MB8 邊底水氣藏儲氣庫運行參數設計

龔瑞程 ，王愛明，陳芳芳，于海濤，劉金滾

1.中國石油青海油田采氣二廠，甘肅 敦煌 736200；2.中國石油青海油田勘探開發研究院，甘肅 敦煌 736200；3.中國石油青海油田采氣三廠，甘肅 敦煌736200

引言

中國天然氣在一次能源消費結構中占比不斷提高，2019 年，天然氣消費量超過3 000×108m3，對外依存度高達43.5%[1]。2009 年以來，中國加大了儲氣庫建設推進力度，截至2021 年，已有27 座儲氣庫建成并投入調峰運行，在建儲氣庫8 座，已形成100×108m3調峰能力，油氣藏型儲氣庫主要有大張坨、板南、京58、相國寺和呼圖壁等儲氣庫[2-8]。國內外改建儲氣庫主要是無邊底水或弱邊底水枯竭油氣藏，在儲氣庫庫容計算、注采能力評價、工作氣量優選等方面開展了詳細研究，對無邊底水儲氣庫的建設和開發利用取得了較為完備的認識[9-15]；但具有中強邊底水枯竭油氣藏改建儲氣庫的非常少，缺乏該類氣藏儲氣庫運行參數設計經驗和先例[16-18]。

青海油田為西北地區主要天然氣產銷基地，預計“十四五”期間年產量達到70×108m3，但是青海油田沒有天然氣地下儲氣庫，在“產供儲銷”產業鏈缺少“儲”這一關鍵鏈。為提高冬季調峰能力，保障青海、西藏、甘肅季節性用氣和事故應急需求[19-22]，青海氣田開展了儲氣庫庫址評價和篩選工作，優選MB8 區塊MB8 井區作為天然氣地下儲氣庫建設有利目標區。該井區為中強水體能量邊底水氣藏，儲氣庫運行過程中，地層水侵入氣藏造成氣庫儲氣空間減少，動態庫容量、有效工作氣量不能達到儲氣庫原設計要求；同時，循環注采過程中氣水多輪次交互驅替，氣水滲流特征發生變化，氣體流動特征及波及范圍變化，不利于儲氣庫運行。因此，本文通過分析邊底水對儲氣庫運行參數的影響規律，結合MB8 區塊地質、生產和產水等特征設計儲氣庫運行參數，以提升該類儲氣庫運行效率和經濟效益。

1 MB8 儲氣庫地質及開發概況

1.1 地質概況

MB8 區塊位于柴達木盆地北緣祁連山前馬東斜坡，該區受馬仙斷層及派生的次級斷裂控制，整體表現為自北西向南東傾沒的斜坡，閉合高度約60 m；平面上被次級斷層分割成4 個局部段背斜構造井區（圖1），其中，MB8 與MB14 井區局部構造之間以鞍部底水相接。

圖1 MB8 井區連井剖面圖Fig.1 The connecting-well section of Wellblock MB8

MB8 儲氣庫建庫目標區MB8 井區位于青海氣田MB8 區塊北部，為斷背斜邊底水氣藏，整體封閉較好，含氣面積1.8 km2，氣層有效厚度24.0 m，天然氣地質儲量10.82×108m3。儲層孔隙度22.9%，滲透率24 mD，為中孔、中高滲儲集層；地溫梯度3.04?C/hm，地層壓力系數1.11，為正常溫壓系統。

1.2 生產概況

MB8 井區2013 年9 月投產，投產井10 口。截至2019 年12 月，共投產6 口，采氣速度3.65%，采出程度32.07%，井區日產氣8.53×104m3，日產水21.23 t，累計產氣3.47×108m3，累計產水1.54×104t。

通過對10 口投產氣井生產特征分析表明，MB8井區氣井生產具有以下特征。

1）庫區投產氣井整體生產能力差異相對較小，M2–2 井附近存在低產區，累計產量較低井主要分布在氣藏邊部。

2）氣井在短期內具備一定強采能力。大部分氣井具有1.5～2.5 a 無水采氣期（圖2），井均產氣3.3×104m3/d（高峰期井均產氣5.2×104m3/d，持續2.6 月），見水后產量較穩定。

圖2 MB8 井區無水采氣期日產氣量柱狀圖Fig.2 The daily gas production during water free production period in Wellblock MB8

1.3 產水特征

氣井產水是影響MB8 井區儲氣庫庫容和注采能力的主要因素，邊水氣藏改建儲氣庫，氣井注采能力應低于水侵臨界產量（表1）。其中，主產層II油組為中等水驅底水氣藏，東側自北向南發育一個條帶狀水體（圖3）。II 油組氣水界面整體抬升，氣井井底存在水錐，氣藏邊部同時受邊水橫侵影響。I–6 小層為中水驅邊水氣藏，水體主要發育在氣藏東部，西部受構造控制水體分布范圍相對較小，小層邊水侵入明顯，氣水前緣向氣藏整體推進，局部有一定突進現象。I–2 小層為弱水驅氣藏，水體主要發育在氣藏東部，西部受構造控制水體分布范圍相對較小，小層邊水侵入明顯，氣水前緣向氣藏整體推進的同時，局部有一定突進現象。

表1 MB8 井區水侵能量判別結果表Tab.1 Water invasion energy discrimination in Wellblock MB8

圖3 MB8 井區II 油組氣藏含氣飽和度剖面分布圖Fig.3 Vertical distribution of gas saturation for Layer II in Wellblock MB8

2 水驅氣藏儲氣庫運行參數設計

2.1 注采井井型優選

針對MB8 井區中等水驅氣藏型儲氣庫儲層特征和生產特征，對比MB8 井區投產水平井和直井在無水采氣期產量（表2），從高峰產氣量來看，3口水平井井均高峰產氣量約7.1×104m3/d，6 口直井井均高峰產氣量約5.0×104m3/d，水平井井均產量約為直井的1.42 倍；從無水產氣期累計產氣量來看，水平井井均累計產氣量約1 504.0×108m3、直井井均累產氣量約1 515.3×108m3，水平井和直井基本相同。對比單井生產能力，水平井生產能力與直井相比優勢不明顯。

表2 直井與水平井產量對比表Tab.2 Productivity comparison of vertical and horizontal wells

采用如式（1）所示的Joshi 水平井產能方程[23]，對I–2、I–6、II–1 小層不同水平段長度下水平井產能和產能替換比進行計算（圖4），當水平段長度為500 m 時，I–2、I–6、II–1 小層水平井產能分別為直井的1.44、1.34 和1.26 倍，水平段長度達1 000 m 時，水平井產能與直井產能相比也不到2 倍，整體來看，水平井與直井相比產能優勢不大。

圖4 MB8 井區水平井與直井產能替換比曲線Fig.4 Production replacement ratio curve of horizontal wells and vertical wells in Wellblock MB8

式中：q—水平井產量，m3/d；

K0—有效滲透率，mD；

h—氣層厚度，m；

?p—生產壓差，MPa；

μ—氣體黏度，mPa·s；

B0—體積系數，無因次；

b—水平井橢圓泄油體半短軸，m；

L—水平段長度，m；

β—各向異性系數，無因次；

rw—井筒半徑，m；

re—外邊界半徑，m；

Kh—氣層水平方向滲透率，mD；

Kv—氣層垂直方向滲透率，mD。

2.實施偽裝欺騙。建立海上民兵偽裝設障分隊，運用角反射器、假電波、假熱源等，在海上和島礁、漂浮物上，設置假艦艇、假導彈、假戰機等假目標，采取變形偽裝、電子偽裝、迷彩偽裝等方法手段，使敵作出錯誤判斷，誘敵對假目標進行打擊，達到欺敵、迷敵、惑敵的目的。

考慮MB8 井區縱向發育I–2、I–6、II 等多套含氣層系，主力層II 儲量僅占68.2%，儲量優勢不明顯，且各小層含氣面積疊合程度高，直井更有利于動用縱向多套氣層。同時，根據MB8 井區投產水平井生產動態和開發經驗，水平井見水后，水平段攜液困難，治理難度大。綜合多方面對比，優選直井為合理注采井井型。

2.2 注采井井距優化

注采井井距論證是儲氣庫建設的重要內容之一。一方面，將井距作為注采井井間距離設計的依據，另一方面，將井距的一半作為邊水氣藏有效庫區范圍劃定依據。

利用儲氣庫高速采氣不穩定滲流理論，建立氣井高速流合理井控半徑理論圖版如圖5所示。MB8井區注采井在有效滲透率20 mD，在采氣120 d 條件下，井控半徑為120 m，對應井距240 m。

圖5 MB8 井區儲氣庫井控半徑理論圖版Fig.5 Gas storage well control radius type curve in Wellblock MB8

參考國內主要儲氣庫參數（表3），考慮MB8 儲氣庫儲層特征與京58 儲氣庫類似，京58 儲氣庫有效滲透率26 mD，注采井井距300 m，MB8 儲氣庫滲透率略小，為提高庫容利用效率，井距也應更??；參考大港板橋儲氣庫群井控半徑與儲層有效滲透率關系圖版（圖6），井控半徑與儲層有效滲透率相關，MB8 井區氣井有效滲透率在20 mD 左右，計算其井控半徑100 m，井距約200 m。

圖6 大港板橋儲氣庫群井控半徑與儲層有效滲透率關系圖版Fig.6 Graph of well control radius and effective permeability of Dagang Banqiao gas storage

表3 國內部分氣藏型儲氣庫地質條件與設計參數表Tab.3 Geological conditions and design parameters of some domestic gas reservoirs

綜合泄流半徑評價法、經驗統計法和類比分析法，評價MB8 井區儲氣庫注采井合理井距為200～240 m。因此，在井位部署過程中，注采井距邊水大于120 m。

2.3 庫容計算

常規氣藏型儲氣庫采用定容封閉氣藏物質平衡方程評價氣藏動儲量，并將氣藏動儲量作為儲氣庫庫容。對于MB8 井區中等水驅邊底水氣藏，在動儲量評價過程中，采用水驅氣藏視儲量法分層計算動儲量；同時，為避免邊底水入侵，注采井部署需避開構造低部位、邊水區，因此，將距離邊水一個井距內區域作為有效庫區范圍；在此基礎上根據氣藏動儲量豐度，折算儲氣庫有效庫區范圍內動儲量，并將有效庫區范圍內動儲量作為儲氣庫庫容。

對于水驅氣藏，其物質平衡方程為

對于MB8 井區，考慮其I–2、I–6 小層和II 油組內儲層橫向連通性好，縱向上相互獨立，呈現出“一藏、一單元、一界面”的特征，根據式（2）計算MB8 井區不同層位水驅氣藏視儲量，MB8 井區儲氣庫動儲量合計約9.94×108m3（表4）。為避免邊底水影響，以海拔1 650 m、距水體邊界120 m 為下限圈定庫區范圍（考慮距離邊水約250 m），劃定有效庫區面積1.44 km2，較含氣面積1.8 km2減少約20%。按照原始地層壓力10.9 MPa 下估算庫容量為8.0×108m3。

表4 MB8 井區各層動態儲量Tab.4 Dynamic reserves of each layer in Wellblock MB8

2.4 單井注采能力計算

針對MB8 井區中等水驅邊底水氣藏特征，在常規干氣氣藏節點分析基礎上，考慮氣水兩相滲流和底水錐進影響，評價單井注采能力。

2.4.1 單井采氣能力分析

1）節點分析法

對于MB8 井區儲氣庫，在氣藏無水開采期，典型氣井產能二項式方程見式（3）。針對MB8 井區儲氣庫中等水驅特征，考慮邊底水氣藏壓差控制要求，以2 MPa 為生產壓差上限對采氣能力進行約束，結合Cullender-Smith 垂直管流方程，繪制注采井流入流出曲線，并獲得不同地層壓力下生產能力。

式中：pR—地層壓力，MPa；

pwf—井底流壓，MPa；

Q—天然氣產量，104m3/d。

考慮MB8 井區邊底水氣藏開發后期會由氣相單相流進入氣水兩相流狀態，對不同含水率條件下氣井產量變化特征進行分析[24]。如圖7 所示，在水氣比為0.5×10?4m3/m3條件下，氣井生產能力為不產水條件下56%。因此，考慮產水影響，MB8 井區儲氣庫氣井單井生產能力按照56%折算，評價地層壓力為8.0～10.9 MPa 時，MB8 井區儲氣庫單井采氣能力約為（6.5～9.5）×104m3/d。

圖7 考慮產水影響條件下MB8 井區儲氣庫單井協調生產能力曲線Fig.7 Gas storage single-well coordinated production capacity curve in Wellblock MB8 considering the influence of water cut

2）底水氣藏臨界產量

針對MB8 井區中等水驅邊底水氣藏特征，采用Dupuit 模型對見水時間預測[25]

評價氣井在平均3.3×104m3/d 產量下，無水生產時間可達450 d；在日均15×104m3產量下，預測氣井無水生產時間可達120 d（圖8）。因此，在保證低含水或不含水情況下，單井在120 d 內具有15×104m3/d 產氣能力。

圖8 MB8 井區底水氣藏見水時間與產量關系曲線Fig.8 Relationship between water breakthrough time and production rate in bottom water gas reservoir in Wellblock MB8

2.4.2 單井注氣能力分析

針對MB8 井區氣藏中等水驅特征，在常規干氣氣藏單井節點分析基礎上，考慮氣水多相滲流影響，對單井注氣能力進行折算，見圖9。研究表明，當井口壓力為12 MPa、油管尺寸88.9 mm 條件下，地層壓力為8.0～10.9 MPa 時，氣井注入氣量為（6.2～30.2）×104m3/d。

圖9 MB8 儲氣庫單井注氣能力曲線Fig.9 Single well gas injection capacity curve of MB8 gas storage

2.5 射孔打開程度優化

針對MB8 井區中等水驅邊底水氣藏特征，采用Dupuit 臨界水錐產量方程[式（5）]，對不同射孔打開程度下臨界水錐產量進行計算。

研究表明，當射孔打開程度在30%～40% 時，臨界水錐產量為（1.3～1.4）×104m3/d，遠低于設計采氣量（10.5～16.0）×104m3/d。當射孔打開程度大于40%時，臨界水錐產量下降較快（圖10），推薦直井合理打開程度為30%～40%。

圖10 MB8 井區儲氣庫臨界流量與射孔程度關系曲線圖Fig.10 relationship between critical flow rate and perforation degree of gas storage in Wellblock MB8

2.6 運行壓力區間確定

儲氣庫運行壓力區間是指上限壓力和下限壓力之間的壓力范圍。上限壓力確定的原則主要為不破壞儲氣庫的封閉性，同時兼顧氣庫目標工作氣量與氣井產能；MB8 區塊破裂壓力27.2～46.8 MPa，遠高于原始地層壓力，綜合考慮后，以氣藏原始地層壓力10.9 MPa 作為氣庫最大上限壓力。

下限壓力主要是滿足調峰穩定供氣能力時的最低氣層壓力，在井口產量為10×104m3/d，井口壓力為4.7 MPa，最小地層壓力7.6～8.1 MPa，為保證氣庫運行效率，下限壓力取8.1 MPa。

2.7 工作氣量及注采井數優化

運用數值模擬技術建立工區模型，以考慮氣井產水影響下單井生產能力為基礎，設計（1.0～2.4）×108m3共8 套工作氣量方案，并對不同工作氣量條件下注采井井數進行分析（圖11）。結果表明，當工作氣量大于1.7×108m3后，注采井數增加幅度較大。優選MB8 井區儲氣庫合理工作氣量為1.7×108m3，合理注采井井數為20 口。按照儲氣庫220 d 注氣期，120 d 采氣期計算，庫區最大調峰能力149×104m3/d，采氣期單井日均產氣7.1×104m3，注氣期日均注氣3.9×104m3。

圖11 考慮含水影響條件下MB8 儲氣庫單井協調生產能力Fig.11 Single well coordinated production capacity of MB8 gas storage considering the influence of water cut

為進一步評價MB8 中等水驅氣藏型儲氣庫運行參數設計的合理性，對儲氣庫注采能力和含水飽和度等參數變化特征進行分析。研究表明，單井注采能力滿足設計要求，同時，循環注采過程中邊底水往復運動，注氣期末，邊底水被注入干氣驅替至邊部（圖12）；采氣階段，地層水向井底運移，但整體運移量較小，氣水控制區域相對穩定，無明顯錐進和舌進現象（圖13）。

圖12 注氣期末含氣飽和度分布圖Fig.12 Distribution of gas saturation at the end of the gas injection period

圖13 采氣期末含氣飽和度分布圖Fig.13 Distribution of gas saturation at the end of the gas production period

3 結論

1）中等強度邊底水影響儲氣庫的庫容和注采能力，可以通過優選井型、優化井距、增加井數及降低氣井的注采量等方式降低邊底水的影響；中等強度邊底水氣藏具備改建天然氣地下儲氣庫可行性。

2）MB8 井區為中等水驅強度邊底水氣藏，邊底水推進對儲氣庫運行具有較大影響，儲氣庫設計應考慮氣井產水對儲氣庫氣井注采能力和注采井數帶來的風險，做好監測工作。

3）考慮產水影響，MB8 井區儲氣庫氣井單井生產能力僅為不產水時產量的56%，地層壓力為8.0～10.9 MPa 時，MB8 井區儲氣庫單井采氣能力約為（6.5～9.5）×104m3/d。

4）考慮邊底水影響，MB8 井區改建天然氣地下儲氣庫的有效工作氣量為1.7×108m3，合理注采井數20 口，運行壓力區間為8.1～10.9 MPa。