MB8 边底水气藏储气库运行参数设计

2023-05-10龚瑞程王爱明陈芳芳于海涛刘金滚

西南石油大学学报(自然科学版) 2023年2期

龚瑞程，王爱明，陈芳芳，于海涛，刘金滚

1.中国石油青海油田采气二厂，甘肃敦煌 736200；2.中国石油青海油田勘探开发研究院，甘肃敦煌 736200；3.中国石油青海油田采气三厂，甘肃敦煌736200

引言

中国天然气在一次能源消费结构中占比不断提高，2019 年，天然气消费量超过3 000×108m3，对外依存度高达43.5%[1]。2009 年以来，中国加大了储气库建设推进力度，截至2021 年，已有27 座储气库建成并投入调峰运行，在建储气库8 座，已形成100×108m3调峰能力，油气藏型储气库主要有大张坨、板南、京58、相国寺和呼图壁等储气库[2-8]。国内外改建储气库主要是无边底水或弱边底水枯竭油气藏，在储气库库容计算、注采能力评价、工作气量优选等方面开展了详细研究，对无边底水储气库的建设和开发利用取得了较为完备的认识[9-15]；但具有中强边底水枯竭油气藏改建储气库的非常少，缺乏该类气藏储气库运行参数设计经验和先例[16-18]。

青海油田为西北地区主要天然气产销基地，预计“十四五”期间年产量达到70×108m3，但是青海油田没有天然气地下储气库，在“产供储销”产业链缺少“储”这一关键链。为提高冬季调峰能力，保障青海、西藏、甘肃季节性用气和事故应急需求[19-22]，青海气田开展了储气库库址评价和筛选工作，优选MB8 区块MB8 井区作为天然气地下储气库建设有利目标区。该井区为中强水体能量边底水气藏，储气库运行过程中，地层水侵入气藏造成气库储气空间减少，动态库容量、有效工作气量不能达到储气库原设计要求；同时，循环注采过程中气水多轮次交互驱替，气水渗流特征发生变化，气体流动特征及波及范围变化，不利于储气库运行。因此，本文通过分析边底水对储气库运行参数的影响规律，结合MB8 区块地质、生产和产水等特征设计储气库运行参数，以提升该类储气库运行效率和经济效益。

1 MB8 储气库地质及开发概况

1.1 地质概况

MB8 区块位于柴达木盆地北缘祁连山前马东斜坡，该区受马仙断层及派生的次级断裂控制，整体表现为自北西向南东倾没的斜坡，闭合高度约60 m；平面上被次级断层分割成4 个局部段背斜构造井区（图1），其中，MB8 与MB14 井区局部构造之间以鞍部底水相接。

图1 MB8 井区连井剖面图Fig.1 The connecting-well section of Wellblock MB8

MB8 储气库建库目标区MB8 井区位于青海气田MB8 区块北部，为断背斜边底水气藏，整体封闭较好，含气面积1.8 km2，气层有效厚度24.0 m，天然气地质储量10.82×108m3。储层孔隙度22.9%，渗透率24 mD，为中孔、中高渗储集层；地温梯度3.04◦C/hm，地层压力系数1.11，为正常温压系统。

1.2 生产概况

MB8 井区2013 年9 月投产，投产井10 口。截至2019 年12 月，共投产6 口，采气速度3.65%，采出程度32.07%，井区日产气8.53×104m3，日产水21.23 t，累计产气3.47×108m3，累计产水1.54×104t。

通过对10 口投产气井生产特征分析表明，MB8井区气井生产具有以下特征。

1）库区投产气井整体生产能力差异相对较小，M2–2 井附近存在低产区，累计产量较低井主要分布在气藏边部。

2）气井在短期内具备一定强采能力。大部分气井具有1.5∼2.5 a 无水采气期（图2），井均产气3.3×104m3/d（高峰期井均产气5.2×104m3/d，持续2.6 月），见水后产量较稳定。

图2 MB8 井区无水采气期日产气量柱状图Fig.2 The daily gas production during water free production period in Wellblock MB8

1.3 产水特征

气井产水是影响MB8 井区储气库库容和注采能力的主要因素，边水气藏改建储气库，气井注采能力应低于水侵临界产量（表1）。其中，主产层II油组为中等水驱底水气藏，东侧自北向南发育一个条带状水体（图3）。II 油组气水界面整体抬升，气井井底存在水锥，气藏边部同时受边水横侵影响。I–6 小层为中水驱边水气藏，水体主要发育在气藏东部，西部受构造控制水体分布范围相对较小，小层边水侵入明显，气水前缘向气藏整体推进，局部有一定突进现象。I–2 小层为弱水驱气藏，水体主要发育在气藏东部，西部受构造控制水体分布范围相对较小，小层边水侵入明显，气水前缘向气藏整体推进的同时，局部有一定突进现象。

表1 MB8 井区水侵能量判别结果表Tab.1 Water invasion energy discrimination in Wellblock MB8

图3 MB8 井区II 油组气藏含气饱和度剖面分布图Fig.3 Vertical distribution of gas saturation for Layer II in Wellblock MB8

2 水驱气藏储气库运行参数设计

2.1 注采井井型优选

针对MB8 井区中等水驱气藏型储气库储层特征和生产特征，对比MB8 井区投产水平井和直井在无水采气期产量（表2），从高峰产气量来看，3口水平井井均高峰产气量约7.1×104m3/d，6 口直井井均高峰产气量约5.0×104m3/d，水平井井均产量约为直井的1.42 倍；从无水产气期累计产气量来看，水平井井均累计产气量约1 504.0×108m3、直井井均累产气量约1 515.3×108m3，水平井和直井基本相同。对比单井生产能力，水平井生产能力与直井相比优势不明显。

表2 直井与水平井产量对比表Tab.2 Productivity comparison of vertical and horizontal wells

采用如式（1）所示的Joshi 水平井产能方程[23]，对I–2、I–6、II–1 小层不同水平段长度下水平井产能和产能替换比进行计算（图4），当水平段长度为500 m 时，I–2、I–6、II–1 小层水平井产能分别为直井的1.44、1.34 和1.26 倍，水平段长度达1 000 m 时，水平井产能与直井产能相比也不到2 倍，整体来看，水平井与直井相比产能优势不大。

图4 MB8 井区水平井与直井产能替换比曲线Fig.4 Production replacement ratio curve of horizontal wells and vertical wells in Wellblock MB8

式中：q—水平井产量，m3/d；

K0—有效渗透率，mD；

h—气层厚度，m；

∆p—生产压差，MPa；

µ—气体黏度，mPa·s；

B0—体积系数，无因次；

b—水平井椭圆泄油体半短轴，m；

L—水平段长度，m；

β—各向异性系数，无因次；

rw—井筒半径，m；

re—外边界半径，m；

Kh—气层水平方向渗透率，mD；

Kv—气层垂直方向渗透率，mD。

2.实施伪装欺骗。建立海上民兵伪装设障分队，运用角反射器、假电波、假热源等，在海上和岛礁、漂浮物上，设置假舰艇、假导弹、假战机等假目标，采取变形伪装、电子伪装、迷彩伪装等方法手段，使敌作出错误判断，诱敌对假目标进行打击，达到欺敌、迷敌、惑敌的目的。

考虑MB8 井区纵向发育I–2、I–6、II 等多套含气层系，主力层II 储量仅占68.2%，储量优势不明显，且各小层含气面积叠合程度高，直井更有利于动用纵向多套气层。同时，根据MB8 井区投产水平井生产动态和开发经验，水平井见水后，水平段携液困难，治理难度大。综合多方面对比，优选直井为合理注采井井型。

2.2 注采井井距优化

注采井井距论证是储气库建设的重要内容之一。一方面，将井距作为注采井井间距离设计的依据，另一方面，将井距的一半作为边水气藏有效库区范围划定依据。

利用储气库高速采气不稳定渗流理论，建立气井高速流合理井控半径理论图版如图5所示。MB8井区注采井在有效渗透率20 mD，在采气120 d 条件下，井控半径为120 m，对应井距240 m。

图5 MB8 井区储气库井控半径理论图版Fig.5 Gas storage well control radius type curve in Wellblock MB8

参考国内主要储气库参数（表3），考虑MB8 储气库储层特征与京58 储气库类似，京58 储气库有效渗透率26 mD，注采井井距300 m，MB8 储气库渗透率略小，为提高库容利用效率，井距也应更小；参考大港板桥储气库群井控半径与储层有效渗透率关系图版（图6），井控半径与储层有效渗透率相关，MB8 井区气井有效渗透率在20 mD 左右，计算其井控半径100 m，井距约200 m。

图6 大港板桥储气库群井控半径与储层有效渗透率关系图版Fig.6 Graph of well control radius and effective permeability of Dagang Banqiao gas storage

表3 国内部分气藏型储气库地质条件与设计参数表Tab.3 Geological conditions and design parameters of some domestic gas reservoirs

综合泄流半径评价法、经验统计法和类比分析法，评价MB8 井区储气库注采井合理井距为200∼240 m。因此，在井位部署过程中，注采井距边水大于120 m。

2.3 库容计算

常规气藏型储气库采用定容封闭气藏物质平衡方程评价气藏动储量，并将气藏动储量作为储气库库容。对于MB8 井区中等水驱边底水气藏，在动储量评价过程中，采用水驱气藏视储量法分层计算动储量；同时，为避免边底水入侵，注采井部署需避开构造低部位、边水区，因此，将距离边水一个井距内区域作为有效库区范围；在此基础上根据气藏动储量丰度，折算储气库有效库区范围内动储量，并将有效库区范围内动储量作为储气库库容。

对于水驱气藏，其物质平衡方程为

对于MB8 井区，考虑其I–2、I–6 小层和II 油组内储层横向连通性好，纵向上相互独立，呈现出“一藏、一单元、一界面”的特征，根据式（2）计算MB8 井区不同层位水驱气藏视储量，MB8 井区储气库动储量合计约9.94×108m3（表4）。为避免边底水影响，以海拔1 650 m、距水体边界120 m 为下限圈定库区范围（考虑距离边水约250 m），划定有效库区面积1.44 km2，较含气面积1.8 km2减少约20%。按照原始地层压力10.9 MPa 下估算库容量为8.0×108m3。

表4 MB8 井区各层动态储量Tab.4 Dynamic reserves of each layer in Wellblock MB8

2.4 单井注采能力计算

针对MB8 井区中等水驱边底水气藏特征，在常规干气气藏节点分析基础上，考虑气水两相渗流和底水锥进影响，评价单井注采能力。

2.4.1 单井采气能力分析

1）节点分析法

对于MB8 井区储气库，在气藏无水开采期，典型气井产能二项式方程见式（3）。针对MB8 井区储气库中等水驱特征，考虑边底水气藏压差控制要求，以2 MPa 为生产压差上限对采气能力进行约束，结合Cullender-Smith 垂直管流方程，绘制注采井流入流出曲线，并获得不同地层压力下生产能力。

式中：pR—地层压力，MPa；

pwf—井底流压，MPa；

Q—天然气产量，104m3/d。

考虑MB8 井区边底水气藏开发后期会由气相单相流进入气水两相流状态，对不同含水率条件下气井产量变化特征进行分析[24]。如图7 所示，在水气比为0.5×10−4m3/m3条件下，气井生产能力为不产水条件下56%。因此，考虑产水影响，MB8 井区储气库气井单井生产能力按照56%折算，评价地层压力为8.0∼10.9 MPa 时，MB8 井区储气库单井采气能力约为（6.5∼9.5）×104m3/d。

图7 考虑产水影响条件下MB8 井区储气库单井协调生产能力曲线Fig.7 Gas storage single-well coordinated production capacity curve in Wellblock MB8 considering the influence of water cut

2）底水气藏临界产量

针对MB8 井区中等水驱边底水气藏特征，采用Dupuit 模型对见水时间预测[25]

评价气井在平均3.3×104m3/d 产量下，无水生产时间可达450 d；在日均15×104m3产量下，预测气井无水生产时间可达120 d（图8）。因此，在保证低含水或不含水情况下，单井在120 d 内具有15×104m3/d 产气能力。

图8 MB8 井区底水气藏见水时间与产量关系曲线Fig.8 Relationship between water breakthrough time and production rate in bottom water gas reservoir in Wellblock MB8

2.4.2 单井注气能力分析

针对MB8 井区气藏中等水驱特征，在常规干气气藏单井节点分析基础上，考虑气水多相渗流影响，对单井注气能力进行折算，见图9。研究表明，当井口压力为12 MPa、油管尺寸88.9 mm 条件下，地层压力为8.0∼10.9 MPa 时，气井注入气量为（6.2∼30.2）×104m3/d。

图9 MB8 储气库单井注气能力曲线Fig.9 Single well gas injection capacity curve of MB8 gas storage

2.5 射孔打开程度优化

针对MB8 井区中等水驱边底水气藏特征，采用Dupuit 临界水锥产量方程[式（5）]，对不同射孔打开程度下临界水锥产量进行计算。

研究表明，当射孔打开程度在30%∼40% 时，临界水锥产量为（1.3∼1.4）×104m3/d，远低于设计采气量（10.5∼16.0）×104m3/d。当射孔打开程度大于40%时，临界水锥产量下降较快（图10），推荐直井合理打开程度为30%∼40%。

图10 MB8 井区储气库临界流量与射孔程度关系曲线图Fig.10 relationship between critical flow rate and perforation degree of gas storage in Wellblock MB8

2.6 运行压力区间确定

储气库运行压力区间是指上限压力和下限压力之间的压力范围。上限压力确定的原则主要为不破坏储气库的封闭性，同时兼顾气库目标工作气量与气井产能；MB8 区块破裂压力27.2∼46.8 MPa，远高于原始地层压力，综合考虑后，以气藏原始地层压力10.9 MPa 作为气库最大上限压力。

下限压力主要是满足调峰稳定供气能力时的最低气层压力，在井口产量为10×104m3/d，井口压力为4.7 MPa，最小地层压力7.6∼8.1 MPa，为保证气库运行效率，下限压力取8.1 MPa。

2.7 工作气量及注采井数优化

运用数值模拟技术建立工区模型，以考虑气井产水影响下单井生产能力为基础，设计（1.0∼2.4）×108m3共8 套工作气量方案，并对不同工作气量条件下注采井井数进行分析（图11）。结果表明，当工作气量大于1.7×108m3后，注采井数增加幅度较大。优选MB8 井区储气库合理工作气量为1.7×108m3，合理注采井井数为20 口。按照储气库220 d 注气期，120 d 采气期计算，库区最大调峰能力149×104m3/d，采气期单井日均产气7.1×104m3，注气期日均注气3.9×104m3。

图11 考虑含水影响条件下MB8 储气库单井协调生产能力Fig.11 Single well coordinated production capacity of MB8 gas storage considering the influence of water cut

为进一步评价MB8 中等水驱气藏型储气库运行参数设计的合理性，对储气库注采能力和含水饱和度等参数变化特征进行分析。研究表明，单井注采能力满足设计要求，同时，循环注采过程中边底水往复运动，注气期末，边底水被注入干气驱替至边部（图12）；采气阶段，地层水向井底运移，但整体运移量较小，气水控制区域相对稳定，无明显锥进和舌进现象（图13）。