基于开发资料预测气藏改建储气库后井底流入动态

唐立根，王皆明，丁国生，孙莎莎，赵凯，孙军昌，郭凯，白凤娟（. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2. 中国石油集团公司油气地下储库工程重点实验室；. 中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司；. 中国昆仑工程公司）

基于开发资料预测气藏改建储气库后井底流入动态

唐立根1, 2，王皆明1, 2，丁国生1, 2，孙莎莎1，赵凯1, 2，孙军昌1, 2，郭凯3，白凤娟4
（1. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2. 中国石油集团公司油气地下储库工程重点实验室；3. 中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司；4. 中国昆仑工程公司）

摘要：针对应用当前方法预测储气库井底流入动态误差大的问题，开展储气库渗流模拟实验，建立了考虑气藏改建储气库后渗透率变化的井底流入动态方程，并通过实例进行了验证。模拟实验结果表明，水侵储集层改建储气库后，气相渗透率与气藏开发阶段不同，受储气库运行中气水渗流关系的影响，过渡带渗透率逐步恶化，纯气区渗透率逐步改善、甚至超过气藏开发初期储集层水侵前的水平。依据实验结果，引入描述气藏改建储气库后渗透率变化的参数，改进了传统井底流入动态方程，利用气藏开发资料预测改建储气库后井底流入动态。实例分析结果表明，改进后的井底流入动态方程考虑了渗透率的影响，预测结果与实测结果基本一致，而传统方法预测结果与实测结果有较大差别。图2表1参18

关键词：储气库；井底流入动态；渗流实验；渗透率变化；过渡带；纯气区

0　引言

目前全球建成715座储气库，形成工作气量3 930× 108m3，其中中国现役25座储气库，保障着管道平稳运行和市场安全供气。中国储气库大都在枯竭油气藏基础上改建而成[1-5]，建库时储集层发生水侵，在后期多年的运行过程中，构造低部位井采气时，受地层水影响，采气能力远未达到设计数值，不能发挥储气库预期的调峰能力。当前预测储气库井底流入动态时，由于缺乏考虑渗透率变化的预测方法，以及没有大规模开展现场试注试采等原因，一般直接采用气田开发阶段的地层渗流方程[6-14]。虽然有学者考虑了储集层的应力敏感特点[15]，却没有考虑水侵对储集层渗透率的影响。因此，本文开展储气库渗流模拟实验，建立考虑气藏改建储气库后渗透率变化的井底流入动态方程。

1　储气库流体分布与渗流机理

现役储气库大都存在边底水，气水界面上下移动，注气时因压力升高而下移，采气时因压力下降而上移，移动的气水界面将储集层分为纯气区、过渡带和水淹区3部分[5]。储气库注采井为了保持一定的注采能力，大都位于纯气区和过渡带中，但实际运行的井底流入动态与设计结果差别较大，主要是井附近储集层气水渗流所致。

为了描述储气库注采井附近储集层的渗流机理，针对过渡带和纯气区设计物理模拟实验：①气驱水实验，模拟纯气区气驱水的渗流过程；②气驱水-水驱气实验，模拟过渡带气驱水-水驱气的渗流过程。实验设备与气藏开发气水相渗实验相似，但需要在实验过程中增加多轮次气驱水-水驱气的步骤。参照SY/T 5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》[16]，选择同一块岩心分别开展①、②两个实验，记录驱替时间、流量、压力数据，通过数据处理得到气相相对渗透率随驱替次数的变化规律。

物理模拟实验结果显示，与气藏开发阶段表现的规律不同，束缚水条件下气相相对渗透率随运行周期发生变化，呈现3个阶段（见图1中AB、BC和BD段）。图1中，A点代表原始含气储集层未发生水侵时的渗透率水平，为气藏开发阶段测试的数值；AB段随着气藏开发的深入，气藏发生水侵，随后改建储气库，B点为第1次注满气后储集层渗透率数值；BC段为纯气区储集层渗透性逐步改善的过程，随着运行周期的增加和束缚水饱和度的降低，渗透率逐步增加，甚至超过原始气藏开发阶段的数值，最终基本稳定在C点的数值；BD段为过渡带储集层渗透性逐步恶化的过程，随着运行周期的增加和束缚水饱和度的增加，渗透率逐步降低，最终基本稳定在D点的数值。

图1　储气库注采井附近地层气相相对渗透率变化规律

由图1可见，过渡带和纯气区储集层渗透率随运行周期的变化趋势不同。这是由各自不同的渗流机理所致。过渡带因为气水互锁形成残余气，使不可动用的流体饱和度增加，进而气相相对渗透率不断降低[5]；而纯气区因为气驱水使孔隙喉道壁面水膜厚度减小，导致含气饱和度减小，进而气相相对渗透率不断增加。

2　传统井底流入动态方程改进

2.1改进原因

气藏开发中常用Al-Hussainy R[17]定义的关于真实气体的拟压力函数及对应的二项式渗流方程：

（1）式虽然考虑了气体黏度和压缩因子在渗流过程中的变化，但没有考虑储集层渗透率的变化，无法利用气藏现有开发资料预测其改建储气库引起渗透率变化后的井底流入动态。然而，前文物理模拟实验结果表明，气藏改建储气库后渗透率数值变化较大，因此，需要改进传统井底流入动态方程。

2.2方程改进

为了预测储集层渗透率改变后的井底流入动态，在Al-Hussainy R[17]定义的拟压力函数的基础上，引入(Kg/K)n，描述储集层改建储气库后渗透率的变化，其数值随运行周期n不断变化，基于此将传统拟压力函数改写为：

（2）式采用数值积分方法求解。改进后的拟压力函数较复杂，包含了水侵和储集层应力敏感对渗流方程的影响，考虑因素更全面。

假设地层均质等厚，气体流动服从达西定律，得到平面径向流动时的运动方程，根据质量守恒原理，代入气体高压物性参数，将气藏条件下的流量转换为标准状况下形式，分离变量后得到：

假设气体为拟稳态渗流，在供给范围内依靠流体和岩石的弹性能量生产，由等温压缩定义得到距离井眼不同距离处产量，其中井底产量与半径为r处产量的关系为：

联立（2）式—（4）式，并结合Forchheimer高速非达西渗流方程[18]，略去K的高阶小项的变化，考虑表皮系数S，整理后得到考虑水侵的井底流入动态方程：

将改进后的拟压力函数带入（5）式，整理后得到：

对比改进前后的井底流入动态方程，即（1）式和（6）式，可以发现，两者形式相同，等式右边的表达式也完全相同，不同的是等式左边的拟压力函数，说明预测改建储气库后井底流入动态时引用气藏开发阶段的系数a、b数值是可靠的。气藏开发过程中，产能试井的1个重要结果是得到系数a、b的数值，这两个系数是渗透率的函数，但储集层水侵后，渗透率必将发生变化。在预测改建储气库后井底流入动态时，唯一能够利用的资料是此前测试的a、b数值，但是如果直接采用（1）式，会产生较大误差。因此，通过改进拟压力函数，将水侵对渗透率的影响从系数a、b中剥离，并转移到拟压力函数中，这样不但可以直接利用气藏开发阶段a、b数值，还能准确预测储集层水侵后改建储气库的井底流入动态。

3　实例分析

BQ气藏位于大港油田，属于渤海湾盆地的构造岩性气藏，1975年在古近系沙一段发现油气显示，经过多年开发，于2000年左右改建储气库。以BQ气藏为例，采用本文提出的改进后的井底流入动态方程，依据BQ气藏改建储气库渗流实验结果（见图1），结合气藏开发阶段B52井的试井结果（见表1），预测改建储气库后井底流入动态。根据表1中数据，得到井底流入动态方程中系数a、b的数值分别为236.05和0.198 5，进而通过（6）式得到储气库各个运行周期的井底流入动态（见图2）。

表1　B52井产能测试结果

图2　气藏改建储气库后井底流入动态

图2显示，气藏改建储气库后井底流入动态以OB为界分为左右两部分。①左半部分OBD区域，代表过渡带，井底流入动态在储气库运行过程中逐步恶化，无阻流量逐步降低，并最终基本稳定于D点；②右半部分OBC区域，代表纯气区，井底流入动态逐步改善，无阻流量逐步增加，并最终基本稳定于C点。过渡带和纯气区的井底流入动态变化趋势相反，前者逐步恶化，后者逐步改善，这与二者的渗透率变化趋势一致，说明改进后的井底流入动态方程考虑了渗透率的影响。

BQ气藏于2000年左右改建储气库，运用传统井底流入动态预测方法，未区分过渡带和纯气区，没有考虑建库后渗透率的变化，得到图2中OA所示预测结果，无阻流量全部设计为211×104m3/d。储气库经过15个注采周期的运行，结果显示，井底流入动态与图2中OA所示预测结果有一定差别：过渡带井的无阻流量没有达到设计值，其中BQ-5井实际测试的无阻流量仅为153.6×104m3/d，与本文方法预测结果（153.3×104m3/d）接近；而纯气区井的无阻流量超过了设计值，其中BQ-2井实际测试的无阻流量为290×104m3/d，与本文方法预测结果（283.7×104m3/d）接近。因此，本文提出的井底流入动态预测方法优于传统方法，且预测结果准确。

4　结论

储气库流体分布与渗流实验结果显示，水侵储集层改建储气库后，随着储气库运行周期的增加以及气水渗流关系的影响，过渡带的渗透率逐步恶化，纯气区的渗透率逐步改善、甚至超过气藏开发初期储集层水侵前的水平。

引入描述储集层改建储气库后渗透率变化的参数，改进传统井底流入动态方程。结果表明，只需修改拟压力项，方程中的层流系数和紊流系数保持不变，证明了利用气藏开发阶段测试得到的层流系数和紊流系数数值来预测改建储气库后井底流入动态的可靠性。

实例分析表明，随着运行周期的增加，过渡带井底流入动态逐步恶化，纯气区井底流入动态逐步改善，变化趋势与渗透率相同，说明改进后的井底流入动态方程考虑了渗透率的变化。储气库井经过多年运行，实测无阻流量与传统方法预测结果有较大差别，与本文方法预测结果基本一致。

符号注释：

a——层流系数；b——紊流系数；h——储集层厚度，m；K——原始气藏条件下储集层渗透率，10-3μm2；Kg——水淹储集层改建储气库后气相渗透率，10-3μm2；n——储气库运行周期数；p——气藏压力，MPa；pa——供给范围内平均压力，Pa；psc——标准状况下压力，取0.101 325 MPa；pwf——井底流压，MPa；qr——半径r处产气量，m3/d；Q——标准状况下产气量，m3/d；r——距离井眼中心半径，m；re——供给半径，m；rg——气体相对密度；rw——井筒半径，m；S——表皮系数；T——气藏温度，K；Tsc——标准状况下温度，取293 K；Z——气体压缩因子；Zsc——标准状况气体压缩因子；β——速度系数，m-1；φ(p)——传统拟压力函数；φm(p)n——改进后的拟压力函数；μ——气体黏度，mPa·s。

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（编辑胡苇玮）

Downhole inflow-performance forecast for underground gas storage based on gas reservoir development data

TANG Ligen1, 2, WANG Jieming1, 2, DING Guosheng1, 2, SUN Shasha1, ZHAO Kai1, 2, SUN Junchang1, 2, GUO Kai3, BAI Fengjuan4
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Langfang, Langfang 065007, China; 2. CNPC Key Laboratory of Oil and Gas Underground Storage, Langfang 065007, China; 3. PetroChina Natural Gas & Pipeline Company, Beijing 100011, China; 4. China Kunlun Constracting & Engeering Corporation, Beijing 100037, China)

Abstract:In view of the gap between the inflow-performance forecasted by the traditional equation and the actual inflow-performance, experiments of gas-gas alternating seepage flow and gas-water alternating seepage flow were carried out, and a modified equation of inflow-performance relationship considering gas permeability change due to water invasion was established. This equation was verified by example analysis. The experimental results show that: gas permeability of net pay, when water-invaded reservoirs are converted into underground gas storage, is different from that during actual gas field development, in that the value of permeability decreases gradually in gas-water zone while the value increases gradually and even higher than that of original gas field in gas zone as a result of gas water alternative flooding in gas storage. Then one parameter describing the extent of permeability change when gas reservoirs are converted into gas storage was defined based on the result of the experiments, and eventually the traditional equation of inflow-performance relationship was modified to forecast inflow-performance in gas storage based on data from field development. Example analysis result shows that: the modified equation considers the effect of changing permeability, its results agree with the actual inflow-performance, while the result of traditional equation differs greatly from the actual inflow-performance.

Key words:underground gas storage; well inflow-performance; percolation experiment; permeability change; gas-water zone; gas zone

基金项目：中国石油天然气集团公司重大科技专项“地下储气库关键技术研究与应用”（2015E-4001）

中图分类号：TE972+.2

文献标识码：A

文章编号：1000-0747(2016)01-0127-04

DOI:10.11698/PED.2016.01.16

第一作者简介：唐立根（1982-），男，山东菏泽人，硕士，中国石油勘探开发研究院廊坊分院工程师，主要从事储气库设计与动态分析研究。地址：河北省廊坊市44#信箱专家楼201室，邮政编码：065007。E-mail：tangligen@petrochina.com.cn

收稿日期：2015-04-11修回日期：2015-08-26