣庫庫容6.62×108m3,工作氣量為3.3×108m3,庫容利用率50%。

表5 Z儲氣庫合理配產

4 結論

（1）通過系統試井法和動態模型法評價氣井產能,解決了單一測試制度產量、壓力不穩定問題,建立了準確性更高的氣井產能方程。

（2）利用節點壓力綜合評價方法,充分考慮儲層特征、地層滲流、氣體沖蝕、臨界攜液等多因素耦合確定合理注采氣能力。

（3）綜合確定Z 儲氣庫管徑、配產,選擇φ88.9 mm 油管作為常規井注采管柱,φ114.3 mm 油管作為水平井注采管柱,提高儲氣庫的注采氣能力和庫容利用率。