裂缝-孔隙型枯竭气藏储气库一体化注采运行评价

于洪敏，张亚雄，牛保伦，王志宝，代全齐，刘静，王鹏，孙静静

1.国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心，北京 100083；2. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化中原油田石油工程技术研究院，河南濮阳 457001；4.中国石化中原油田勘探开发研究院，河南濮阳 457001

0 引言

典型的天然气地下储气库类型有4 种：枯竭油气藏型储气库、含水层型储气库、盐穴型储气库、废弃矿坑型储气库［1-3］。枯竭油气藏型储气库利用枯竭的气层或油层建设，是最为常用且兼具经济性的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠等特点。随着枯竭油气藏储气库的陆续建成投产，中原油田将成为华北地区国家级地下储气库调峰中心。枯竭油气藏型储气库能否高效运行是满足运行需求和应急调峰需要的关键问题。

以往储气库运行分析一般是从地质、气藏或者井筒-场站单独模拟，难以将气藏、井筒、地面一体化统筹考虑，无法兼顾储气库整体注采系统的诸多影响因素［5-8］。“一体化”好比智能油气田的“心脏”，通过气藏-井筒-地面全流程一体化实时模拟优化可以把信息“冷数据”变成“热数据”，利用一体化模拟技术可以建立相应的数据库和模型库，统筹管理油气田的开发，进行资源共享和最大化利用，为企业的中长期发展提供目标与方向，提高决策管理效率和生产经营效果［9-13］。随着国内油气田对一体化统筹开发需要的逐渐扩大，一体化理念从单一指标的耦合模型逐渐发展到考虑气藏、井筒等多因素的耦合数值模拟模型，同时也是未来智慧油田建设的基础［14-18］。曹锡秋［19］首次将一体化模拟技术引入到国内储气库研究，利用IPM（油气田开发生产一体化）软件平台，开展了呼图壁储气库各项生产指标的模拟和预测，侧重分析了储气库运行时的孔隙压力变化、裂缝、水体入侵情况、储气库的注采调峰能力以及库容等储气库运行的关键指标；赵发寿等［20］利用IAM(油气田开发一体化资产模型)软件平台建立了长北区块生产一体化模型，通过优化计算，优选了油管尺寸，优化压缩机启用时间以及井丛生产模式，使气田增产上亿方，有效指导现场生产管理及稳产方案的制定。一体化模拟技术也被应用于气田开发优化，李玥洋等［21］应用一体化模型数据共享平台驱动一体化模型，对磨溪区块龙王庙气藏的多项生产指标进行了实时监测，并导入一体化模型运算，结合数据流引擎技术，将计算结果与实际生产值对比、预警，进行生产跟踪、诊断，减少了生产现场作业和管理成本，确保了生产运行稳定、安全。此外，有些学者［22-26］利用一体化软件平台建立了P-L 气田群生产一体化模型，模拟预测了气田群的开发动态，协调气田开发，延长了稳产期；将一体化模型应用到普光气田，建立了气藏、37 口单井及包括16 座集气站和1 座集气总站的地面管网一体化模型，对气藏的生产指标进行预测，按照生产需求进行单井优化配产，预测稳产年限与开发方案一致。

本文基于裂缝-孔隙特征枯竭气藏储气库分析强注强采带来的重要影响，为了解系统性优化储气库高效运行的合理参数，以中原油田为背景，在储气库已有设计的基础上侧重开展气藏-井筒-地面一体化运行模拟优化，建立了从气藏到地面的一体化注采模型，综合考虑各环节对生产的综合影响，打通了各专业模型之间的数据界限，诊断储气库注采运行瓶颈，研究储气库合理的注采能力及其影响因素，指导储气库高效率、高效益运行。

1 区块概况

中原某储气库构造为受两条北西向断层控制的北西向断背斜构造，含气层系主要为嘉陵江组二段及飞仙关组三、四段（简称飞三段、飞四段），气藏平均埋深3 615 m，平均孔隙度3.93%，平均渗透率0.056 mD，含气面积4.74 km2，天然气评价地质储量7.32×108m3。该储气库飞三段、飞四段属于异常高压低温气藏。飞三段、飞四段测试地层压力77.01 MPa，压力系数1.82，地层中部温度99℃。

该气藏于2009 年试采，经历连续生产、间歇生产、带水生产、气库注气等4 个开发阶段。该储气库水侵影响很小，累计产水量仅2 000 m3。目前地层压力约43 MPa，气藏衰竭采气开发阶段累计产气3.02×108m3，采出程度65.8%，储气库运行阶段累计注气量0.91×108m3。

2 模型建立

一体化模型可以用来实时跟踪气藏地下到地面任意节点，包括温度、压力、流量在内的生产动态。也可用来对生产系统中可能出现的水合物、积液等流动保障性问题进行实时预警，指导现场及时采取相应措施，保障生产稳定运行。常规研究方法评价气藏生产潜力主要从气藏储层角度考虑，不能充分考虑井筒及地面管网的限制因素，利用一体化模型可避免此类局限性，综合考虑气藏、井筒、地面管网各个环节的生产限制条件来评价气藏生产潜力。

基于地质和开发特征，考虑应力敏感，建立储层、井筒、地面模型，耦合连接建立裂缝-孔隙型储气库一体化模型并进行历史数据拟合，为储气库影响因素分析及注采能力评价奠定模型基础。

2.1 储层模型

针对目标区块储层储集空间的类型多样，储层厚度大、非均质性较强，存在多套气水关系等地质特点，综合利用地震、测井及地质等资料，采用周边区块应用成熟的碳酸盐岩气藏地质建模方法，根据确定性建模与随机建模相结合的原则、通过强化沉积相、地震反演预测数据体的约束，利用序贯高斯模拟法、协同克里金模拟法，对储层物性空间分布的非均质性进行了精细模拟，建立了某工区目的层段地质模型。

目标储层物性差，基质中气体扩散慢、渗流速度低，裂缝局部发育且可能部分闭合，井周压力较高，对储气库有效运行影响较大。因此，结合地质认识、注采动态和应力敏感特征等，建立中原油田某储气库裂缝-孔隙型双重介质气藏模型，具有同时考虑裂缝、基质双重介质的特点，既能反映储层的应力敏感性，又能反映裂缝中的气体渗流。模型网格粗化为199 m×388 m×73 m，网格步长34 m×30 m×2 m。鉴于该储气库地处范围广而井少，该网格系统能够满足研究需求。储层基质孔隙度2.0% ～5.7%、裂缝渗透率约15 mD，如图1 所示。

图1 某储气库裂缝-孔隙型双重介质气藏模型（孔隙度场）

应力敏感对于储层模型的影响量化主要体现于其对传导率和孔隙体积倍乘因子的影响，也就是对储气库流体在储层渗流能力及对孔隙体积的影响，直观反映就是对有效地应力（上覆岩层压力减去地层压力）的影响。通过应力敏感实验认识和模型拟合得到传导率和孔隙体积倍乘因子公式，具体情况如下。

传导率公式：

式中：Tx——传导率，无量纲；Pr——储层压力，MPa。

孔隙体积倍数公式：

式中：Mpv——孔隙体积倍乘因子，无量纲。

2.2 注采气井筒模型

井斜与管柱结构是影响井筒注气和举升能力的重要参数。该储气库目前所有气井均为定向井，考虑各单井的不同井斜及管柱尺寸建立各单井注采井筒模型。以W1 井为例，井管柱结构及井轨迹如图2所示。

图2 W1 井管柱结构和井轨迹

2.3 地面管网模型

参照实际集输系统拓扑状况，根据管线高程、长度、环境温度和传热系数，及增压、分离、脱水装置工作参数等管线和重要设备参数，建立了从来气到节气阀再到井口、从井口到集气站再到处理厂的地面注气和集输管网模型。

2.4 储气库一体化模型

以井口或井底为耦合节点，通过节点处定注气量和采气量求解井口、井底压力，使得气藏、井底、井口、地面管线处计算的压力与实际吻合，实现气藏、井筒和地面所得到的压力、流量协调匹配，耦合建立储气库裂缝-孔隙型气藏-井筒-地面一体化模型。常规研究方法评价气藏生产潜力主要从气藏储层角度考虑，不能充分考虑到井筒及地面管网的限制因素，但利用一体化模型可避免此类局限性，实现了综合考虑气藏、井筒、地面管网各环节的生产限制条件来评价气藏生产潜力。

2.5 一体化模型拟合

在气藏、井筒、地面分环节拟合的基础上，调整气藏、井筒、地面关键拟合指标，跟踪拟合储气库一体化模型的压力和注采气水量，整体拟合较好（见图3），两都误差均控制在5%以内，拟合率达90%以上，为一体化诊断分析奠定基础。

图3 储气库井口压力拟合

3 储气库影响因素和注采能力系统评价

3.1 注采能力影响因素分析

采用阈值法对井口压力、地层压力、油管粗糙度、井口温度、液气比和油管直径等影响因素进行无量纲化处理，分析了各影响因素对注气和采气能力的影响。

阈值法的计算公式为：

式中：yi——影响因素i 转化后的评价值；xi——影响因素i 的实际取值；x0——影响因素i 的阈值。以各影响因素无量纲化处理后的初值取1 的方式来确定阈值。

计算结果表明，压力对注采气能力影响较大，油管粗糙度和井口温度对注气能力影响较小，液气比对采气能力影响较小（见图4）。

图4 注采能力影响因素对比分析

3.2 注采运行诊断分析

3.2.1 储气库运行应力敏感性

从模型拟合结果来看，在气藏压力低于27 MPa，所受应力超过50 MPa 条件下，采气指数明显下降，应力敏感性更强，储层孔隙体积变小。

3.2.2 临界携液流量

根据储气库建设运行经验，选择Turner 携液模型计算临界携液流量［27］。从图5 可以看出：储气库总体携液能力较好，井底压力低时可能会产生积液；因应力敏感影响，储气库运行中也可能存在携液能力不足的问题。

图5 不同油管内径下Turner 临界携液流量

3.3 注采能力诊断评价

储气库运行阶段为1 注2 采，通过节点分析方法［28-30］计算不同井口压力下的合理注采气量。

3.3.1 注气能力预测

通过节点分析方法，可以计算不同井口压力条件下单井流入、流出交汇曲线，确定不同条件下的生产协调点，其对应的注气量即为该压力下的合理注气量（见图6）。

图6 不同井口压力下的合理注气量

注气井Forcheimer 二项式方程：

式中：Pwf——井底流压，MPa；Qg——注气量，m3/d。

在压力约35 MPa 下的合理注气量为71×104m3/d。可以看出，不同井口压力对应的合理注气量范围为15×104～ 80×104m3/d。

3.3.2 采气能力预测

通过节点分析方法，计算不同井口压力条件下单井流入、流出交汇曲线，确定不同条件下的生产协调点，所对应的采气量即为该压力下的合理采气量（见图7）。

图7 不同井口压力下的合理采气量

采气井Forcheimer 二项式方程：

式中：Qp——采气量，m3/d。

目前压力下合理采气量为43×104m3/d，不同井口压力对应合理采气量范围是35×104～ 50×104m3/d。

4 结论

基于考虑储层应力敏感特性，建立了储层、井筒、地面模型，耦合连接建立裂缝-孔隙型储气库一体化模型，为储气库运行影响因素分析及注采能力评价奠定模型基础。

从注采能力影响因素分析来看，压力对注采气能力影响较大，粗糙度和井口温度对注气能力影响较小，液气比对采气能力影响较小。

从注采运行诊断分析来看，当气藏压力低于27 MPa 时，采气指数明显下降，应力敏感性更强，储层孔隙体积变小。主要原因可能是该储气库目标储层物性差，基质中气体扩散慢、渗流速度低，裂缝局部发育且可能部分闭合，井周压力较高，对储气库有效运行影响较大，需要进一步加强基质渗流规律研究认识。

从流动保障看，该储气库低压时可能存在临界携液情况，但无冲蚀影响，低注低采时需预防水合物生成。

通过节点分析方法计算出不同井口压力下的合理注采气量范围，为储气库注采运行注采气量设计优化提供依据。该储气库在一体化运行优化指导下，安全运行2 个周期，可以满足应急调峰需要。