考虑出砂影响的地下储气库极限调峰能力评价<br/>——以准噶尔盆地H 储气库为例

考虑出砂影响的地下储气库极限调峰能力评价
——以准噶尔盆地H 储气库为例

2023-11-15胡书勇罗海涛张士杰

天然气工业 2023年10期

廖伟胡书勇罗海涛蒋恬张士杰张季

1.中国石油新疆油田储气库有限公司 2.油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学

0 引言

新疆H 地下储气库（以下简称为储气库）位于准噶尔盆地南缘，是中国石油2010年启动建设的6座气藏型储气库（群）之一，是目前国内调峰储气规模最大的储气库[1]。自2013年6月投运以来，已经历了9 个完整的注采运行周期，高峰日采气量达到3 100×104m3，调峰采气量占中石油目前已有10 座储气库群总采气量的20%，季节调峰保供的主力作用进一步凸显。受9 个周期的强注强采运行模式影响，在2017—2022年冬季高位调峰期间，部分井出现了储层出砂现象。

储气库注采井具备“多周期强注强采”的特点，地层出砂严重影响了储气库的调峰生产。如何保证储气库具有较高的调峰能力，从而为冬季天然气安全保供提供保障？在储气库最大调峰能力研究方面，前人开展了大量的工作。Tureyen 等[2]对气井产能方程进行修改，建立了井筒对气井产能影响的模型，该模型可以帮助工程师更好地了解井筒的目前情况，并采取适当的措施提高注采井的产能从而降低储气库的投资。Li 等[3]采用气井中携带的液滴趋向平坦的观点，推导了气井中连续去除液体的新公式，预测结果与我国气井的实际生产性能相一致。Bagic 等[4]对枯竭气藏型储气库水平井注采系统进行了分析研究。梁涛等[5-8]采用节点分析法，以临界携液流量和临界冲蚀流量为约束条件，对储气库气井不同油管尺寸的注采能力进行了研究。谭羽非等[9]则应用节点分析法对储气库注采能力的主要影响因素进行了研究。王景芹等[10-11]运用节点分析法，优选出了储气库气井合理油管尺寸。对于具有边底水的储气库，舒萍等[12]则考虑了临界水锥流量，通过节点分析法对储气库气井合理注采能力进行了研究。罗天雨等[13]基于5 种经典的出砂预测模型，分别计算了呼图壁储气库在不同地层压力下的出砂临界压差。王毅忠等[14]建立了球帽状液滴模型的气井最小携液临界流量计算公式。王嘉淮等[15]利用冲蚀产量模型，计算并优选了管径114.3 mm 的管柱为呼图壁储气库的直井管柱，研究了安全阀部位的冲蚀规律。岳典典[16]简述了东河油田出砂因素，通过三轴应力实验，基于经验模型预测法、BP 模型、Forchheier 模型分别求解了临界出砂压差，得出Forchheier 模型适用于东河油田。韩志磊等[17]基于现场岩心实验求解了适用于渤海蓬莱油田疏松砂岩的内聚力和内摩擦角，基于摩尔—库仑准则建立了内聚力和内摩擦角相结合的出砂分析测井评价新方法。康毅力等[18]通过模拟含水饱和度变化的干湿交替实验，对照实验前后岩石力学参数变化来探究深层致密砂岩气藏出砂规律。

大量文献表明，现有储气库注采能力的研究并未考虑临界出砂流量的情况[19-20]，在储气库强注强采的运行模式下，储层出砂不仅仅影响气库的调峰能力，而且将会严重影响储气库的寿命。因此，为了充分发挥新疆H 储气库调峰保供能力，确保储气库长期安全运行，需要更进一步在考虑出砂影响的情况下深入研究储气库气井的最大调峰能力。

1 改进的储气库气井节点分析方法

结合H 储气库实际生产情况，对气井节点分析法进行改进，即在分析储气库合理产能时，除了考虑气井临界携液流量[21-22]、气井临界冲蚀流量因素外[23-25]，还考虑了气井临界出砂流量为约束条件，建立储气库气井的采气能力图版，深入研究储气库气井的最大调峰能力。

节点分析法是运用系统工程理论研究气田开发过程中的气藏工程、采气工程和集输工程之间的压力、流量关系方法[26]。节点分析法也应用到了储气库气井的注采能力及调峰能力的预测和评价[27-28]。

储气库的采气过程主要是天然气从“地层—井底—地面”的一体化系统过程，该过程可以分为4个部分：①流体克服储层的阻力在地层中的渗流；②克服射孔孔眼的阻力向井底的流入；③克服管线摩阻和滑脱损失沿井筒从井底向井口的流动；④克服地面设备和管线的阻力沿集输管线的流动。节点分析法将采气过程划分为6 个节点，其中第6 点为始节点，第1 点为末节点，如图1所示。在储气库的采气生产系统中，选取井底为解节点，划分为流入和流出两大部分，即流入模型为产能方程，流出模型为管流方程。

图1 气井生产系统节点位置示意图

1.1 产能方程

采气系统的产能方程主要以二项式产能方程为主，代表着储层的供气能力。二项式产能方程式为：

式中pr表示地层压力，MPa；pwf表示气井井底流压，MPa；qsc表示标准状态条件下的天然气流量，m3/d；a表示层流系数；b表示紊流系数。

1.2 管流方程

气井井筒垂直管流方程用来描述采气系统的流出动态曲线：

其中

式中pwh表示气井井口静压，MPa；e表示绝对粗糙度；S表示无因次指数；f表示摩阻系数；表示井筒静气柱平均温度，K；表示井筒静气柱平均偏差系数；D表示油管内径，m；γg表示天然气相对密度，无因次；h表示井口到气层中部深度，m。

天然气黏度（μg）按照Lee-Gonzalez-Eakin 半经验法计算，天然气偏差系数（Z）按照Cranmer 方法迭代计算。

1.3 临界携液流量模型

目前较为常用的临界携液流量模型主要有Turner模型、李闽模型和王毅忠模型。不同模型的临界携液流速公式如表1所示。

表1 临界携液流量模型公式表

不同模型条件下临界流速公式的形式完全相同，仅公式系数存在差异，Turner 模型系数为6.6，李闽模型系数为2.5，王毅忠模型系数为2.25，系数不同的主要原因是液滴形状不同。

其中，李闽模型比较符合国内气田的真实情况，在现场生产中应用广泛。因此，应用李闽模型计算不同尺寸的油管在不同井口压力下的临界携液流量。

1.4 临界冲蚀流量模型

针对储气库强注强采的特殊生产模式，高速气体在油管内流动时会产生显著冲蚀作用，造成管壁和井下工具的冲蚀磨损，但冲蚀一般不会发生在直管处，多发生在井口。冲蚀流量（qce）是管柱发生显著冲蚀作用时的产气量，储气库建设中主要用API RP 14E 推荐的计算公式[7]：

式（3）中的冲蚀系数（c）是经验值，并没有严格的取值方法，最低可取值100，当酸性气体含量降低、含砂量较少时，可以适当取大一点；若是采用耐蚀合金管柱时，c值取200；常规SS 管柱取值150。参考其他储气库的取值大小，根据新疆H 储气库实际情况，c值取为180，其临界冲蚀流量计算公式为：

2 临界出砂流量模型

由于地层出砂是一个极其复杂的过程，单一的方法很难准确预测储气库生产过程的地层出砂情况，以往的定性出砂预测模型（组合模量法、出砂指数法、声波时差法）也只能大致判断储层是否出砂或出砂的程度。选取压缩破坏模型、剪切破坏模型及BP 模型来计算出砂压差，从而指导新疆H 储气库的生产与调峰。

压缩破坏模型为[29]：

剪切破坏模型为[30]：

BP 模型为[31]：

其中ƙ由下式计算：

式中pcr表示临界井底流压，MPa；Δpcr表示临界生产压差，MPa；p0表示孔隙压力，MPa；μ表示岩石泊松比；β表示Biot 系数；τ0表示岩石内聚力，MPa；σzo表示垂向主应力，MPa；φ表示内摩擦角，(°)；C表示岩石内聚力，MPa。

以新疆H 储气库HUK24 井为例，通过室内实验与测井数据，计算得到的HUK24 井临界出砂压差如表2所示。

表2 HUK24 井临界出砂压差表单位：MPa

由表3 的推荐临界出砂压差，根据地层平均压力，计算出相对应的井底流压，再根据二项式产能方程式，即可计算出临界出砂流量，如表3 和图2所示。

表3 HUK24 井临界出砂流量表

图2 HUK24 井临界出砂流量曲线图

由表3 和图2 可知，气井临界出砂流量与地层压力呈正相关。

3 考虑出砂影响的单井极限调峰能力

对于储气库的采气系统，气井合理产气能力应大于临界携液流量，并且小于协调点；应急产气能力应大于协调点，并且小于临界冲蚀流量与临界出砂流量两者的最小值，如图3所示。

图3 采气能力图

基于节点系统分析方法，综合考虑临界携液流量、临界出砂流量及临界冲蚀流量等因素，以新疆H储气库HUK24 井为例，确定HUK24 井的采气能力图版，确定在不同地层平均压力与不同井口压力下的合理产气能力与应急采气能力，最大限度地满足储气库调峰与应急产量配置需求。HUK24 井基础参数如表4所示，其采气能力图版如图4所示，合理产气能力与应急采气能力如表5所示。