单井改建生产调节型气藏新模式探索经验总结——以川西北部地区WC1井为例

赵慧言 张楚越 张哲伦 王 俊 李旭成 李开发 汤 浩

（1.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川 江油 621741；2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；3.中国石油西南油气田公司华成监理公司，四川 成都 610051）

0 引言

地下储气库是天然气安全保供的主要设施，也是国家能源安全保障的重要组成部分。中国地下储气库发展始于20世纪90代初，截至目前，地下储气库在平衡天然气管网压力和输气量、调节区域平衡供气方面发挥了重要作用［1］。目前全球气藏型储气库居多，枯竭型气藏改建储气库具有安全性强、封闭性好、储存性强等特点，通过调研国内外储气库可知，单井改建储气库的经验案例较少，因此笔者旨在尝试一种新的单井改建储气库的技术探索［2-9］。

四川作为国内西南储气的中心位置，其区域内天然气资源丰富，随着勘探开发进程加快，川西北部区域内储量、产量呈高峰增长态势，但受制于管输条件的限制，用气低峰期间无法实现富余气量上载，外输瓶颈在一定程度上限制了区域产能的发挥。目前该区域内无储气库，且采出程度较高面临枯竭型气井也较多，为探索其转型思路，提出单井建库的新模式，传统储气库改建工程建设周期长、技术难点多，因此本次提出与传统储气库有所区别的生产调节型气藏，旨在实现发挥产能同时满足调节需求的功能。笔者选取川西北部区域内地质条件好、交通便利，井场及管网条件优越的WC1井优先开展相关研究，以期对同类型气井改建生产调节型气藏提供可借鉴的经验总结。

1 WC1井简况

WC1井位于四川省绵阳市境内，地表为低缓丘陵，地形平坦，地面海拔500 m左右。该井主要产气层位为须家河组四段，气藏埋深为3 761.9～3 939.8 m，储层主要为灰云屑砂岩，储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝，岩心平均孔隙度为7.8%，渗透率3.06～4.40 mD，为低孔、低渗储层，储层类型为裂缝～孔隙型。气藏原始地层压力为79.37 MPa，压力系数为2.05，温度为103.96℃，甲烷含量为95.11%，为异常高压、常温、不含硫化氢干气气藏。气藏无边底水，原始地质储量为2.52×108m3。

WC1井位于WC潜伏构造，单井独立成藏，构造圈闭密封性良好，圈闭内无断层。区域盖层为侏罗系的厚层泥页岩，直接盖层为须五段的泥页岩，厚度为21 m，底托层为须三段的泥页岩，厚度为17 m，储盖组合完整，未遭受剥蚀破坏。异常高压对油气具有封堵作用，证实气藏保存条件好。综合评价WC1井具备较好的封闭条件，为改建生产调节型气藏奠定了地质基础。

WC1井于1992年投产，开发历程分为自喷生产、低压泡排生产、低压间歇自喷生产阶段，现已累计产气达2.36×108m3，累计产水达1 281.08 m3，目前地层压力为8.46 MPa，开发过程中无水侵风险，采出程度达到了93.65%，已进入气藏开发后期阶段（图1）。WC1井距离绵阳城区较近，周边社会、交通依托条件较便利，改建生产调节型气藏后可有效缓解沿线大管网用气压力，支撑绵阳及其周边地区应急调峰、解决产销矛盾。

图1 WC1井采气曲线图

2 WC1井产能评价方法的建立

常规气藏改建储气库注采能力评价时，一般根据系统产能试井资料，建立产能方程，评价注采能力［10］。目前有效的气藏评价方法包括试井分析和生产动态分析［11］，鉴于该井未进行过产能试井，因此本次采用压力恢复试井与生产动态分析相结合的方法，综合判断该井的储渗特征，计算单井储量、地层渗透率、井筒储集系数、表皮系数等，评价储渗特征和气井产能，并推导出适用该井实际情况的产能方程，为下步改建生产调节型气藏指标设计提供理论依据。

2.1 试井资料及生产动态资料评价

2.1.1 试井曲线特征及解释结果

WC1井投产至今进行过多次试井资料录取，本次选取精度较高的3次井下压力恢复试井资料分析研究。

为验证解释模型的准确性，将三次试井曲线绘制于同一图中（图2）。从三次试井曲线叠合图中可以看出，该井历次解释双对数曲线形态基本一致，储层表现出明显的平面非均质特征，双对数曲线中导数曲线末端呈下降趋势，表明该井远井区物性优于近井地带，三次试井过程中压力均未传播至边界，因此选用变井储+径向复合模型解释是可靠的。

图2 WC1井三次试井双对数曲线图

综合分析选择第三次压力恢复试井成果，资料质量较高，试井解释成果最可靠（表1）。本次井下压力恢复试井于2021年1月关井28 d后进行，结合该井前期已进行的储层酸化改造工艺，选取无限大边界+压裂直井+径向复合地层+变井储效应模型进行分析，解释结果显示该井储层改造效果较好，整体呈平面非均质、外区物性变差特征。

表1 2021.01压恢测试试井解释成果表

2.1.2 生产动态分析

WC1井原始地层压力高达79.370 MPa，属于异常高压气藏。该类气藏开采过程中，由于地层压力下降速度较快，可能存在应力敏感效应，因此为了较准确地评价该井不同地层压力条件下的气井产能，需考虑并验证是否存在应力敏感效应［12］。结合WC1井生产动态历史拟合度高，表明该井生产过程中存在应力敏感效应，历史拟合结果可靠（图3、4）。

图3 WC1井历史产量-压力拟合图（考虑应力敏感）

在实际拟合分析中，采用渗透率模量λ来反映异常高压气藏应力敏感效应，λ描述储层渗透率随地层压力的变化关系，如下式求得：

图4 WC1井Blasingame图版（考虑应力敏感）

将式（1）进行分离变量，并在（P，k）至（Pi，ki）区间内积分可得：

其中，k表示地层压力为P时对应的储层渗透率，mD；ki为原始地层压力Pi条件下的原始渗透率，mD；λ为渗透率模量，该参数越大说明储层应力敏感效应越强，MPa-1。

由该方程求得，原始气藏条件下的渗透率为10.41 mD，结合WC1井历次试井分析结果，目前地层压力下试井解释渗透率为1.37 mD，通过应力敏感方程验证同等压力下渗透率为1.27 mD，渗透率拟合精度高，证明该方程可靠（表2）。

表2 WC1井现代产量递减分析结果表（考虑应力敏感）

2.2 WC1井产能评价方法

2.2.1 产能方程推导

为了准确评价WC1井的产能，基于试井资料和生产动态分析的认识，认为前期酸化解堵措施使得井筒附近出现裂缝，有效改善了内区储层渗流条件，应力敏感效应减弱；而外区仍为原始地层条件，不可忽略应力敏感效应带来的影响。气井当前产能模型假设条件：①内区天然裂缝和酸化解堵产生裂缝，考虑气体在裂缝中的高速非达西流动；②外区原始地层条件下存在应力敏感效应，但当前渗透率较低忽略气体在外区裂缝中的高速非达西流动（图5）。

图5 WC1井渗流模型示意图

当前地层条件下外区为径向流动：

定产量生产条件下的渗流速度方程为：

外区应力敏感方程为：

联立式（4）、（5）、（6）和（7）得：

引入拟压力形式：

根据平均压力法，求取平均地层渗透率推导出式（10）即为外区产能公式。

内区经酸化解堵，产生新裂缝，需考虑气体的非达西流动，根据Forcheimer方程，运动方程为：

联立式（5）、（6）、（11）和（12）得：

引入拟压力，在（rw，Pw）至（r1，P1）区间积分可得：

联立式（10）和式（14）可得WC1井当前产能公式：

其中：

式中，v为气体渗流速度，m／s；μ为气体黏度，mPa·s；k为储层渗透率，mD；下标1代表内区，下标2代表外区；Bg为气体体积系数，m3／m3；qsc为气体地上流量，104m3／d；Q为气体地下流量，104m3／d；r为半径，m；h为储层厚度，m；其中，β为紊流系数m-1。

2.2.2 产能方程验证

为验证WC1井产能公式的准确性，取WC1井近期连续生产数据予以验证，将实际流量与产能方程计算结果对比，其符合率介于83.44%～93.44%（表3），证明产能公式具有一定的可靠性。

表3 WC1井当前产能公式验证表

根据目前产能公式推导结果，可评价不同地层压力下的气井产能，为该井的产能评价建立了新的方法，当地层压力在8.46～40 MPa范围内，无阻流量为（2.79～54.12）×104m3／d。

3 WC1井改建生产调节型气藏技术探索

地下储气库建设是一项资本密集型系统工程，传统储气库改建工程建设周期长、技术难点多，必须具备气体“注得进、采得出、存得住”以及短期高产、高低压往复注采、长期使用的功能。而对于WC1井改建生产调节型气藏而言，由于气井生产时间较长，生产动态特征较为清楚，气藏的封闭性相关认识较为可靠，专项试井结果深化了气井的储渗及产能特征认识，为注采能力评价奠定了坚实基础。虽然WC1井改建生产调节型气藏在产能条件、注气规模、库容设计等指标与传统储气库有一定差异，但该井注采条件成熟，涉及新增工作量较少，投资较小。按照“市场有需求、地层有条件、产能有技术、运行有路径”的导向，同时考虑依托该井的产能发挥可有效缓解绵阳、梓潼地区的调峰用气需求，在项目经济可行的基础上，开展注采试点探索，对高效推进天然气勘探开发和合理利用，加快单井储气库等天然气综合产业发展建设具有重要意义。

3.1 WC1井合理注采气能力评价

首先注采能力作为地下储气库的核心指标，它是决定储气库建库规模的重要依据，指导储气库的高效运行。以单井注采能力为依据进行调节型气藏运行参数设计，综合运用常规的节点系统分析方法、考虑气井冲蚀临界流量和气井携液临界流量等因素，综合研究WC1井的注采能力［13-15］。

根据前文推导的WC1井产能公式计算WC1井不同地层压力条件下的二项式产能系数A和B，结合井筒管流公式，对WC1井目前管柱（Φ76 mm油管）在不同地层压力和井口压力条件下的气井注采气能力进行分析，目前地层压力为8.46 MPa，计算注采期间地层压力区间为8.46～40 MPa（图6、7），其中注气和采气条件井口压力条件的设置均结合地面条件分析。WC1井合理注采气量在临界携液流量和冲蚀流量之间，满足注采气条件。

图6 WC1井合理采气能力曲线图

综合地面条件限制分析，确定WC1井最大注气压力为30 MPa，采气井口压力为1.5 MPa。当前油管内径为Φ76 mm下，计算地层压力区间8.46～40 MPa内最大注气量为（1.42～36.16）×104m3／d；最大采气量为（2.67～48.27）×104m3／d，均满足安全冲蚀流量要求。

3.2 改建生产调节型气藏参数研究与设计

WC1井位于城市周边，区域位置优越，充分发挥该井产能可有效缓解绵阳、梓潼地区调峰用气需求。该井的有效工作气量及调峰能力作为建设调节型气藏的重要评价指标，因此结合绵阳地区市场用气需求规律，发挥WC1井单井随注随采、灵活调峰的特点，得出该井的日调峰能力取决于该井的生产能力与市场需求规律的最佳匹配。结合该目标，进行了多套注采参数的方案设计，最终以经济效益评价结果作为方案比选的依据。

WC1井目前地层压力注采能力有限，因此首先需注气提高地层压力后进一步提高采气能力。因此共设计以下8套注采平衡方案，建设期内注入气量由0.29×108m3不断升高至0.94×108m3，地层压力将从10 MPa提高至24 MPa，注采平衡期全年运行天数分别为133～277 d，工作气量分别为（384～2 820）×104m3（表5）。

表5 WC1井生产调节型气藏注采气运行参数表

通过对WC1井注采能力分析可知，在地层压力24 MPa左右情况下，注入能力和采出能力基本相当，能够实现当年注采平衡且注采运行时间相当。为了充分补充周边地区调峰需求量，最大实现调峰能力，综合分析推荐最大工作气量方案：即为建设期一次性注气9 400×104m3后地层压力达到24 MPa，注采平衡期内工作气量2 820×104m3，实现当年注采平衡，注采时间相对灵活，并且兼顾气藏安全性，注采平衡期内地层压力运行区间为24～30 MPa，均控制在常压范围内。

3.3 经济效益分析

WC1井改建生产调节型气藏作为单井改建储气库的新模式探索，考虑到其特殊性，在经济效益评价分析过程中进行了新的模式创新，具体参数计算借鉴传统地下储气库项目经济评价方法，但对注入气体进行回收利用，因此经济效益评价采用建设期内注入气投资不摊销，评价后5年作为资产回收的方式，预测得5年期内能将建设期内注入的气体全部回收。采用常用流程“估算投资→测算成本费用→估算营业收入及税金→计算经济评价指标→不确定性分析”等步骤，最终得出设计推荐方案整体内部收益率达到6.14%，从经济评价角度认为可行。

4 结论及建议

1）WC1井须四气藏构造圈闭完整，断层不发育，盖层和底托层分布稳定，未遭受剥蚀破坏，且为异常高压气藏，气藏具备改建生产调节型气藏的封闭条件。

2）为了准确评价WC1井产能和注采能力，在无产能试井的条件下基于常规试井及生产动态分析认识成果，推导并建立符合WC1井实际地层条件的产能方程，较准确地预测了WC1井产能及注采能力，WC1井在地层压力8.46～40 MPa范围内，气井无阻流量为（2.79～54.12）×104m3／d。

3）结合生产调节型气藏的功能定位、周边市场需求量，提出当年注采平衡的改建新思路，最大调峰能力达到0.28×108m3／a，并且从经济效益评价角度认为可实现收益。