多因素影响下地下储气库工作气量优化方法

宣 涛 朱建英 苏 展 蔡振华 李建荣

(①中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；②中海石油气电集团技术研发中心)

0 引 言

自2000年大张坨储气库投产运行以来，国内储气库目前已进入快速发展期。储气库设计方案各参数论证技术逐渐成熟，在储气库库容设计方面提出了可动用库存量的概念，分析不同气水分布区带有效孔隙空间动用程度，建立了以有效含气孔隙为基础的储气库库容量设计方法[1-8]。在注采能力方面已提出将地层、井筒限制条件分别耦合到流入、流出方程中的节点分析方法等[9-12]，但在工作气量或下限压力设计论证方面是考虑井口最低压力、最低调峰能力、工作气量规模，利用井筒模型反推下限地层压力[13-14]。这种逆向思维下限压力方案设计原则，理解起来较为晦涩，实操性、时效性较弱。

储气库工作气量是指储气库在一个采气周期内从上限压力至下限压力采出的累计产气量。而最低外输井口压力关系到采气末期从井口流至外输管网是否需要上压缩机，若是在海上建设储气库，则更关系到平台大小。从工作气量定义与外输压力意义上看，工作气量大小与储气库注采能力、井数、下限压力、外输最低井口压力相关，而注采能力又与无阻流量、井径等相关，是一个多因素优化的结果。为使工作气量设计论证方法具有合理的正向思维，且具有高效实操性，本文以海上H岩性气藏改建储气库为例，在井径一定、下限压力不同的条件下，通过采气末期井口压力、井数、采气末期采气能力等多个方案的对比，尝试建立不同井径下工作气量-井数-外输最低井口压力图板，最终依据气藏及工程要求找到最优全局参数。

1 H气藏改建储气库地质气藏条件

H气藏位于琼东南盆地西南部，构造圈闭是无断层发育的岩性圈闭。其主力层是一套分布稳定的新近系砂岩，地层压力约39 MPa，地层温度175℃，平均气层厚度32 m，平均孔隙度15.8%，渗透率500 mD以上，属于中高孔特高渗储层，圈闭充满气，无地层水及外来水能量。气藏动储量约75×108m3，只有1口井生产，原始无阻流量达到1 000×104m3/d以上，投产20年，累产气约69×108m3，目前地层压力系数0.1。H气藏是一个无可动水、无外来水源的常压高温岩性气藏，地质储量大，产能高，储层连通性好，非常有利于建立储气库。

2 H气藏改建储气库注采能力分析

储气库设计要求以最少的井数满足库容参数设计，即要求注采井在不同生产阶段地层压力均以最大注采能力生产。气井注采能力应采用气井生产系统的综合分析方法，即生产节点分析法，选择井底为节点，采出能力应综合流体从储层流向井底的流入能力与流体从井底流向井口的流出能力，注入能力则是与采气能力气体流向相反的过程，再以临界携液气量、气体临界冲蚀气量、临界出砂气量等为约束，可以得到气井在不同阶段地层压力下最大的合理采气量[15]。计算过程是地层产能方程、管流方程、临界冲蚀流量方程、临界出砂流量方程计算结果结合的过程。

本文借助Pipesim软件，以H气藏为例，采取相同井径下，变地层压力与变井口压力情况下，节点分析过程计算节点产量；同时以不同井口压力下临界携液气量及不同井底流压下临界冲蚀流量限制，建立一定井径下气井最大合理产能图板(图1、图2)。变井口压力设计图板与常用的定末期最小井口压力图板相比[16]，变井口压力考虑冲蚀流量的变化，计算合理产气量也更合理。图1与图2分别为7 in(177.8 mm)管柱下最大合理采气量图板与最大合理注气量图板，黄色线为合理注采产能曲线。可以看出，单井在7 in油管，地层压力23～37.9 MPa下节点法计算产气量(240.5～650.4)×104m3/d，受冲蚀流量限制，最大合理产气量(240～401)×104m3/d。单井注气能力在地层压力23～34.5 MPa下节点法计算注气量(203.4～702.2)×104m3/d，受冲蚀流量限制，合理注气量(203～439.4)×104m3/d。

图1 考虑冲蚀、临界携液流量下最大合理采气量图板

图2 考虑冲蚀下最大合理注气量图板

3 H气藏改建储气库库容量评价

气藏在生产阶段内部可动水、外来边底水、地层凝析油等都将进一步减小原始气藏有效孔隙体积，储气库库容量小于动储量[17-18]。

H气藏是低含凝析油的岩性气藏，凝析油含量仅为27 g/m3，地露压力差10 MPa，从等容衰竭实验分析来看(图3)，最高返凝析液占比约占原始含气孔隙体积的0.8%，占比极低，换算成地面体积约0.6×108m3，可忽略不计。

图3 H气藏定容衰竭压力与返凝析液量变化曲线

另外，气藏生产井生产过程中不产地层水，无外来水源，不考虑水的影响。综上分析，库容量储层含气孔隙体积与原动储量一致，则H气藏改建储气库库容量为75.4×108m3。基于气藏有效孔隙体积，采用物质平衡法，建立注气过程中地层压力与库存量关系的预测模型(图4)，为后续工作气量优化奠定基础。

图4 H气藏储气库地层压力与库存量关系

4 多因素影响下工作气量优化论证

在注采能力及库容量研究的基础上，为建立工作气量条件与井数、采气末期采气能力、最低外输井口压力关系，采用注采周期平均产量法，需建立多个变井数、变工作气量条件下各参数优化对比方案，最终优化出能兼顾最低外输井口压力、井数、工作气量规模、调峰能力的下限压力。

表1为H气藏7 in管柱下设计多个工作气量对比方案，图5为基于表1建立的H气藏7 in管柱下变工作气量下最低井口压力与井数的关系图板。通过图板可以直观看出，工作气量一定时，随着井数增加，单井日均产气量减小，采气末期井口压力呈增大趋势，但采气末期井口压力增加的幅度呈减小趋势，由井数9口时的4.7%到21口时的0.6%。

表1 变井数、变工作气量下各参数优化对比方案

H气藏为海上岩性气藏，若采气末期不上压缩机，则直接外输到陆地管网所需最低井口压力为15 MPa，为保证大工作气量，井数在海上平台设计的要求范围内，从图5中优选出当区块注采井井数为10口时，工作气量为26.1×108m3，工作气比例为34.7%，采气末期井口压力约15.3 MPa。结合采气期120 d库存量与地层压力预测模型，区块采气量2 179.1×104m3/d，单井采气量217.9×104m3/d，运行下限压力为23 MPa。同时，基于H气藏采出能力，建立大直径9.625 in(244.475 mm)管柱变工作气量下最低井口压力与井数的关系图板，对比工作气量为26.1×108m3下，其与小直径(7 in)管柱采气末期井口压力与井数对比(图6)可以发现：随着井数增加，单井日产气量降低，采气末期两者井口压力差逐渐减小，井数达到19口以上时，井径对井口压力敏感性减小；当井数为10口时，大直径仅比小直径管柱井口压力大1 MPa左右；井口压力为15 MPa时，大直径比小直径管柱井数减少3～4口。以上三点说明H气藏产能大，9.625 in管柱能够明显减少井数，但由于海上9.625 in钻完井工艺要求高，设计最终采用7 in管柱。本文设计图板与常规工作气量分析优势明显，可对比井数、井径、采气末期井口压力、单井日产气量、工作气量等参数，直观分析各参数关系。

图5 注采井数与采气末期井口压力关系图板

5 结 论

(1)海上H气藏是一个砂体分布稳定、储层内部连通性好、高渗-特高渗气藏，也是无地层水与外来水、产能大的岩性气藏，非常有利于改建地下储气库。

(2)储气库多因素影响下工作气量优化方法能够同时优化井数、井径、最低外输井口压力等参数，可作为储气库方案参数论证依据之一，结合数模模拟储层敏感性变化，可进一步提高论证结果。

(3)采用该技术，以海上H气藏为例，采用7 in管柱，当区块注采井井数为10口，运行下限压力为23 MPa时，工作气量为26.1×108m3，工作气比例为34.7%，采气末期井口压力约15.3 MPa，可满足在海上外输压力与井口数量限制下，工作气量最大化运行要求。