枯竭層狀砂巖氣藏改建儲氣庫注采能力評價(jià)
——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(fā)管理部,江蘇揚(yáng)州 225009；2.中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院,江蘇揚(yáng)州 225009）

地下儲氣庫已在世界范圍內(nèi)得到越來越多的應(yīng)用,作為季節(jié)性及事故調(diào)峰的手段,具有強(qiáng)注、強(qiáng)采的特點(diǎn),因此,分析儲氣庫的注采能力對改建儲氣庫高效運(yùn)行及達(dá)容達(dá)產(chǎn)至關(guān)重要［1］。譚羽非等［2］通過建立雙重孔隙介質(zhì)CO2驅(qū)氣水兩相滲流數(shù)學(xué)模型,探討了井底流壓等因素對儲氣庫擴(kuò)容時氣水界面穩(wěn)定性的影響。Kazemi 等［3］利用室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)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(qū)帶庫容參數(shù)模型,對不同區(qū)帶水侵、應(yīng)力敏感等因素對庫容和工作氣量的影響進(jìn)行定量評價(jià)。溫凱等［5］通過建立3種評價(jià)儲氣庫地層壓力隨庫容量動態(tài)變化的快速計(jì)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(jìn)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(jià)相關(guān)研究鮮見發(fā)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(jù)不穩(wěn)定試井等礦場測試資料建立氣井產(chǎn)能方程,利用節(jié)點(diǎn)壓力綜合評價(jià)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(jià)

1.1 氣井產(chǎn)能方程

氣井產(chǎn)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(diǎn)試井法,其中修正等時試井和單點(diǎn)試井在礦場應(yīng)用最為普遍［7］。通過建立壓力平方的生產(chǎn)壓差與產(chǎn)氣量函數(shù)關(guān)系,得到井底流壓為大氣壓時氣井的絕對無阻流量,進(jìn)而開展氣井產(chǎn)能分析。

目前,常用的產(chǎn)能方程包括指數(shù)式、二項(xiàng)式和一點(diǎn)法方程［8］。

氣井的注采氣能力分析采用二項(xiàng)式產(chǎn)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(jù)流動方程的解,經(jīng)過嚴(yán)格理論推導(dǎo)得出的產(chǎn)能方程。其數(shù)學(xué)表達(dá)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(chǎn)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(tài)下的參考黏度,mPa·s；psc、Tsc為氣體標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)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(shù),MPa-1；t為時間,h；Sa為視表皮系數(shù)；S為真表皮系數(shù)；D為非達(dá)西流動系數(shù),（m3/d）-1；rw為井的折算半徑,m。

令

則式（1）簡化為：

系數(shù)A、B分別表明儲層中層流和湍流流動部分的系數(shù)。

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

1.2 多因素節(jié)點(diǎn)耦合分析

單井的日采氣能力取決于注采管柱尺寸及結(jié)構(gòu)、地層壓力及井口壓力、最小攜液產(chǎn)氣量、井口沖蝕產(chǎn)量等［9-10］。最小攜液產(chǎn)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(xù)排液的極限產(chǎn)量；沖蝕是指氣體攜帶的CO2、H2S 等酸性物質(zhì)及固體顆粒對管體的磨損、破壞性較為嚴(yán)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(yīng)限制在最小攜液產(chǎn)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(chǎn)量,104m3/d；Tav為井筒內(nèi)動氣柱平均溫度,K；Zav為井筒內(nèi)動氣柱平均偏差系數(shù)；d為油管內(nèi)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(shù)。

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

（3）管內(nèi)沖蝕流量計(jì)算采用Beggs公式：

（4）最小攜液產(chǎn)氣量采用李閩公式：

式中,qcr為最小攜液產(chǎn)氣量,104m3/d；A＝πd2/4,為油管內(nèi)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(chǎn)能評價(jià)

Z 氣藏構(gòu)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(diǎn)埋深3 750 m,圈閉幅度40 m；目標(biāo)層段沉積主要發(fā)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(tǒng)的巖性構(gòu)造層狀氣藏。

該氣藏2003 年5 月投入開發(fā),先后有4 口井投入生產(chǎn),主要以YC1 井生產(chǎn)為主,目前開井2 口,日產(chǎn)氣2.8×104m3,累計(jì)采出氣量4.64×108m3,動用儲量采出程度70.1%,當(dāng)前儲層壓力系數(shù)僅為0.22,已進(jìn)入開發(fā)中后期近枯竭狀態(tài)。

2.1 系統(tǒng)試井法確定產(chǎn)能

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

表1 Z氣藏產(chǎn)能測試

由于單一測試制度產(chǎn)量、壓力不穩(wěn)定,影響了評價(jià)結(jié)果的準(zhǔn)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(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù),結(jié)合模擬校正的方法開展注采能力評價(jià)及校正。

2.2 動態(tài)模型法確定產(chǎn)能

針對氣藏早期產(chǎn)能測試時間較短（單產(chǎn)量制度小于1 d）的特點(diǎn),利用短時產(chǎn)能評價(jià)方法,結(jié)合長時間生產(chǎn)動態(tài)資料,數(shù)值重現(xiàn)產(chǎn)能試井過程,通過生產(chǎn)歷史擬合,建立反映生產(chǎn)井地層特征的單井模型,模擬產(chǎn)能測試過程中井底流壓的變化,確定擬穩(wěn)定流動壓力及產(chǎn)量,評價(jià)氣井產(chǎn)能。延長測試時間,優(yōu)化測試制度,校正二項(xiàng)式產(chǎn)能方程,計(jì)算氣井采出能力。

應(yīng)用不穩(wěn)定流動法對月度不連續(xù)、不規(guī)整的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析,取得了較好的擬合效果,根據(jù)擬穩(wěn)定流原理,建立修正后的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程：

由動態(tài)模型法確定4 口生產(chǎn)井的動態(tài)分析結(jié)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(qū)塊動態(tài)分析結(jié)果

3 儲氣庫注采能力分析及計(jì)算

Z 氣藏配套管網(wǎng)外輸所需井口最低壓力為9 MPa,計(jì)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(tǒng)確定氣井的IPR和沖蝕曲線,計(jì)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(jìn)一步計(jì)算不同管徑?jīng)_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?jīng)_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?dāng)y液問題。根據(jù)李閩模型,計(jì)算不同尺寸油管臨界攜液流量隨井口壓力的變化,結(jié)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(xù)帶液生產(chǎn)能力。

3.2 常規(guī)井注采能力

通過常規(guī)井不同管徑在井口最小壓力9 MPa時對應(yīng)的地層壓力的采氣量,其產(chǎn)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(guī)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(jié)合儲氣庫工作氣量的產(chǎn)能需要,按照氣藏工程及注采能力配產(chǎn),常規(guī)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(guī)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(chǎn)

4 結(jié)論

（1）通過系統(tǒng)試井法和動態(tài)模型法評價(jià)氣井產(chǎn)能,解決了單一測試制度產(chǎn)量、壓力不穩(wěn)定問題,建立了準(zhǔn)確性更高的氣井產(chǎn)能方程。

（2）利用節(jié)點(diǎn)壓力綜合評價(jià)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(chǎn),選擇φ88.9 mm 油管作為常規(guī)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。