超高压气藏改建储气库注采能力及库容评价——以川东北清溪储气库为例

张俊法，曾大乾，张广权，杨小松，糜利栋

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

超高压气藏地层压力系数高（大于1.8），储层一般处于欠压实状态，微裂缝发育，应力敏感性（又称压敏效应）较强。超高压气藏型储气库建库评价时存在两方面的问题：一是随着地层压力的降低，岩石骨架承受的有效上覆压力增大，孔隙结构变形[1-2]，裂缝逐渐闭合，渗流能力变差[3]，常规方法不适用于储气库注采能力评价；二是超高压气藏驱动机理复杂，岩石压缩系数大且不断变化，其弹性能量比常压气藏大得多[4]，利用常规方法评价储气库库容，计算结果偏大。目前，国内外超高压气藏改建储气库的实例较少，缺乏相关建库技术及经验。在储气库注采能力评价时，一般是根据系统试井资料建立产能方程；在此基础上，考虑冲蚀流量和临界携液流量，利用节点分析法综合评价注采能力。而超高压气藏应力敏感性强，随着地层压力变化[5-6]，渗流能力变化显著，注采能力也发生变化，因此，为了准确评价不同地层压力下的注采能力，需建立考虑压敏效应的产能方程[7]。在储气库库容评价时，一般是利用压降法，根据视地层压力与累计产气量的关系来确定库容大小，而对超高压气藏改建储气库进行库容评价时，还需考虑岩石膨胀作用的影响[8]。

针对超高压气藏改建储气库的技术难点，本文以清溪场气藏改建储气库为例，基于岩石压敏实验资料，系统研究了应力敏感性对储气库注采能力及库容的影响，建立了适用于超高压气藏改建储气库注采能力评价和库容参数优化设计方法，以期为同类气藏改建储气库提供技术支撑。

1 地质背景

清溪场气藏位于川东北达县—宣汉探区的东南部，构造简单，是一个受南、北断层控制的北西向长轴背斜构造。清溪场气藏主力含气层位为飞仙关组飞三段—飞四段，气藏埋深4 300 m左右。储层物性差，平均孔隙度3.9%，平均渗透率0.056×10-3μm2。储层微裂缝发育，为裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层。气藏原始地层压力77.0 MPa，压力系数1.82，为超高压压力系统。气藏原始地层温度99℃，天然气组分中CH4摩尔分数为99.05%，不含H2S，边底水能量有限。气藏含气面积4.74 km2，探明天然气地质储量7.32×108m3。清溪场气藏仅有1口采气井（新清溪1井），该井于2009年2月20日试采，截至2020年5月底，累计产气2.91×108m3，累计产液 0.144×104m3，地层压力 12.5 MPa。

清溪场气藏地理位置紧邻川气东送管线，气藏改建储气库对区域天然气调峰、储气和解决天然气产销不平衡矛盾的意义重大，可有效保障川气东送和普光气田的平稳运行，为满足中国石化储气库调峰及保供需求提供支撑。

2 储气库注采能力评价

2.1 压敏实验

在模拟储层工况条件下，选取3块岩心进行实验（见表1），在岩心夹持器内建立2个相互独立的围压和内压（相当于某个时期的地层压力）系统。压敏实验装置见图1。

表1 不同岩心的物性参数

图1 压敏实验装置示意

在实验过程中，采取逐步增压的方式，将围压增加至储气库上覆岩石压力（原始地层压力）；之后，改变内压，测试不同内压下的岩心渗透率。

实验结果表明（见图2）：随着有效应力p的增加，岩心无因次渗透率KD的变化表现为明显的2段：一是当p＜40 MPa时，随着p的增大，KD急剧降低；二是当p＞40 MPa时，KD降低幅度减小。裂缝不发育的岩心（C2-5，C2-8）应力敏感性较弱，而发育微裂缝的岩心（C2-1）应力敏感性较强。C2-1岩心的KD与p呈指数关系[7]，其表达式为

图2 KD与p的关系

式中：pi为围压，MPa；pr为内压，MPa；K0为初始条件下的岩心渗透率，10-3μm2；Kr为岩心渗透率，10-3μm2。

2.2 考虑压敏效应的气井产能评价方法

2008年9月，对新清溪1井飞三段—飞四段进行了4个工作制度的稳定试井（见表2），绘制了该井流入动态曲线（见图3），并建立了二项式产能方程：

表2 新清溪1井稳定试井参数及解释结果

图3 新清溪1井pwf与q的关系

式中：pwf为井底流压，MPa；q 为产气量，104m3/d；qAOF为绝对无阻流量，104m3/d；A 为层流系数，MPa2·（104m3·d-1）-1；B 为紊流系数，MPa2·（104m3·d-1）-2；μ 为天然气黏度，mPa·s；Z为天然气偏差因子；T为气层绝对温度，K；re为气层供给半径，m；rw为井筒半径，m；S 为表皮系数；h为气层有效厚度，m；γg为天然气相对密度；K为储层有效渗透率，10-3μm2。

当缺少井底流压资料时，可利用油压折算，即：

式中：py为油压，MPa；Tav为气柱平均温度，K；Zav为油管内气柱平均偏差因子；d为油管内径，cm；λ为油管摩阻系数；H为井口到气层中部的深度，m。

利用式（2）计算新清溪 1井 qAOF高达 540.1×104m3/d。

针对超高压气藏的特点，为了准确评价不同地层压力下的气井产能，式（2）应随着地层压力的变化而变化[9]。假设气井在原始状态及开采至某个时期pr下的层流系数、紊流系数分别为 Ai，Ar，Bi，Br（其中 Ai，Bi分别取值为 0.967，0.018 55），则由式（1）、式（3）和式（4）可得：

式中：μi为原始天然气黏度，mPa·s；Zi为原始天然气偏差因子；μr为 pr下的天然气黏度，mPa·s；Zr为 pr下的天然气偏差因子。

将式（7）、式（8）代入式（2），建立了新清溪 1 井不同地层压力下的二项式产能方程：

应用式（9），结合高压物性参数，可评价不同地层压力下的储气库气井采气能力。当清溪储气库运行压力（即地层压力）介于18～50 MPa时，计算气井qAOF为109×104～299×104m3/d（见表3）。

表3 清溪储气库不同地层压力下的气井绝对无阻流量

2.3 采气能力评价

本研究利用新的二项式产能方程（式（9）），运用节点分析法，绘制出单井流入及流出动态曲线；以冲蚀流量和临界携液流量为约束条件[10]，确定不同油压、地层压力下的单井合理产气量，以评价单井采气能力。

式中：vg为临界携液速度，m/s；Ay为油管横截面面积，m2；σ 为气液表面张力，10-3N/m；ρl为液体密度，kg/m3；ρg为气体密度，kg/m3。

根据式（2）、式（10）和式（11）的计算结果制图（见图4），可确定不同油压、地层压力下的单井合理产气量 qcq（qe≥qcq≥qsc）。

图4 储气库单井pwf与q的关系

如图4所示，在油管内径88.6 mm、油压9 MPa、储气库运行压力介于18～50 MPa时，考虑冲蚀流量和临界携液流量，qcq为 23.1×104～182.8×104m3/d。

2.4 注气能力评价

储气库单井注气过程被看作采气过程的逆向流动，流入及流出动态曲线只需考虑冲蚀流量、压缩机额定排量和不稳定流临界携液速度的影响。注气能力的评价过程和方法类似于采气能力，通过计算不同注入压力pz、不同地层压力下的注气量qz，确定不同油压、地层压力下的单井合理注气量，以评价单井注气能力。

由图5可以看出，当 d为 88.6 mm、pz为 40.0 MPa、储气库运行压力为18～50 MPa时，单井合理注气量为 28.3×104～197.3×104m3/d。

图5 储气库单井pwf与qz的关系

3 储气库库容评价

由于岩石压缩系数较大，清溪场气藏改建储气库库容评价时，应综合考虑岩石膨胀作用对库容的影响。为此，本研究建立了适用于超高压气藏的物质平衡方程，在岩石压敏实验的基础上，准确评价库容参数。

3.1 岩石压敏效应

如图6所示，超高压气藏储层具有较强的应力敏感性。 以孔隙度（φ）3.75%、渗透率 0.085×10-3μm2的岩样为例，岩石压缩系数为常压气藏的20倍左右，且岩石压缩系数在早期变化非常大，后期则趋于缓慢，甚至不变。当有效应力为15 MPa时，岩石压缩系数为40×10-4MPa-1；当有效应力增加至 40 MPa时，岩石压缩系数约为10×10-4MPa-1，下降了75%左右。

图6 岩石压缩系数随有效应力的变化

对不同岩样的岩石压缩系数Cp与有效应力的关系进行拟合，其中多项式关系拟合效果较好。如孔隙度5.77%、渗透率 0.120×10-3μm2的岩样，岩石压缩系数与有效应力的拟合关系式为

3.2 储气库原始库容

对于超高压气藏，由于地层压实、结晶颗粒膨胀、地层水膨胀等因素的影响，开发初期，岩石和束缚水膨胀释放出的弹性能量使地层压力下降缓慢；当地层压力降到正常压力后，压力变化曲线呈现较快的线性下降特征[11]，即常压开采特征。因此，在超高压气藏开采中，视地层压力与累计产气量的关系曲线为抛物线型或双斜率型[12-13]。早期该曲线的斜率主要反映气体膨胀作用、地层压实作用、岩石和地层水的膨胀作用，岩石压缩系数影响较大；而后期曲线的斜率基本反映气体膨胀作用，岩石压缩系数影响小。因此，应用常规气藏压降法计算储气库原始库容，结果明显偏大[14-19]。为此，本研究采用物质平衡方程法和双斜率法相结合，绘制相关曲线（见图7、图8），综合确定气藏动态储量（即储气库原始库容），计算公式为

图7 物质平衡方程法确定储气库原始库容

图8 双斜率法确定储气库原始库容

需要说明的是，由于地层压力不易取得，在现场应用中，采用油压折算井底流压，绘制视井底流压与累计产气量的关系曲线，而该曲线近似平行于视地层压力与累计产气量的关系曲线，从而可根据视井底流压与累计产气量的关系曲线斜率确定视地层压力与累计产气量的关系曲线，以此外推确定气藏动态储量，这就是物质平衡方程法（见图7）。由于超高压气藏岩石压缩系数较大，应用早期视地层压力与累计产气量的关系曲线外推确定动态储量，结果偏大，因而利用后期视地层压力与累计产气量的关系曲线外推确定气藏动态储量，也就是双斜率法（见图8）。

利用上述方法，综合评价清溪储气库原始库容为4.30×108m3。

3.3 储气库有效库容

目前，气藏物质平衡方程只是考虑了岩石压缩系数[6]，但岩石压缩系数为常数，利用该方程计算不同地层压力储气库库容误差大。针对超高压气藏改建储气库存在岩石变形、岩石压缩系数非常数、压力降低过程中束缚水饱和度发生变化等特点，结合超高压气藏岩石压敏实验结果，建立了考虑压缩系数连续变化的超高压气藏物质平衡方程。应用该方程，可准确计算储气库不同压力下的有效库容[20-21]。物质平衡方程可表述为，原始条件下烃类流体所占孔隙体积等于目前条件下烃类流体所占孔隙体积与烃类流体所占孔隙体积减少量之和。清溪场气藏边底水能量弱，在不考虑水侵的情况下，其物质平衡方程为

式中：G，GV分别为原始库容及天然气开采过程中pr下的有效库容，108m3；Bgi，Bg分别为原始状态下及天然气开采过程中pr下的天然气体积系数；ΔVw，ΔVr分别为束缚水及岩石骨架的体积膨胀量，108m3。

束缚水压缩系数关系式为

式中：Cw为束缚水压缩系数，MPa-1；Vw为开采过程中pr下的束缚水体积，108m3。

将Cw视为常数，分离变量积分可得：

式中：Swi为束缚水饱和度。

由于超高压气藏岩石压缩系数变化较大，在压敏实验基础上，拟合岩石压缩系数的关系式为

将式（17）、式（18）代入式（15），可得到不同地层压力下的有效库容：

当清溪储气库上限运行压力为50 MPa时，利用式（19）计算可得，有效库容为 3.50×108m3（见表4）。

表4 清溪储气库不同地层压力下的有效库容

4 结论

1）超高压气藏具有较强的应力敏感性，在改建储气库时，为了准确评价注采能力，需基于压敏实验研究成果，对产能方程进行修正。根据修正后的产能方程，利用节点分析法，可以准确预测清溪储气库注采能力。清溪储气库运行压力介于18～50 MPa时，储气库单井合理产气量为23.1×104～182.8×104m3/d，单井合理注气量为 28.3×104～197.3×104m3/d。

2）由于地层压实、结晶颗粒膨胀、地层水膨胀等因素的影响，超高压气藏压降曲线表现为抛物线型或双斜率型。结合物质平衡方程法及双斜率法，综合评价清溪储气库原始库容为4.30×108m3。

3）针对超高压气藏改建储气库存在岩石变形、岩石压缩系数非常数、压力降低过程中束缚水饱和度会发生变化等特点，本文建立了考虑岩石压缩系数连续变化的超高压气藏物质平衡方程。计算结果显示，当清溪储气库上限运行压力为50 MPa时，有效库容为3.50×108m3。