水淹气藏型地下储气库提高库存动用关键技术<br/>——以板中北储气库为例

水淹气藏型地下储气库提高库存动用关键技术
——以板中北储气库为例

2023-11-15施金伶王权国韩世庆周春明李德宁

天然气工业 2023年10期

叶萍施金伶王权国韩世庆周春明李德宁王雪许倩刘薇

中国石油大港油田公司天津储气库分公司

0 引言

当前，国内已建的储气库大部分是由水淹气藏改建而成[1-5]。国际上，自20世纪50年代水侵气藏开始建库以来已形成一系列配套关键技术。而我国储气库建设较晚，20世纪末第一座商业化储气库大张坨正式开始投运，经过20 余年的发展，目前国内已建成了超过100×108m3的工作气量。但由于我国复杂的建库地质条件，受储层物性差、非均质性强及边水选择性侵入等因素影响，气藏改建储气库后，气水多相渗流机理复杂，储气库运行过程中暴露出达容达产效果差、工作气量增速缓慢等问题。大港储气库群目前已运行近20年，运行动态分析跟踪结果表明，除大张坨储气库是在开采中期改建储气库，目前储气库参数达到设计指标之外，其余5 座水淹枯竭气藏型储气库经过近17 周期运行目前基本处于稳定阶段，但是储气库均未达到设计指标。水淹枯竭气藏型储气库在注采过程中水侵严重影响气井的产能，库容动态变化过程中的驱水达容规律具有复杂性和普遍性，直接影响其注采能力和达容达产时间。笔者以板中北储气库为例，深度剖析注采运行各项指标及周期扩容达产能力，分析影响库存动用的原因，提出提高库存动用关键技术和措施，优化储气库运行的关键参数，从而提高了储气库的运行质量，为同类型储气库提高库存动用提供方法借鉴。

1 气藏型储气库库存动用程度评价方法

库存量是指某地层压力下储存的天然气量在标准参比条件下的体积，一般由有效库存量和未动用库存量组成。有效库存量是指在现有注采井网下能动用的天然气量在标准参比条件下的体积。而库存动用率是有效库存量与库存量的比值，反映库存动用程度。

式中ηGr表示库存动用率；Grm表示有效库存量，108m3；Gr表示静态库存量，108m3。

根据储气库注采运行库存曲线，某周期有效库存量等于注气末期库存量减去采气曲线向下外延至X轴交点对应的库存量（图1）。针对弱—中等水侵气藏型储气库，有效库存量应按下式计算：

图1 储气库多周期注采库存曲线示意图

式中Qp表示周期采气量，108m3；pin表示注气末期地层压力，MPa；Zin表示注气末期天然气偏差系数，无因次；pcm表示采气末期地层压力，MPa；Zcm表示采气末期天然气偏差系数，无因次。

从有效库存量关系曲线和库存动用率公式可以看出，提高有效库存量是提高库存动用率的关键因素，有效库存量的大小取决于注采气阶段压力波及范围内能够有效动用的库存量。

2 板中北储气库库存动用程度影响因素

以板中北储气库为例，该气藏为一个半背斜构造，圈闭受断层和岩性双重因素控制，构造边部为油环和水体封闭。由于边水的入侵[6-7]，建库后的注采运行过程中，气驱水淹区的微细孔道难以有效驱替，注采井网对砂体控制程度降低[8-10]，部分气体不能及时动用。加之储层非均质性的影响、边部水侵导致气井产能大幅降低等[11-13]，使得现井网的库存动用率远远低于设计指标，也是储气库不达标的主要原因。

2.1 流体分布复杂

板中北气藏自1975年投入衰竭式开发，至2000年底枯竭加水淹停采，2003年该气藏改建为储气库，设计库容为24.48×108m3，设计压力介于13.0～30.5 MPa，以b840 断层分界将板中北储气库分为东、西两个区块。板中北储气库建库前东区低部位与西区大部分区域已水淹，流体分布遵循上轻下重的重力分异规律[14-15]。同时由于气藏内部岩性非均质性的存在，造成气水移动界面出现舌进、指进等现象，进而导致储气库内部流体分布趋于复杂化。

2.2 气井产水影响单井产能

板中北储气库气水过渡带的注采井，尽管物性与高部位气井大致相当，但在采气生产过程中会出现气水两相流动，地层渗流阻力增加，气井采气能力受到限制[16-18]，与高部位井具有一定差距（图2）。

2.3 不同区带运行压力存在差异

储气库多周期注采气平衡期单井静压测量值显示（图3），气井整体连通性较好，采气末期东区中高部位井基本能实现下限压力13.0 MPa，边部井因受液量影响下限压力较高，达21.0 MPa。板中北储气库东、西两区采气结束后压力分别为15.9 MPa、21.8 MPa，压力相差5.9 MPa。同时构造边部位井由于水淹程度高，采气后测压值相对较高，构造边部的k3-11 井压力为17.0 MPa，k3-19 井压力为19.3 MPa，比构造高部位的k3-1 井分别高2.7 MPa、5.0 MPa。

图3 板中北储气库某周期采气末期单井压力分布图

3 板中北储气库提高库存动用关键技术

3.1 合理配产配注，实现气库均衡驱替

板中北储气库由枯竭式气藏改建，地层亏空较为严重，储气库构造高点海拔为－2 706 m，闭合高度为94 m，圈闭面积8.9 km2。储层分布稳定，平均有效厚度为19.4 m，测井平均孔隙度为20%，平均渗透率为220 mD，属于中孔隙度、中高渗透率砂岩储层，构造较平缓，构造主体部位倾角2°～3°。投产注气后注气压力高，配注量大，容易形成天然气渗流优势通道，进而产生指进或气水互锁现象，导致气驱波及效率大幅降低，因此，结合板中北储气库地质特点及井网分布情况，应用临界注气速度方法和物质平衡方法对单井合理配产配注进行计算[19-23]。

3.1.1 临界注气速度方法

当注入气地层渗流速度恰好等于地层水渗流速度时，能确保气水前缘平稳外推。单井注气量（Qgc）计算公式如下：

式中Kg表示气相渗透率，μm2；μg表示气体黏度，mPa·s；A表示气井注气渗流截面积，m2；ρg表示气体密度，kg/m3；ρw表示水的密度，kg/m3；g表示重力加速度，m/s2；α表示建库储层倾角，（°）；Mgw表示气水流度比，无因次。

3.1.2 物质平衡方法

k3-5 井日均注气量（Qgm）计算公式如下：

式中Re表示注气井控半径，m；h表示平均有效厚度，m；φ表示平均孔隙度；Swr表示束缚水饱和度；T表示注气时间，d；Bg1、Bg2分别表示注初、注末天然气体积系数。

针对水淹气藏储气库注气期，遵循“先高后低”“先强后缓”的注气原则，在注气初期加强气藏高、中部位注气，实施强注气，尽快把采气过程中侵入进来的液相流体向外驱替，随着地层压力的升高逐步增开构造中低部位井，注气后期地层压力高，采取缓注、间注方式注气。

截至2022年，板中北储气库共增加库容16.92×108m3，其中累计排液量为115.03×104m3，按排出液全部被气占据，估算约形成2.3×108m3库容，计算结果表明储气库库容主要为气驱水形成。通过均衡驱替，储气库纯气区、气水过渡带含气饱和度不断提高，数值模拟显示气液界面均匀外推约120 m（图4）。

图4 板中北储气库建库前和多周期运行流体分布图

3.2 边部控水，提高库存利用率

建立不同地层压力、水气比下得合理产气曲线，随着不同区带注采井液气比的不断升高，在气水过渡带单井液气比达到（6～10）m3/104m3，合理产气量为（15～30）×104m3/d（图5）。

图5 产水气井产能修正曲线图

采气期通过优化单井采气配产，位于构造边部的井采取“稳产排液”方式采气，以控制合理日采气量，减缓边水内侵，避免造成井筒积液停喷，延长边部位井采气生产时间（图6），实现控制边水入侵的目的。

图6 延长边部位产水井k3-21 井多周期采气曲线图

3.3 分区动用，优化注采结构，提高单井注采能力

利用物质平衡方法计算了目前井网的控制库存量。板中北储气库累计控制库存量为14.5×108m3，控制程度为57.5%。其中东区控制库存量为11.6×108m3，控制程度为80%；西区控制库存量为2.9×108m3，控制程度为20%（图7）。

图7 板中北储气库单井控制库存量对比图

板中北储气库高点东区气顶区存气量较多，已形成有效库容，但东区边部和西区存气量较低，含水较多，压力较高，井网控制程度低，没有形成有效库容，为了提高储气库扩容速度和控制边水侵入速度，依据含水井产量约为纯气井产量50%的比例关系，在气水过渡带部署实施6 口加密井（k3-19、k3-20、k3-21、k3-11、k3-16、k3-17 井，图8），通过强化注气驱水和控制边水侵入，加速扩容增产。

板中北储气库原有流程只能对A、B 井场进行混合注气，由于停采末期东、西区地层压力差异，笼统注气的西区块各井压力较高，吸气滞后不能满足低部位水淹区气井的注气需求。2018年对站内工艺进行改造，实现B 井场6 口井（k3-11、k3-12、k3-13、k3-16、k3-17、k3-18 井）独立注气，提升了单井注采能力（图9）。

图9 板中北西区气水过渡带k3-16 井多周期采气曲线图

4 提高库存动用关键技术应用效果

4.1 库存动用率提高

在储气库多周期注采运行过程中，可根据运行曲线定性分析储气库的运行状况，如储气库扩容、气体漏失等现象；也可根据各运行指标变化规律和趋势，将储气库划分为不同的扩容阶段[27-32]。通过板中北储气库多周期库存曲线变化规律看出，储气库库存曲线向右移动，整体处于不断扩容阶段，库存曲线斜率变小，说明有效库存量增加（图10-a）。有效库存量和库存动用率曲线表明（图10-b），库存动用率由初期的50.3%增加至目前的61.2%，库存动用率提高了10.9%。

图10 板中北储气库多周期库存量、有效库存量、库存动用率变化曲线图

4.2 调峰能力增强

板中北储气库经历了19 个注采周期，初期工作气量为1.9×108m3。伴随储气库达容扩容工程的实施，不断优化单井配产配注，调整注采结构，精细注采扩大运行压力区间，库存动用程度提高的同时，调峰能力不断增强，2009—2010年季节调峰气量5.6×108m3，2021—2022年季节调峰气量6.19×108m3，储气库当前工作气量已达到7.2×108m3，整体运行效果不断改善。