呼图壁储气库全周期交互注采动态评价方法

陈　超，庞　晶，李道清，崔国强，闫利恒

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

呼图壁储气库全周期交互注采动态评价方法

陈超，庞晶，李道清，崔国强，闫利恒

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

地下储气库兼具季节调峰和能源战略储备的双重功能，其气井兼具注气和采气功能，相比于采气过程，高压注气过程更具风险性，而且动态评价方法匮乏。注气动态评价是地下储气库安全运行的核心技术之一，其评价准确与否直接关系到储气库的达容效果和调峰能力。基于呼图壁储气库的交互注采运行规律，借鉴采气不稳定产量分析方法，提出一种适用于呼图壁储气库注气运行的渗流模型，通过一系列数学变换创建无因次注气分析图版和拟合方法，再将不稳定注气分析得到的井控半径、表皮系数、渗透率等储渗参数耦合到不稳定注气方程中，实现单井全生命周期的注采历史拟合，并根据应急调峰和地面配套实际情况进行单井压力预测。实践表明，此方法不仅实现了对储气库交互运行中注气能力的定量评价，还能够实现对压力的准确预测，为指导优化配注提供依据。

准噶尔盆地；呼图壁储气库；交互注采；注气能力；不稳定分析方法；动态模型；压力预测

受天气因素影响，城市用户对天然气需求在不同季节有很大变化，通常是冬季用气量大，夏季用气量小，二者峰谷差大，为保证城市供气稳定，季节调峰势在必行。地下储气库作为天然气存储和调节手段之一，具有库容大、安全性好、储转费低等独特优点，为目前最主要和最经济的城市季节调峰方式。随着陕京管道、西气东输、川气东送、中缅管道和海上进口通道等各类天然气长输通道的陆续建成，中国天然气工业已进入快速发展时期，然而国内天然气生产供不应求的局面也导致对外依存度逐年攀升，因此，地下储气库的建设无疑肩负着城市季节调峰和国家战略储备的双重责任[1⁃4]。

地下储气库按地质条件可分为油气藏型储气库、水层型储气库和盐穴型储气库3大类，其中，油气藏型储气库最为常见，在全球已建成的715座储气库中占到近80%.中国的地下储气库建设起步于20世纪70年代，至今全国已建成25座储气库，而大部分是在枯竭油气藏基础上改建的，其中位于准噶尔盆地南缘的呼图壁储气库是目前国内规模最大的储气库，总库容达107.0×108m3[5⁃8].作为国内油气藏型储气库的典型代表，呼图壁储气库主要承担新疆维吾尔自治区范围内季节调峰任务，其中北疆地区冬季和夏季用气峰谷差日均高达110×104m3，这极大考验了储气库注采能力。因此，如何在多轮次交互注采周期中准确评价气井注气能力，开展合理配注和压力预测成为关键。本文通过引入不稳定分析方法来解决储气库多周期运行的注气能力评价问题，最终实现贯穿单井整个注采周期的动态评价。

1　不稳定分析法

储气库气井注采气能力评价不同于普通气藏开发，其运行过程中既有向地层注气的过程，也存在采气过程，整体属于交互注采的动态阶段。储气库运行中每个注气阶段的地层压力、注气能力都不恒定，常规采用的节点分析法已经不适用，需要借助变产量、变压力条件下的产量递减方法[9⁃11]对储气库的动态进行分析。

产量递减方法主要包含Arps，Fetkovich，Blasin⁃game，Agarwal⁃Gardner等，其中Arps递减方法描述了生产井在井底流压恒定、生产完全进入边界控制期情况下的产量递减规律，其优点在于无需了解地层参数情况，但不适用于不稳定生产阶段的动态分析；Fet⁃kovich递减方法将试井分析中的不稳定流动公式引入递减分析中，使Arps图版扩展到边界控制流之前的不稳定流动阶段，其可用于诊断气体流动的早期和晚期阶段，但未考虑气体高压物性参数随压力的变化，因此估算的井控储量可靠性差；而Blasingame递减方法和NPI递减方法引入了拟压力规整化产量和物质平衡拟时间函数，其有利于解决变井底压力和变产量问题，Blasingame图版和NPI图版中数据拟合多解性降低，适用于储气库气井采气阶段的动态评价[12⁃15]。以上4种方法只适用于地层向井筒流入的采气阶段，并不适用于从井筒向地层注入的注气阶段，因此，如何借鉴不稳定分析法原理，建立适用于储气库注气阶段的评价方法尤为重要。

2　储气库注气图版制作

2.1注气渗流模型

呼图壁储气库由中渗砂岩枯竭气藏改建，储集层物性好、层间干扰小，而且96%以上注采井为直井，因此，需要建立圆形有界均质地层、中心一口直井的定产注气模型。以采气渗流模型为基础，将注气过程视为采气的逆向流动。

假设在半径为re、外边界封闭的圆形地层中，一口气井以恒定的注气量q进行注气，井底流压为pwf，注气初始地层压力为pi，气层有效厚度为h，井筒半径为rw，地层孔隙度为ϕ，地层渗透率为K，综合压缩系数为Ct，气体体积系数为B，气体黏度为μ，注气渗流模型联立方程组如下[16⁃19]：

将（1）式无因次化并利用叠加原理求解，α为无因次产量系数，β为无因次时间系数，s为拉普拉斯变量，可得到定产条件下无因次注气量的拉普拉斯空间表达式：

图1　无因次注气分析图版

2.2典型无因次注气图版

以无因次注气量图版制作为例，依据（2）式导出无因次注气量、无因次注气量积分和无因次注气量积分导数的表达式如（3）式—（5）式，通过Stefest数值反演[20⁃23]方法得到无因次注气量和无因次注气量积分导数在真实空间下随时间的变化曲线簇（图1a），红色曲线簇代表不同无因次半径reD对应下的无因次注气量qDd，绿色曲线簇代表不同无因次半径reD对应下的无因次注气量积分导数qDdid，箭头方向为无因次半径reD增大方向。无因次注气压力图版与无因次注气量图版类似，也采用无因次压力的积分导数变换得出（图1b）。

3　注气动态评价

3.1注气量规整化计算

假定一个井控储量G，根据（6）式和（7）式计算实际物质平衡拟时间、规整化拟压力，绘制（pp⁃ppi）/q—tmd流动物质平衡曲线，根据回归直线斜率方差确定G，迭代计算直至斜率方差满足条件，再通过（8）式—（9）式绘制已确定井控储量G下的规整化注气量、规整化注气量积分导数与物质平衡拟时间的双对数曲线。

无因次井控半径是利用（9）式得到的规整化注气量曲线与理论图版进行拟合，首先拟合确定无因次井控半径reD，然后任意选择1个拟合点（图2），记录实际拟合点（tmd，q/Δpp）M以及相应理论图版拟合点（tcmd，qDd）M，若已知气体黏度、体积系数、气藏厚度和无因次井控半径，求取地层渗透率：

图2　无因次注气量拟合曲线

有效井筒半径是反应能够描述井底实际污染情况下的井筒半径。根据物质平衡拟时间关系求取有效井筒半径rwa

已知井筒半径rw的条件下，计算表皮系数b

最后，确定井控半径re（表示压力能够波及到的控制范围）

3.2拟合评价

依据之前建立的无因次注气量图版和无因次注气压力图版（图1），分别对呼图壁储气库12口注气井某一周期注气进行动态拟合，此注气周期单井平均井控半径达384.2 m、渗透率7.8 mD、表皮系数⁃2.5，平均井控库存量达34 403.2×104m3（表1）。

单井井控半径可以反映多周期注采的动用程度，大体可分为4类：一是强注强采型（图3a），井控半径随着注采周期运行逐渐增大，表明注采能力逐渐增大，储集层平面逐级动用；二是稳注稳采型（图3b），井控半径随着注采周期运行趋于稳定，表明注采能力趋于稳定，储集层平面全部动用；三是弱注强采型（图3c），井控半径在采气期大于注气期，表明采气能力大于注气能力，调峰能力大于扩容能力；四是强注弱采型（图3d），井控半径在注气期大于采气期，表明注气能力大于采气能力，扩容能力大于调峰能力（图3）。

对12口注采井进行动态拟合，得到每个周期的井控半径（图4），依据单井多用期注采井控评价模式可以看出，SK10井、SK17井和SK20井为强注强采型，整体上注采能力逐渐增大；SK8井、SK9井、SK19井、SK22井和SK23井为稳注稳采型，井控半径随着注采周期运行趋于稳定；SK7井、SK18井和SK21井为强采弱注型，采气能力大于注气能力；SK25井为强注弱采型，注气能力大于采气能力。

鉴于呼图壁储气库处于库容不断增加的时期，强注强采型和稳注稳采型气井较为理想，注采能力匹配性较好，有利于储气库稳步达到设计库容。强采弱注型和强注弱采型气井注采关系匹配性较差，整体调控难度大，尤其是强采弱注型，由于局部压力和井底污染情况导致注不进或注气量少，后期应该以井组为单位进行调控，使注采动用范围趋于稳定；此外，强注弱采型气井虽然对达到设计库容影响较小，却不利于调峰运行，后期需要继续开展最大采气能力试验，在满足临界条件下进一步释放采气能力。

3.3动态预测

通常地下储气库达到设计库容时需要若干个注采周期才能完成，而如何贯穿整个注采周期进行评价是难点，在没有建立不稳定注气图版之前，注气周期和采气周期独立分析，没有贯穿全生命周期进行分析，这就难以衡量注采质量。将每个注气周期的不稳定分析结果代入到不稳定注气方程中，不仅可以评价单井全生命周期的注采能力，还能进行下一周期注采预测。不稳定注气分析在平面上可以定量判别每口井的控制范围，定量描述井间动用程度，得到的相关渗流参数（表皮系数、地层渗透率等）可以反映每个注气周期的注采能力变化。以SK6井为例，对其每个注气周期进行不稳定产量分析，将每个注气周期分析得到的井控半径、地层渗透率和表皮系数代入到不稳定注气方程中，其表达式为

表1　呼图壁储气库单井注气不稳定分析统计

图3　单井多周期注采井控评价模式

图4　呼图壁储气库单井多周期注采半径统计

根据定产生产原则，拟合每个注气周期的生产历史，并依据此模型预测下一注气周期的注气量和地层压力（图5）。从图5中可以看出，SK6井每个注气周期的压力拟合都较好，整体拟合相关系数达0.95.随着注采周期的延长，SK6井注气压差逐渐减小，说明注气阻力逐渐降低，井控范围逐渐增大，相应的注气能力也逐渐升高。通过耦合不稳定分析解释参数，不但实现了更为准确的历史拟合，还定量评价了每个周期的注气能力，为后期合理配产和压力预测提供依据。运用单井多周期注采模型对10口气井进行动态预测，对比模型预测与注采气末期实测地层压力，发现除SK10井外，其余井地层压力预测结果误差均在6%以内（图6）。SK10井预测误差大的原因是由于地面压缩机故障，导致注气时间减小，造成配注预测压力偏高。以单井动态模型为基础，结合数模开展呼图壁储气库全区压力动态监测，观察整个储气库的注采动态，实现储气库压力实时监测。

图5　呼图壁储气库SK6井多周期注采动态模型

图6　呼图壁储气库单井注采末预测压力与实测压力对比

4　结论

（1）建立了适用于呼图壁储气库气井的注气不稳定分析图版，包括无因次注气量图版和无因次注气压力图版，利用2个无因次图版对实际注气量和注气压力进行拟合，定量评价储气库单井多周期运行注气能力，包括注气井控范围、表皮系数、渗透率和井控库存量等参数。

（2）利用不稳定注气分析结果和不稳定注气方程，建立单井全生命周期的注采动态模型，不仅实现了单井注采气量、压力的精确拟合，还准确预测了合理配产条件下的注气压力，与实测压力对比预测精度达到94%以上.

符号注释

B——气体体积系数，无因次；

b——表皮系数，无量纲；

Ct——气体压缩系数，MPa⁃1；

G——井控储量，108m3；

h——气层有效厚度，m；

I0——变形第一类0阶Bessel函数；

K——地层渗透率，mD；

L⁃1[pD]——无因次压力拉普拉斯逆变化；

NpDd——无因次累计注气量；

pD——无因次压力，无量纲；

pDid——无因次压力积分导数；

pp——规整化拟压力，MPa；

ppi——规整化拟地层压力，MPa；

ppwf——规整化拟流压，MPa；

Δpp——规整化拟压力差，MPa；

q——实际注气量，104m3/d；

qDd——无因次注气量，无量纲；

qDdi——无因次注气量积分，无量纲；

qDdid——无因次注气量积分导数，无量纲；

rw——井筒半径，m；

rwa——有效井筒半径，m；

re——井控半径，m；

reD——无因次井控半径，无因次；

Sw——含水饱和度，%；

s——拉普拉斯变量，无量纲；

tDd——无因次时间；

tmd——气井物质平衡时间，d；

tcmd——气井无因次物质平衡时间，无因次；

Z——气体偏差系数，无因次；

α——无因次产量系数，无量纲；

β——无因次时间系数，无量纲；

ϕ——气层孔隙度，%；

τ——时间变量，d；

μ——气体黏度，mPa·s.

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（编辑杨新玲）

A Method for Full⁃Cycle Alternative Injection⁃Production Performance Evaluation of Hutubi Underground Gas Storage

CHEN Chao,PANG Jing,LI Daoqing,CUI Guoqiang,YAN Liheng
(Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

An underground gas storage(USG)has two functions of seasonal peak shaving and strategic energy storage with gas wells acting as both injectors and producers.Compared with gas production process,high⁃pressure gas injection is more risky and there is no available performance evaluation method.Evaluation of gas injection performance is one of the core technology to guarantee the safe operation of USG and the evaluation accuracy will directly affect the capacity and peak shaving ability of gas storage.Based on the alternative injection⁃production operation law and by means of unsteady gas production analysis method,the paper presents a flow model suitable for gas injec⁃tion of Hutubi USG,establishes 2 dimensionless gas⁃injection analysis charts and a dynamic matching method through a series of mathe⁃matical transformation,then puts parameters such as gas injection radius,skin factor and permeability etc.obtained from the unsteady gas injection analysis into the unsteady gas injection equation to realize full⁃cycle injection⁃production history matching for single wells,and fi⁃nally performs well pressure prediction according to the actual situations of emergency peak shaving and surface facilities.The practice shows that the method could realize not only the quantitative evaluation of gas injection capacity of UGS,but also the accurate pressure pre⁃diction,which could provide the basis for optimization of gas injection allocation.

Junggarbasin;Hutubiundergroundgasstorage;alternativeinjection⁃production;gasinjectioncapacity;unsteadyanalysismethod; dynamic model;pressure prediction

TE332.3

A

1001⁃3873（2016）06⁃0709⁃06

10.7657/XJPG20160614

2016⁃06⁃20

2016⁃10⁃09

国家科技重大专项（2015E⁃4002）

陈超（1987⁃），男，新疆克拉玛依人，工程师，油气田开发，（Tel）0990⁃6867823（E⁃mail）ccvab@sina.com