MB8 邊底水氣藏儲氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)

龔瑞程 ，王愛明，陳芳芳，于海濤，劉金滾

1.中國石油青海油田采氣二廠，甘肅 敦煌 736200；2.中國石油青海油田勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200；3.中國石油青海油田采氣三廠，甘肅 敦煌736200

引言

中國天然氣在一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中占比不斷提高，2019 年，天然氣消費(fèi)量超過3 000×108m3，對外依存度高達(dá)43.5%[1]。2009 年以來，中國加大了儲氣庫建設(shè)推進(jìn)力度，截至2021 年，已有27 座儲氣庫建成并投入調(diào)峰運(yùn)行，在建儲氣庫8 座，已形成100×108m3調(diào)峰能力，油氣藏型儲氣庫主要有大張坨、板南、京58、相國寺和呼圖壁等儲氣庫[2-8]。國內(nèi)外改建儲氣庫主要是無邊底水或弱邊底水枯竭油氣藏，在儲氣庫庫容計(jì)算、注采能力評價、工作氣量優(yōu)選等方面開展了詳細(xì)研究，對無邊底水儲氣庫的建設(shè)和開發(fā)利用取得了較為完備的認(rèn)識[9-15]；但具有中強(qiáng)邊底水枯竭油氣藏改建儲氣庫的非常少，缺乏該類氣藏儲氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)和先例[16-18]。

青海油田為西北地區(qū)主要天然氣產(chǎn)銷基地，預(yù)計(jì)“十四五”期間年產(chǎn)量達(dá)到70×108m3，但是青海油田沒有天然氣地下儲氣庫，在“產(chǎn)供儲銷”產(chǎn)業(yè)鏈缺少“儲”這一關(guān)鍵鏈。為提高冬季調(diào)峰能力，保障青海、西藏、甘肅季節(jié)性用氣和事故應(yīng)急需求[19-22]，青海氣田開展了儲氣庫庫址評價和篩選工作，優(yōu)選MB8 區(qū)塊MB8 井區(qū)作為天然氣地下儲氣庫建設(shè)有利目標(biāo)區(qū)。該井區(qū)為中強(qiáng)水體能量邊底水氣藏，儲氣庫運(yùn)行過程中，地層水侵入氣藏造成氣庫儲氣空間減少，動態(tài)庫容量、有效工作氣量不能達(dá)到儲氣庫原設(shè)計(jì)要求；同時，循環(huán)注采過程中氣水多輪次交互驅(qū)替，氣水滲流特征發(fā)生變化，氣體流動特征及波及范圍變化，不利于儲氣庫運(yùn)行。因此，本文通過分析邊底水對儲氣庫運(yùn)行參數(shù)的影響規(guī)律，結(jié)合MB8 區(qū)塊地質(zhì)、生產(chǎn)和產(chǎn)水等特征設(shè)計(jì)儲氣庫運(yùn)行參數(shù)，以提升該類儲氣庫運(yùn)行效率和經(jīng)濟(jì)效益。

1 MB8 儲氣庫地質(zhì)及開發(fā)概況

1.1 地質(zhì)概況

MB8 區(qū)塊位于柴達(dá)木盆地北緣祁連山前馬東斜坡，該區(qū)受馬仙斷層及派生的次級斷裂控制，整體表現(xiàn)為自北西向南東傾沒的斜坡，閉合高度約60 m；平面上被次級斷層分割成4 個局部段背斜構(gòu)造井區(qū)（圖1），其中，MB8 與MB14 井區(qū)局部構(gòu)造之間以鞍部底水相接。

圖1 MB8 井區(qū)連井剖面圖Fig.1 The connecting-well section of Wellblock MB8

MB8 儲氣庫建庫目標(biāo)區(qū)MB8 井區(qū)位于青海氣田MB8 區(qū)塊北部，為斷背斜邊底水氣藏，整體封閉較好，含氣面積1.8 km2，氣層有效厚度24.0 m，天然氣地質(zhì)儲量10.82×108m3。儲層孔隙度22.9%，滲透率24 mD，為中孔、中高滲儲集層；地溫梯度3.04?C/hm，地層壓力系數(shù)1.11，為正常溫壓系統(tǒng)。

1.2 生產(chǎn)概況

MB8 井區(qū)2013 年9 月投產(chǎn)，投產(chǎn)井10 口。截至2019 年12 月，共投產(chǎn)6 口，采氣速度3.65%，采出程度32.07%，井區(qū)日產(chǎn)氣8.53×104m3，日產(chǎn)水21.23 t，累計(jì)產(chǎn)氣3.47×108m3，累計(jì)產(chǎn)水1.54×104t。

通過對10 口投產(chǎn)氣井生產(chǎn)特征分析表明，MB8井區(qū)氣井生產(chǎn)具有以下特征。

1）庫區(qū)投產(chǎn)氣井整體生產(chǎn)能力差異相對較小，M2–2 井附近存在低產(chǎn)區(qū)，累計(jì)產(chǎn)量較低井主要分布在氣藏邊部。

2）氣井在短期內(nèi)具備一定強(qiáng)采能力。大部分氣井具有1.5～2.5 a 無水采氣期（圖2），井均產(chǎn)氣3.3×104m3/d（高峰期井均產(chǎn)氣5.2×104m3/d，持續(xù)2.6 月），見水后產(chǎn)量較穩(wěn)定。

圖2 MB8 井區(qū)無水采氣期日產(chǎn)氣量柱狀圖Fig.2 The daily gas production during water free production period in Wellblock MB8

1.3 產(chǎn)水特征

氣井產(chǎn)水是影響MB8 井區(qū)儲氣庫庫容和注采能力的主要因素，邊水氣藏改建儲氣庫，氣井注采能力應(yīng)低于水侵臨界產(chǎn)量（表1）。其中，主產(chǎn)層II油組為中等水驅(qū)底水氣藏，東側(cè)自北向南發(fā)育一個條帶狀水體（圖3）。II 油組氣水界面整體抬升，氣井井底存在水錐，氣藏邊部同時受邊水橫侵影響。I–6 小層為中水驅(qū)邊水氣藏，水體主要發(fā)育在氣藏東部，西部受構(gòu)造控制水體分布范圍相對較小，小層邊水侵入明顯，氣水前緣向氣藏整體推進(jìn)，局部有一定突進(jìn)現(xiàn)象。I–2 小層為弱水驅(qū)氣藏，水體主要發(fā)育在氣藏東部，西部受構(gòu)造控制水體分布范圍相對較小，小層邊水侵入明顯，氣水前緣向氣藏整體推進(jìn)的同時，局部有一定突進(jìn)現(xiàn)象。

表1 MB8 井區(qū)水侵能量判別結(jié)果表Tab.1 Water invasion energy discrimination in Wellblock MB8

圖3 MB8 井區(qū)II 油組氣藏含氣飽和度剖面分布圖Fig.3 Vertical distribution of gas saturation for Layer II in Wellblock MB8

2 水驅(qū)氣藏儲氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)

2.1 注采井井型優(yōu)選

針對MB8 井區(qū)中等水驅(qū)氣藏型儲氣庫儲層特征和生產(chǎn)特征，對比MB8 井區(qū)投產(chǎn)水平井和直井在無水采氣期產(chǎn)量（表2），從高峰產(chǎn)氣量來看，3口水平井井均高峰產(chǎn)氣量約7.1×104m3/d，6 口直井井均高峰產(chǎn)氣量約5.0×104m3/d，水平井井均產(chǎn)量約為直井的1.42 倍；從無水產(chǎn)氣期累計(jì)產(chǎn)氣量來看，水平井井均累計(jì)產(chǎn)氣量約1 504.0×108m3、直井井均累產(chǎn)氣量約1 515.3×108m3，水平井和直井基本相同。對比單井生產(chǎn)能力，水平井生產(chǎn)能力與直井相比優(yōu)勢不明顯。

表2 直井與水平井產(chǎn)量對比表Tab.2 Productivity comparison of vertical and horizontal wells

采用如式（1）所示的Joshi 水平井產(chǎn)能方程[23]，對I–2、I–6、II–1 小層不同水平段長度下水平井產(chǎn)能和產(chǎn)能替換比進(jìn)行計(jì)算（圖4），當(dāng)水平段長度為500 m 時，I–2、I–6、II–1 小層水平井產(chǎn)能分別為直井的1.44、1.34 和1.26 倍，水平段長度達(dá)1 000 m 時，水平井產(chǎn)能與直井產(chǎn)能相比也不到2 倍，整體來看，水平井與直井相比產(chǎn)能優(yōu)勢不大。

圖4 MB8 井區(qū)水平井與直井產(chǎn)能替換比曲線Fig.4 Production replacement ratio curve of horizontal wells and vertical wells in Wellblock MB8

式中：q—水平井產(chǎn)量，m3/d；

K0—有效滲透率，mD；

h—?dú)鈱雍穸?，m；

?p—生產(chǎn)壓差，MPa；

μ—?dú)怏w黏度，mPa·s；

B0—體積系數(shù)，無因次；

b—水平井橢圓泄油體半短軸，m；

L—水平段長度，m；

β—各向異性系數(shù)，無因次；

rw—井筒半徑，m；

re—外邊界半徑，m；

Kh—?dú)鈱铀椒较驖B透率，mD；

Kv—?dú)鈱哟怪狈较驖B透率，mD。

2.實(shí)施偽裝欺騙。建立海上民兵偽裝設(shè)障分隊(duì)，運(yùn)用角反射器、假電波、假熱源等，在海上和島礁、漂浮物上，設(shè)置假艦艇、假導(dǎo)彈、假戰(zhàn)機(jī)等假目標(biāo)，采取變形偽裝、電子偽裝、迷彩偽裝等方法手段，使敵作出錯誤判斷，誘敵對假目標(biāo)進(jìn)行打擊，達(dá)到欺敵、迷敵、惑敵的目的。

考慮MB8 井區(qū)縱向發(fā)育I–2、I–6、II 等多套含氣層系，主力層II 儲量僅占68.2%，儲量優(yōu)勢不明顯，且各小層含氣面積疊合程度高，直井更有利于動用縱向多套氣層。同時，根據(jù)MB8 井區(qū)投產(chǎn)水平井生產(chǎn)動態(tài)和開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，水平井見水后，水平段攜液困難，治理難度大。綜合多方面對比，優(yōu)選直井為合理注采井井型。

2.2 注采井井距優(yōu)化

注采井井距論證是儲氣庫建設(shè)的重要內(nèi)容之一。一方面，將井距作為注采井井間距離設(shè)計(jì)的依據(jù)，另一方面，將井距的一半作為邊水氣藏有效庫區(qū)范圍劃定依據(jù)。

利用儲氣庫高速采氣不穩(wěn)定滲流理論，建立氣井高速流合理井控半徑理論圖版如圖5所示。MB8井區(qū)注采井在有效滲透率20 mD，在采氣120 d 條件下，井控半徑為120 m，對應(yīng)井距240 m。

圖5 MB8 井區(qū)儲氣庫井控半徑理論圖版Fig.5 Gas storage well control radius type curve in Wellblock MB8

參考國內(nèi)主要儲氣庫參數(shù)（表3），考慮MB8 儲氣庫儲層特征與京58 儲氣庫類似，京58 儲氣庫有效滲透率26 mD，注采井井距300 m，MB8 儲氣庫滲透率略小，為提高庫容利用效率，井距也應(yīng)更??；參考大港板橋儲氣庫群井控半徑與儲層有效滲透率關(guān)系圖版（圖6），井控半徑與儲層有效滲透率相關(guān)，MB8 井區(qū)氣井有效滲透率在20 mD 左右，計(jì)算其井控半徑100 m，井距約200 m。

圖6 大港板橋儲氣庫群井控半徑與儲層有效滲透率關(guān)系圖版Fig.6 Graph of well control radius and effective permeability of Dagang Banqiao gas storage

表3 國內(nèi)部分氣藏型儲氣庫地質(zhì)條件與設(shè)計(jì)參數(shù)表Tab.3 Geological conditions and design parameters of some domestic gas reservoirs

綜合泄流半徑評價法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法和類比分析法，評價MB8 井區(qū)儲氣庫注采井合理井距為200～240 m。因此，在井位部署過程中，注采井距邊水大于120 m。

2.3 庫容計(jì)算

常規(guī)氣藏型儲氣庫采用定容封閉氣藏物質(zhì)平衡方程評價氣藏動儲量，并將氣藏動儲量作為儲氣庫庫容。對于MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏，在動儲量評價過程中，采用水驅(qū)氣藏視儲量法分層計(jì)算動儲量；同時，為避免邊底水入侵，注采井部署需避開構(gòu)造低部位、邊水區(qū)，因此，將距離邊水一個井距內(nèi)區(qū)域作為有效庫區(qū)范圍；在此基礎(chǔ)上根據(jù)氣藏動儲量豐度，折算儲氣庫有效庫區(qū)范圍內(nèi)動儲量，并將有效庫區(qū)范圍內(nèi)動儲量作為儲氣庫庫容。

對于水驅(qū)氣藏，其物質(zhì)平衡方程為

對于MB8 井區(qū)，考慮其I–2、I–6 小層和II 油組內(nèi)儲層橫向連通性好，縱向上相互獨(dú)立，呈現(xiàn)出“一藏、一單元、一界面”的特征，根據(jù)式（2）計(jì)算MB8 井區(qū)不同層位水驅(qū)氣藏視儲量，MB8 井區(qū)儲氣庫動儲量合計(jì)約9.94×108m3（表4）。為避免邊底水影響，以海拔1 650 m、距水體邊界120 m 為下限圈定庫區(qū)范圍（考慮距離邊水約250 m），劃定有效庫區(qū)面積1.44 km2，較含氣面積1.8 km2減少約20%。按照原始地層壓力10.9 MPa 下估算庫容量為8.0×108m3。

表4 MB8 井區(qū)各層動態(tài)儲量Tab.4 Dynamic reserves of each layer in Wellblock MB8

2.4 單井注采能力計(jì)算

針對MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏特征，在常規(guī)干氣氣藏節(jié)點(diǎn)分析基礎(chǔ)上，考慮氣水兩相滲流和底水錐進(jìn)影響，評價單井注采能力。

2.4.1 單井采氣能力分析

1）節(jié)點(diǎn)分析法

對于MB8 井區(qū)儲氣庫，在氣藏?zé)o水開采期，典型氣井產(chǎn)能二項(xiàng)式方程見式（3）。針對MB8 井區(qū)儲氣庫中等水驅(qū)特征，考慮邊底水氣藏壓差控制要求，以2 MPa 為生產(chǎn)壓差上限對采氣能力進(jìn)行約束，結(jié)合Cullender-Smith 垂直管流方程，繪制注采井流入流出曲線，并獲得不同地層壓力下生產(chǎn)能力。

式中：pR—地層壓力，MPa；

pwf—井底流壓，MPa；

Q—天然氣產(chǎn)量，104m3/d。

考慮MB8 井區(qū)邊底水氣藏開發(fā)后期會由氣相單相流進(jìn)入氣水兩相流狀態(tài)，對不同含水率條件下氣井產(chǎn)量變化特征進(jìn)行分析[24]。如圖7 所示，在水氣比為0.5×10?4m3/m3條件下，氣井生產(chǎn)能力為不產(chǎn)水條件下56%。因此，考慮產(chǎn)水影響，MB8 井區(qū)儲氣庫氣井單井生產(chǎn)能力按照56%折算，評價地層壓力為8.0～10.9 MPa 時，MB8 井區(qū)儲氣庫單井采氣能力約為（6.5～9.5）×104m3/d。

圖7 考慮產(chǎn)水影響條件下MB8 井區(qū)儲氣庫單井協(xié)調(diào)生產(chǎn)能力曲線Fig.7 Gas storage single-well coordinated production capacity curve in Wellblock MB8 considering the influence of water cut

2）底水氣藏臨界產(chǎn)量

針對MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏特征，采用Dupuit 模型對見水時間預(yù)測[25]

評價氣井在平均3.3×104m3/d 產(chǎn)量下，無水生產(chǎn)時間可達(dá)450 d；在日均15×104m3產(chǎn)量下，預(yù)測氣井無水生產(chǎn)時間可達(dá)120 d（圖8）。因此，在保證低含水或不含水情況下，單井在120 d 內(nèi)具有15×104m3/d 產(chǎn)氣能力。

圖8 MB8 井區(qū)底水氣藏見水時間與產(chǎn)量關(guān)系曲線Fig.8 Relationship between water breakthrough time and production rate in bottom water gas reservoir in Wellblock MB8

2.4.2 單井注氣能力分析

針對MB8 井區(qū)氣藏中等水驅(qū)特征，在常規(guī)干氣氣藏單井節(jié)點(diǎn)分析基礎(chǔ)上，考慮氣水多相滲流影響，對單井注氣能力進(jìn)行折算，見圖9。研究表明，當(dāng)井口壓力為12 MPa、油管尺寸88.9 mm 條件下，地層壓力為8.0～10.9 MPa 時，氣井注入氣量為（6.2～30.2）×104m3/d。

圖9 MB8 儲氣庫單井注氣能力曲線Fig.9 Single well gas injection capacity curve of MB8 gas storage

2.5 射孔打開程度優(yōu)化

針對MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏特征，采用Dupuit 臨界水錐產(chǎn)量方程[式（5）]，對不同射孔打開程度下臨界水錐產(chǎn)量進(jìn)行計(jì)算。

研究表明，當(dāng)射孔打開程度在30%～40% 時，臨界水錐產(chǎn)量為（1.3～1.4）×104m3/d，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)采氣量（10.5～16.0）×104m3/d。當(dāng)射孔打開程度大于40%時，臨界水錐產(chǎn)量下降較快（圖10），推薦直井合理打開程度為30%～40%。

圖10 MB8 井區(qū)儲氣庫臨界流量與射孔程度關(guān)系曲線圖Fig.10 relationship between critical flow rate and perforation degree of gas storage in Wellblock MB8

2.6 運(yùn)行壓力區(qū)間確定

儲氣庫運(yùn)行壓力區(qū)間是指上限壓力和下限壓力之間的壓力范圍。上限壓力確定的原則主要為不破壞儲氣庫的封閉性，同時兼顧氣庫目標(biāo)工作氣量與氣井產(chǎn)能；MB8 區(qū)塊破裂壓力27.2～46.8 MPa，遠(yuǎn)高于原始地層壓力，綜合考慮后，以氣藏原始地層壓力10.9 MPa 作為氣庫最大上限壓力。

下限壓力主要是滿足調(diào)峰穩(wěn)定供氣能力時的最低氣層壓力，在井口產(chǎn)量為10×104m3/d，井口壓力為4.7 MPa，最小地層壓力7.6～8.1 MPa，為保證氣庫運(yùn)行效率，下限壓力取8.1 MPa。

2.7 工作氣量及注采井?dāng)?shù)優(yōu)化

運(yùn)用數(shù)值模擬技術(shù)建立工區(qū)模型，以考慮氣井產(chǎn)水影響下單井生產(chǎn)能力為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)（1.0～2.4）×108m3共8 套工作氣量方案，并對不同工作氣量條件下注采井井?dāng)?shù)進(jìn)行分析（圖11）。結(jié)果表明，當(dāng)工作氣量大于1.7×108m3后，注采井?dāng)?shù)增加幅度較大。優(yōu)選MB8 井區(qū)儲氣庫合理工作氣量為1.7×108m3，合理注采井井?dāng)?shù)為20 口。按照儲氣庫220 d 注氣期，120 d 采氣期計(jì)算，庫區(qū)最大調(diào)峰能力149×104m3/d，采氣期單井日均產(chǎn)氣7.1×104m3，注氣期日均注氣3.9×104m3。

圖11 考慮含水影響條件下MB8 儲氣庫單井協(xié)調(diào)生產(chǎn)能力Fig.11 Single well coordinated production capacity of MB8 gas storage considering the influence of water cut

為進(jìn)一步評價MB8 中等水驅(qū)氣藏型儲氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)的合理性，對儲氣庫注采能力和含水飽和度等參數(shù)變化特征進(jìn)行分析。研究表明，單井注采能力滿足設(shè)計(jì)要求，同時，循環(huán)注采過程中邊底水往復(fù)運(yùn)動，注氣期末，邊底水被注入干氣驅(qū)替至邊部（圖12）；采氣階段，地層水向井底運(yùn)移，但整體運(yùn)移量較小，氣水控制區(qū)域相對穩(wěn)定，無明顯錐進(jìn)和舌進(jìn)現(xiàn)象（圖13）。

圖12 注氣期末含氣飽和度分布圖Fig.12 Distribution of gas saturation at the end of the gas injection period

圖13 采氣期末含氣飽和度分布圖Fig.13 Distribution of gas saturation at the end of the gas production period

3 結(jié)論

1）中等強(qiáng)度邊底水影響儲氣庫的庫容和注采能力，可以通過優(yōu)選井型、優(yōu)化井距、增加井?dāng)?shù)及降低氣井的注采量等方式降低邊底水的影響；中等強(qiáng)度邊底水氣藏具備改建天然氣地下儲氣庫可行性。

2）MB8 井區(qū)為中等水驅(qū)強(qiáng)度邊底水氣藏，邊底水推進(jìn)對儲氣庫運(yùn)行具有較大影響，儲氣庫設(shè)計(jì)應(yīng)考慮氣井產(chǎn)水對儲氣庫氣井注采能力和注采井?dāng)?shù)帶來的風(fēng)險，做好監(jiān)測工作。

3）考慮產(chǎn)水影響，MB8 井區(qū)儲氣庫氣井單井生產(chǎn)能力僅為不產(chǎn)水時產(chǎn)量的56%，地層壓力為8.0～10.9 MPa 時，MB8 井區(qū)儲氣庫單井采氣能力約為（6.5～9.5）×104m3/d。

4）考慮邊底水影響，MB8 井區(qū)改建天然氣地下儲氣庫的有效工作氣量為1.7×108m3，合理注采井?dāng)?shù)20 口，運(yùn)行壓力區(qū)間為8.1～10.9 MPa。