油气藏型储气库注采气能力评价研究与应用

关键字：地下储气库；注采气能力评价；优化配产配注

1.S 储气库概况

1.1 地质概况

S 储气库为气项油环边底水油气藏改建的储气库，建库目的层埋深 2200～2550m ， 厚度可达到 150～220m ，孔隙度 17.3% ，渗透率 224mD ，属中孔中渗储层，原始地层 压力 24.3MPa_o

1.2 阶段特征

S 储气库经过多周期注采运行，目前处于扩容达产阶段。扩容达产阶段主要特点是采取过渡循环注采方式强化注气，逐步将压力运行区间、库存量向设计值靠拢;同时实现气液界面扩展和振幅逐步趋向稳定。由于这一阶段压力、库存及地层流体流动多处于不稳定状态，必须立足于每个单周期针对性开展注采井动态研究，建立相应评价方法，重点是井注采气能力及动用库存量滚动评价，指导该阶段优化配产配注。

1.4 目前存在问题

1.4.1 实现设计工作气量调峰能力，面临较大技术挑战

S 储气库经历七注五采，目前已进入稳定扩容阶段，库容达容率 98.2% ；调峰气量逐年提高，但是采气期调峰气量只达到设计值 54.6% ，离工作气量达产目标还有很大距离；需要开展扩容达产阶段优化配产配注研究。

1.4.2 断块西侧水体能量强，影响注采气效果和库容量

S 储气库气液界面整体呈西高东低，西侧气液界面较高（ 2430m ，建库前 2447m ），气驱扩容有限，注采井井试采日产水量均在 100m³ 以上，西侧油层水淹严重，水体能量大。

扩容新井大多位于低部位油气叠合区或过渡带上，气层厚度薄、采气携液量大，注采气能力偏低，新井注采气效果不如预期。

2.关键技术研究

以油气藏工程和工程流体力学为基础，考虑影响注采气能力的各项因素，改进节点分析方法，修正单井产能方程系数，建立井筒流出、冲蚀预测模型，开展储层出砂试验和提高冲蚀流量研究。

2.1 改进节点分析方法

单井注采气能力影响因素包括注采管柱尺寸及结构、地层压力及井口压力、最小携液能力、冲蚀流量、地层临界出砂压差等。

本次研究将地层、井筒限制条件分别耦合到流入、流出方程中，通过气井节点压力系统分析方法，建立单井合理注采气能力评价图版，确定合理配产、配注量。

图 2-1 合理采气能力确定方法流程图 图 2-2 合理采气能力评价图版示意图

2.1.1 开展临界出砂压差实验

采气过程中，如果生产压差过大，会引起储集层大量出砂，这不仅会伤害储集层，也会对井下工具及管柱造成损伤，因此，控制储集层出砂十分必要。而确定储集层出砂临界生产压差最有效的方法，就是进行储集层岩心出砂实验。

根据 S 储气库地质条件，对不同压差（ 8.0～24.0MPa ）、不同含水饱和度（ 10% ～50% ）的储集层岩心进行物理模拟实验，观察实验前后岩心质量变化及渗透率变化情况，确定不同地层压力下，不同含水饱和度砂岩注采气的出砂临界生产压差。实验结果表明，地层压力越高，出砂临界生产压差越大。

2.1.2 修正产能方程

储气库在交替注采过程中，由于前期气藏开发油水侵入或应力敏感等因素影响，地层渗透率可能发生一定变化，足以导致井产能产生较大改变。因此，针对储气库井多周期流入动态变化，有必要对二项式产能方程系数进行修正，重新建立储气库井地层稳定渗流方程，从而准确预测气井多周期注采气能力变化。

（1）作图法

在纵坐标为 (P_R²-P_wf²)/Q_sc 、横坐标为 Q_sc 的普通坐标上作图,用实测的试井数据作的关系应为直线,直线的斜率为 B 值,截距为 A 值，从而确定二项式产能方程系数 A、B值。

（2）三元线性方程组法

对产能二项式方程进行变形得到方程P_wf²=P_R²-AQ_sc-BQ_sc² （1）

令 P_R²=C,Al=-A,Bl=E B,式（1）变为P_wf²=AQ_sc+BQ_sc²+C （2）

对于多个工作制度，可得到方程组

将（3）式的每一项分别乘以 Q_sci 、 Q_sci² ，联立（3）式得到方程（4）

ΔQ_sc --日产气量， 10⁴m³ ； P_R ，地层压力， MPa ； ΔP_wf ，井底流压， MPa ；A、B， 能方程系数。

将实际测试数据代入方程，解三元线性方程，得到 A1、B1、 C 值，获得 A、B、P_R 的值。

2.1.3 建立油管流出、冲蚀流量预测模型

当气井产气量过大时，会对管壁和井下工具产生冲蚀磨损，因此，必须将高压 体流速控制在冲蚀流速以下，以减少或避免冲蚀的发生。

利用流体力学设计软件建立典型井井筒模型，通过模拟高压注采气方式，进行油管流出、冲蚀流量预测，更加真实直观的判断油管流出、冲蚀发生情况，确定单井合理注采气量。

根据冲蚀流量计算公式 Beggs 公式，在其他基本参数确定的情况下，常数 C 的值，决定了冲蚀流量的大小。

u_e. -冲蚀速度， m/s ； q_c^- -日输气量， 10⁴m³/d ； ρ_g. --气体密度， kg/m³ ;A--输气管截面积， m² ，C--常数。

根据中石油企标《油气藏型地下储气库注采完井设计规范》（Q/SY01012）标准，S 储气库 C 值确定为 150，冲蚀流量范围为 54.0～173.0×10⁴m³ ；根据 S 储气库冲蚀流量实验研究成果，C 值可提升至 180，冲蚀流量提高至 63.0～209.0×10⁴m³ 。

2.1.4 建立单井注采气能力评价图版

利用冲蚀流量、临界出砂流量、最小携液流量、地面条件分别约束流入、流出曲线，通过协调点，确定了单井合理采气能力评价图版。

注气能力评价与采气能力评价类似，只是将整个注气过程视为采气的逆向流动，确定单井最大合理的注气量需考虑单井的注气能力、储层的承受能力、管柱的冲蚀流量等影响因素。

3.成果应用

3.1 建立储气库注采气能力评价图版

在单井注采气能力评价成果基础上，建立了 S 储气库不同地层压力下日注采气能力曲线，预测储气库在目前井网条件下不同开井数、不同井口油压和地层压力下的注采气能力，从而优化注气方案，合理指导注采气运行。

3.2 优化注采气方案

围绕“高效注采，细化注气”原则，重点开展新井、出液井注采气能力评价、井控诊断分析、库存分析等工作，总结影响储气库运行效率的主要因素，开展储气库注采气能力预测，制定“分区域控制、分层系配注、分阶段调配”的精细注采气对策，强化新井注气，科学编制注采气方案。通过整体优化储气库配产配注，应急调峰日采气量超 2848×10⁴m³ ，在高位运行天数、日均采气量、最大日调峰气量、周期采气量等多项指标刷新了建库以来的新记录。

4.结论

（1）配产配注应以井周期注采气能力为基础，以不稳定流动井控库存为约束条件，从而达到最优的注采气效果，提高储气库运行效率。

（2）建立的注采气能力评价方法具有普遍适用性，可用于预测储气库周期注采气能力，为确定储气库注采方案关键指标提供快速、有效的方法;同时，也可用于对比评价已运行储气库的注采指标合理性。

参考文献：

[2]孙贺东.油气井现代产量递减分析方法及应用[M].北京：石油工业出版社，2013