宣 濤 朱建英 蘇 展 蔡振華 李建榮

(①中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司；②中海石油氣電集團技術(shù)研發(fā)中心)

0 引 言

自2000年大張坨儲氣庫投產(chǎn)運行以來，國內(nèi)儲氣庫目前已進入快速發(fā)展期。儲氣庫設計方案各參數(shù)論證技術(shù)逐漸成熟，在儲氣庫庫容設計方面提出了可動用庫存量的概念，分析不同氣水分布區(qū)帶有效孔隙空間動用程度，建立了以有效含氣孔隙為基礎(chǔ)的儲氣庫庫容量設計方法[1-8]。在注采能力方面已提出將地層、井筒限制條件分別耦合到流入、流出方程中的節(jié)點分析方法等[9-12]，但在工作氣量或下限壓力設計論證方面是考慮井口最低壓力、最低調(diào)峰能力、工作氣量規(guī)模，利用井筒模型反推下限地層壓力[13-14]。這種逆向思維下限壓力方案設計原則，理解起來較為晦澀，實操性、時效性較弱。

儲氣庫工作氣量是指儲氣庫在一個采氣周期內(nèi)從上限壓力至下限壓力采出的累計產(chǎn)氣量。而最低外輸井口壓力關(guān)系到采氣末期從井口流至外輸管網(wǎng)是否需要上壓縮機，若是在海上建設儲氣庫，則更關(guān)系到平臺大小。從工作氣量定義與外輸壓力意義上看，工作氣量大小與儲氣庫注采能力、井數(shù)、下限壓力、外輸最低井口壓力相關(guān)，而注采能力又與無阻流量、井徑等相關(guān)，是一個多因素優(yōu)化的結(jié)果。為使工作氣量設計論證方法具有合理的正向思維，且具有高效實操性，本文以海上H巖性氣藏改建儲氣庫為例，在井徑一定、下限壓力不同的條件下，通過采氣末期井口壓力、井數(shù)、采氣末期采氣能力等多個方案的對比，嘗試建立不同井徑下工作氣量-井數(shù)-外輸最低井口壓力圖板，最終依據(jù)氣藏及工程要求找到最優(yōu)全局參數(shù)。

1 H氣藏改建儲氣庫地質(zhì)氣藏條件

H氣藏位于瓊東南盆地西南部，構(gòu)造圈閉是無斷層發(fā)育的巖性圈閉。其主力層是一套分布穩(wěn)定的新近系砂巖，地層壓力約39 MPa，地層溫度175℃，平均氣層厚度32 m，平均孔隙度15.8%，滲透率500 mD以上，屬于中高孔特高滲儲層，圈閉充滿氣，無地層水及外來水能量。氣藏動儲量約75×108m3，只有1口井生產(chǎn)，原始無阻流量達到1 000×104m3/d以上，投產(chǎn)20年，累產(chǎn)氣約69×108m3，目前地層壓力系數(shù)0.1。H氣藏是一個無可動水、無外來水源的常壓高溫巖性氣藏，地質(zhì)儲量大，產(chǎn)能高，儲層連通性好，非常有利于建立儲氣庫。

2 H氣藏改建儲氣庫注采能力分析

儲氣庫設計要求以最少的井數(shù)滿足庫容參數(shù)設計，即要求注采井在不同生產(chǎn)階段地層壓力均以最大注采能力生產(chǎn)。氣井注采能力應采用氣井生產(chǎn)系統(tǒng)的綜合分析方法，即生產(chǎn)節(jié)點分析法，選擇井底為節(jié)點，采出能力應綜合流體從儲層流向井底的流入能力與流體從井底流向井口的流出能力，注入能力則是與采氣能力氣體流向相反的過程，再以臨界攜液氣量、氣體臨界沖蝕氣量、臨界出砂氣量等為約束，可以得到氣井在不同階段地層壓力下最大的合理采氣量[15]。計算過程是地層產(chǎn)能方程、管流方程、臨界沖蝕流量方程、臨界出砂流量方程計算結(jié)果結(jié)合的過程。

本文借助Pipesim軟件，以H氣藏為例，采取相同井徑下，變地層壓力與變井口壓力情況下，節(jié)點分析過程計算節(jié)點產(chǎn)量；同時以不同井口壓力下臨界攜液氣量及不同井底流壓下臨界沖蝕流量限制，建立一定井徑下氣井最大合理產(chǎn)能圖板(圖1、圖2)。變井口壓力設計圖板與常用的定末期最小井口壓力圖板相比[16]，變井口壓力考慮沖蝕流量的變化，計算合理產(chǎn)氣量也更合理。圖1與圖2分別為7 in(177.8 mm)管柱下最大合理采氣量圖板與最大合理注氣量圖板，黃色線為合理注采產(chǎn)能曲線。可以看出，單井在7 in油管，地層壓力23～37.9 MPa下節(jié)點法計算產(chǎn)氣量(240.5～650.4)×104m3/d，受沖蝕流量限制，最大合理產(chǎn)氣量(240～401)×104m3/d。單井注氣能力在地層壓力23～34.5 MPa下節(jié)點法計算注氣量(203.4～702.2)×104m3/d，受沖蝕流量限制，合理注氣量(203～439.4)×104m3/d。

圖1 考慮沖蝕、臨界攜液流量下最大合理采氣量圖板

圖2 考慮沖蝕下最大合理注氣量圖板

3 H氣藏改建儲氣庫庫容量評價

氣藏在生產(chǎn)階段內(nèi)部可動水、外來邊底水、地層凝析油等都將進一步減小原始氣藏有效孔隙體積，儲氣庫庫容量小于動儲量[17-18]。

H氣藏是低含凝析油的巖性氣藏，凝析油含量僅為27 g/m3，地露壓力差10 MPa，從等容衰竭實驗分析來看(圖3)，最高返凝析液占比約占原始含氣孔隙體積的0.8%，占比極低，換算成地面體積約0.6×108m3，可忽略不計。

圖3 H氣藏定容衰竭壓力與返凝析液量變化曲線

另外，氣藏生產(chǎn)井生產(chǎn)過程中不產(chǎn)地層水，無外來水源，不考慮水的影響。綜上分析，庫容量儲層含氣孔隙體積與原動儲量一致，則H氣藏改建儲氣庫庫容量為75.4×108m3?；跉獠赜行Э紫扼w積，采用物質(zhì)平衡法，建立注氣過程中地層壓力與庫存量關(guān)系的預測模型(圖4)，為后續(xù)工作氣量優(yōu)化奠定基礎(chǔ)。

圖4 H氣藏儲氣庫地層壓力與庫存量關(guān)系

4 多因素影響下工作氣量優(yōu)化論證

在注采能力及庫容量研究的基礎(chǔ)上，為建立工作氣量條件與井數(shù)、采氣末期采氣能力、最低外輸井口壓力關(guān)系，采用注采周期平均產(chǎn)量法，需建立多個變井數(shù)、變工作氣量條件下各參數(shù)優(yōu)化對比方案，最終優(yōu)化出能兼顧最低外輸井口壓力、井數(shù)、工作氣量規(guī)模、調(diào)峰能力的下限壓力。

表1為H氣藏7 in管柱下設計多個工作氣量對比方案，圖5為基于表1建立的H氣藏7 in管柱下變工作氣量下最低井口壓力與井數(shù)的關(guān)系圖板。通過圖板可以直觀看出，工作氣量一定時，隨著井數(shù)增加，單井日均產(chǎn)氣量減小，采氣末期井口壓力呈增大趨勢，但采氣末期井口壓力增加的幅度呈減小趨勢，由井數(shù)9口時的4.7%到21口時的0.6%。

表1 變井數(shù)、變工作氣量下各參數(shù)優(yōu)化對比方案

H氣藏為海上巖性氣藏，若采氣末期不上壓縮機，則直接外輸?shù)疥懙毓芫W(wǎng)所需最低井口壓力為15 MPa，為保證大工作氣量，井數(shù)在海上平臺設計的要求范圍內(nèi)，從圖5中優(yōu)選出當區(qū)塊注采井井數(shù)為10口時，工作氣量為26.1×108m3，工作氣比例為34.7%，采氣末期井口壓力約15.3 MPa。結(jié)合采氣期120 d庫存量與地層壓力預測模型，區(qū)塊采氣量2 179.1×104m3/d，單井采氣量217.9×104m3/d，運行下限壓力為23 MPa。同時，基于H氣藏采出能力，建立大直徑9.625 in(244.475 mm)管柱變工作氣量下最低井口壓力與井數(shù)的關(guān)系圖板，對比工作氣量為26.1×108m3下，其與小直徑(7 in)管柱采氣末期井口壓力與井數(shù)對比(圖6)可以發(fā)現(xiàn)：隨著井數(shù)增加，單井日產(chǎn)氣量降低，采氣末期兩者井口壓力差逐漸減小，井數(shù)達到19口以上時，井徑對井口壓力敏感性減??；當井數(shù)為10口時，大直徑僅比小直徑管柱井口壓力大1 MPa左右；井口壓力為15 MPa時，大直徑比小直徑管柱井數(shù)減少3～4口。以上三點說明H氣藏產(chǎn)能大，9.625 in管柱能夠明顯減少井數(shù)，但由于海上9.625 in鉆完井工藝要求高，設計最終采用7 in管柱。本文設計圖板與常規(guī)工作氣量分析優(yōu)勢明顯，可對比井數(shù)、井徑、采氣末期井口壓力、單井日產(chǎn)氣量、工作氣量等參數(shù)，直觀分析各參數(shù)關(guān)系。

圖5 注采井數(shù)與采氣末期井口壓力關(guān)系圖板

5 結(jié) 論

(1)海上H氣藏是一個砂體分布穩(wěn)定、儲層內(nèi)部連通性好、高滲-特高滲氣藏，也是無地層水與外來水、產(chǎn)能大的巖性氣藏，非常有利于改建地下儲氣庫。

(2)儲氣庫多因素影響下工作氣量優(yōu)化方法能夠同時優(yōu)化井數(shù)、井徑、最低外輸井口壓力等參數(shù)，可作為儲氣庫方案參數(shù)論證依據(jù)之一，結(jié)合數(shù)模模擬儲層敏感性變化，可進一步提高論證結(jié)果。

(3)采用該技術(shù)，以海上H氣藏為例，采用7 in管柱，當區(qū)塊注采井井數(shù)為10口，運行下限壓力為23 MPa時，工作氣量為26.1×108m3，工作氣比例為34.7%，采氣末期井口壓力約15.3 MPa，可滿足在海上外輸壓力與井口數(shù)量限制下，工作氣量最大化運行要求。