趙慧言 張楚越 張哲倫 王 俊 李旭成 李開發(fā) 湯 浩

（1.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川 江油 621741；2.中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所，四川 成都 610051；3.中國石油西南油氣田公司華成監(jiān)理公司，四川 成都 610051）

0 引言

地下儲氣庫是天然氣安全保供的主要設(shè)施，也是國家能源安全保障的重要組成部分。中國地下儲氣庫發(fā)展始于20世紀90代初，截至目前，地下儲氣庫在平衡天然氣管網(wǎng)壓力和輸氣量、調(diào)節(jié)區(qū)域平衡供氣方面發(fā)揮了重要作用［1］。目前全球氣藏型儲氣庫居多，枯竭型氣藏改建儲氣庫具有安全性強、封閉性好、儲存性強等特點，通過調(diào)研國內(nèi)外儲氣庫可知，單井改建儲氣庫的經(jīng)驗案例較少，因此筆者旨在嘗試一種新的單井改建儲氣庫的技術(shù)探索［2-9］。

四川作為國內(nèi)西南儲氣的中心位置，其區(qū)域內(nèi)天然氣資源豐富，隨著勘探開發(fā)進程加快，川西北部區(qū)域內(nèi)儲量、產(chǎn)量呈高峰增長態(tài)勢，但受制于管輸條件的限制，用氣低峰期間無法實現(xiàn)富余氣量上載，外輸瓶頸在一定程度上限制了區(qū)域產(chǎn)能的發(fā)揮。目前該區(qū)域內(nèi)無儲氣庫，且采出程度較高面臨枯竭型氣井也較多，為探索其轉(zhuǎn)型思路，提出單井建庫的新模式，傳統(tǒng)儲氣庫改建工程建設(shè)周期長、技術(shù)難點多，因此本次提出與傳統(tǒng)儲氣庫有所區(qū)別的生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏，旨在實現(xiàn)發(fā)揮產(chǎn)能同時滿足調(diào)節(jié)需求的功能。筆者選取川西北部區(qū)域內(nèi)地質(zhì)條件好、交通便利，井場及管網(wǎng)條件優(yōu)越的WC1井優(yōu)先開展相關(guān)研究，以期對同類型氣井改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏提供可借鑒的經(jīng)驗總結(jié)。

1 WC1井簡況

WC1井位于四川省綿陽市境內(nèi)，地表為低緩丘陵，地形平坦，地面海拔500 m左右。該井主要產(chǎn)氣層位為須家河組四段，氣藏埋深為3 761.9～3 939.8 m，儲層主要為灰云屑砂巖，儲集空間主要為粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和微裂縫，巖心平均孔隙度為7.8%，滲透率3.06～4.40 mD，為低孔、低滲儲層，儲層類型為裂縫～孔隙型。氣藏原始地層壓力為79.37 MPa，壓力系數(shù)為2.05，溫度為103.96℃，甲烷含量為95.11%，為異常高壓、常溫、不含硫化氫干氣氣藏。氣藏無邊底水，原始地質(zhì)儲量為2.52×108m3。

WC1井位于WC潛伏構(gòu)造，單井獨立成藏，構(gòu)造圈閉密封性良好，圈閉內(nèi)無斷層。區(qū)域蓋層為侏羅系的厚層泥頁巖，直接蓋層為須五段的泥頁巖，厚度為21 m，底托層為須三段的泥頁巖，厚度為17 m，儲蓋組合完整，未遭受剝蝕破壞。異常高壓對油氣具有封堵作用，證實氣藏保存條件好。綜合評價WC1井具備較好的封閉條件，為改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏奠定了地質(zhì)基礎(chǔ)。

WC1井于1992年投產(chǎn)，開發(fā)歷程分為自噴生產(chǎn)、低壓泡排生產(chǎn)、低壓間歇自噴生產(chǎn)階段，現(xiàn)已累計產(chǎn)氣達2.36×108m3，累計產(chǎn)水達1 281.08 m3，目前地層壓力為8.46 MPa，開發(fā)過程中無水侵風險，采出程度達到了93.65%，已進入氣藏開發(fā)后期階段（圖1）。WC1井距離綿陽城區(qū)較近，周邊社會、交通依托條件較便利，改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏后可有效緩解沿線大管網(wǎng)用氣壓力，支撐綿陽及其周邊地區(qū)應(yīng)急調(diào)峰、解決產(chǎn)銷矛盾。

圖1 WC1井采氣曲線圖

2 WC1井產(chǎn)能評價方法的建立

常規(guī)氣藏改建儲氣庫注采能力評價時，一般根據(jù)系統(tǒng)產(chǎn)能試井資料，建立產(chǎn)能方程，評價注采能力［10］。目前有效的氣藏評價方法包括試井分析和生產(chǎn)動態(tài)分析［11］，鑒于該井未進行過產(chǎn)能試井，因此本次采用壓力恢復試井與生產(chǎn)動態(tài)分析相結(jié)合的方法，綜合判斷該井的儲滲特征，計算單井儲量、地層滲透率、井筒儲集系數(shù)、表皮系數(shù)等，評價儲滲特征和氣井產(chǎn)能，并推導出適用該井實際情況的產(chǎn)能方程，為下步改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏指標設(shè)計提供理論依據(jù)。

2.1 試井資料及生產(chǎn)動態(tài)資料評價

2.1.1 試井曲線特征及解釋結(jié)果

WC1井投產(chǎn)至今進行過多次試井資料錄取，本次選取精度較高的3次井下壓力恢復試井資料分析研究。

為驗證解釋模型的準確性，將三次試井曲線繪制于同一圖中（圖2）。從三次試井曲線疊合圖中可以看出，該井歷次解釋雙對數(shù)曲線形態(tài)基本一致，儲層表現(xiàn)出明顯的平面非均質(zhì)特征，雙對數(shù)曲線中導數(shù)曲線末端呈下降趨勢，表明該井遠井區(qū)物性優(yōu)于近井地帶，三次試井過程中壓力均未傳播至邊界，因此選用變井儲+徑向復合模型解釋是可靠的。

圖2 WC1井三次試井雙對數(shù)曲線圖

綜合分析選擇第三次壓力恢復試井成果，資料質(zhì)量較高，試井解釋成果最可靠（表1）。本次井下壓力恢復試井于2021年1月關(guān)井28 d后進行，結(jié)合該井前期已進行的儲層酸化改造工藝，選取無限大邊界+壓裂直井+徑向復合地層+變井儲效應(yīng)模型進行分析，解釋結(jié)果顯示該井儲層改造效果較好，整體呈平面非均質(zhì)、外區(qū)物性變差特征。

表1 2021.01壓恢測試試井解釋成果表

2.1.2 生產(chǎn)動態(tài)分析

WC1井原始地層壓力高達79.370 MPa，屬于異常高壓氣藏。該類氣藏開采過程中，由于地層壓力下降速度較快，可能存在應(yīng)力敏感效應(yīng)，因此為了較準確地評價該井不同地層壓力條件下的氣井產(chǎn)能，需考慮并驗證是否存在應(yīng)力敏感效應(yīng)［12］。結(jié)合WC1井生產(chǎn)動態(tài)歷史擬合度高，表明該井生產(chǎn)過程中存在應(yīng)力敏感效應(yīng)，歷史擬合結(jié)果可靠（圖3、4）。

圖3 WC1井歷史產(chǎn)量-壓力擬合圖（考慮應(yīng)力敏感）

在實際擬合分析中，采用滲透率模量λ來反映異常高壓氣藏應(yīng)力敏感效應(yīng)，λ描述儲層滲透率隨地層壓力的變化關(guān)系，如下式求得：

圖4 WC1井Blasingame圖版（考慮應(yīng)力敏感）

將式（1）進行分離變量，并在（P，k）至（Pi，ki）區(qū)間內(nèi)積分可得：

其中，k表示地層壓力為P時對應(yīng)的儲層滲透率，mD；ki為原始地層壓力Pi條件下的原始滲透率，mD；λ為滲透率模量，該參數(shù)越大說明儲層應(yīng)力敏感效應(yīng)越強，MPa-1。

由該方程求得，原始氣藏條件下的滲透率為10.41 mD，結(jié)合WC1井歷次試井分析結(jié)果，目前地層壓力下試井解釋滲透率為1.37 mD，通過應(yīng)力敏感方程驗證同等壓力下滲透率為1.27 mD，滲透率擬合精度高，證明該方程可靠（表2）。

表2 WC1井現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析結(jié)果表（考慮應(yīng)力敏感）

2.2 WC1井產(chǎn)能評價方法

2.2.1 產(chǎn)能方程推導

為了準確評價WC1井的產(chǎn)能，基于試井資料和生產(chǎn)動態(tài)分析的認識，認為前期酸化解堵措施使得井筒附近出現(xiàn)裂縫，有效改善了內(nèi)區(qū)儲層滲流條件，應(yīng)力敏感效應(yīng)減弱；而外區(qū)仍為原始地層條件，不可忽略應(yīng)力敏感效應(yīng)帶來的影響。氣井當前產(chǎn)能模型假設(shè)條件：①內(nèi)區(qū)天然裂縫和酸化解堵產(chǎn)生裂縫，考慮氣體在裂縫中的高速非達西流動；②外區(qū)原始地層條件下存在應(yīng)力敏感效應(yīng)，但當前滲透率較低忽略氣體在外區(qū)裂縫中的高速非達西流動（圖5）。

圖5 WC1井滲流模型示意圖

當前地層條件下外區(qū)為徑向流動：

定產(chǎn)量生產(chǎn)條件下的滲流速度方程為：

外區(qū)應(yīng)力敏感方程為：

聯(lián)立式（4）、（5）、（6）和（7）得：

引入擬壓力形式：

根據(jù)平均壓力法，求取平均地層滲透率推導出式（10）即為外區(qū)產(chǎn)能公式。

內(nèi)區(qū)經(jīng)酸化解堵，產(chǎn)生新裂縫，需考慮氣體的非達西流動，根據(jù)Forcheimer方程，運動方程為：

聯(lián)立式（5）、（6）、（11）和（12）得：

引入擬壓力，在（rw，Pw）至（r1，P1）區(qū)間積分可得：

聯(lián)立式（10）和式（14）可得WC1井當前產(chǎn)能公式：

其中：

式中，v為氣體滲流速度，m／s；μ為氣體黏度，mPa·s；k為儲層滲透率，mD；下標1代表內(nèi)區(qū)，下標2代表外區(qū)；Bg為氣體體積系數(shù)，m3／m3；qsc為氣體地上流量，104m3／d；Q為氣體地下流量，104m3／d；r為半徑，m；h為儲層厚度，m；其中，β為紊流系數(shù)m-1。

2.2.2 產(chǎn)能方程驗證

為驗證WC1井產(chǎn)能公式的準確性，取WC1井近期連續(xù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)予以驗證，將實際流量與產(chǎn)能方程計算結(jié)果對比，其符合率介于83.44%～93.44%（表3），證明產(chǎn)能公式具有一定的可靠性。

表3 WC1井當前產(chǎn)能公式驗證表

根據(jù)目前產(chǎn)能公式推導結(jié)果，可評價不同地層壓力下的氣井產(chǎn)能，為該井的產(chǎn)能評價建立了新的方法，當?shù)貙訅毫υ?.46～40 MPa范圍內(nèi)，無阻流量為（2.79～54.12）×104m3／d。

3 WC1井改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏技術(shù)探索

地下儲氣庫建設(shè)是一項資本密集型系統(tǒng)工程，傳統(tǒng)儲氣庫改建工程建設(shè)周期長、技術(shù)難點多，必須具備氣體“注得進、采得出、存得住”以及短期高產(chǎn)、高低壓往復注采、長期使用的功能。而對于WC1井改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏而言，由于氣井生產(chǎn)時間較長，生產(chǎn)動態(tài)特征較為清楚，氣藏的封閉性相關(guān)認識較為可靠，專項試井結(jié)果深化了氣井的儲滲及產(chǎn)能特征認識，為注采能力評價奠定了堅實基礎(chǔ)。雖然WC1井改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏在產(chǎn)能條件、注氣規(guī)模、庫容設(shè)計等指標與傳統(tǒng)儲氣庫有一定差異，但該井注采條件成熟，涉及新增工作量較少，投資較小。按照“市場有需求、地層有條件、產(chǎn)能有技術(shù)、運行有路徑”的導向，同時考慮依托該井的產(chǎn)能發(fā)揮可有效緩解綿陽、梓潼地區(qū)的調(diào)峰用氣需求，在項目經(jīng)濟可行的基礎(chǔ)上，開展注采試點探索，對高效推進天然氣勘探開發(fā)和合理利用，加快單井儲氣庫等天然氣綜合產(chǎn)業(yè)發(fā)展建設(shè)具有重要意義。

3.1 WC1井合理注采氣能力評價

首先注采能力作為地下儲氣庫的核心指標，它是決定儲氣庫建庫規(guī)模的重要依據(jù)，指導儲氣庫的高效運行。以單井注采能力為依據(jù)進行調(diào)節(jié)型氣藏運行參數(shù)設(shè)計，綜合運用常規(guī)的節(jié)點系統(tǒng)分析方法、考慮氣井沖蝕臨界流量和氣井攜液臨界流量等因素，綜合研究WC1井的注采能力［13-15］。

根據(jù)前文推導的WC1井產(chǎn)能公式計算WC1井不同地層壓力條件下的二項式產(chǎn)能系數(shù)A和B，結(jié)合井筒管流公式，對WC1井目前管柱（Φ76 mm油管）在不同地層壓力和井口壓力條件下的氣井注采氣能力進行分析，目前地層壓力為8.46 MPa，計算注采期間地層壓力區(qū)間為8.46～40 MPa（圖6、7），其中注氣和采氣條件井口壓力條件的設(shè)置均結(jié)合地面條件分析。WC1井合理注采氣量在臨界攜液流量和沖蝕流量之間，滿足注采氣條件。

圖6 WC1井合理采氣能力曲線圖

綜合地面條件限制分析，確定WC1井最大注氣壓力為30 MPa，采氣井口壓力為1.5 MPa。當前油管內(nèi)徑為Φ76 mm下，計算地層壓力區(qū)間8.46～40 MPa內(nèi)最大注氣量為（1.42～36.16）×104m3／d；最大采氣量為（2.67～48.27）×104m3／d，均滿足安全沖蝕流量要求。

3.2 改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏參數(shù)研究與設(shè)計

WC1井位于城市周邊，區(qū)域位置優(yōu)越，充分發(fā)揮該井產(chǎn)能可有效緩解綿陽、梓潼地區(qū)調(diào)峰用氣需求。該井的有效工作氣量及調(diào)峰能力作為建設(shè)調(diào)節(jié)型氣藏的重要評價指標，因此結(jié)合綿陽地區(qū)市場用氣需求規(guī)律，發(fā)揮WC1井單井隨注隨采、靈活調(diào)峰的特點，得出該井的日調(diào)峰能力取決于該井的生產(chǎn)能力與市場需求規(guī)律的最佳匹配。結(jié)合該目標，進行了多套注采參數(shù)的方案設(shè)計，最終以經(jīng)濟效益評價結(jié)果作為方案比選的依據(jù)。

WC1井目前地層壓力注采能力有限，因此首先需注氣提高地層壓力后進一步提高采氣能力。因此共設(shè)計以下8套注采平衡方案，建設(shè)期內(nèi)注入氣量由0.29×108m3不斷升高至0.94×108m3，地層壓力將從10 MPa提高至24 MPa，注采平衡期全年運行天數(shù)分別為133～277 d，工作氣量分別為（384～2 820）×104m3（表5）。

表5 WC1井生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏注采氣運行參數(shù)表

通過對WC1井注采能力分析可知，在地層壓力24 MPa左右情況下，注入能力和采出能力基本相當，能夠?qū)崿F(xiàn)當年注采平衡且注采運行時間相當。為了充分補充周邊地區(qū)調(diào)峰需求量，最大實現(xiàn)調(diào)峰能力，綜合分析推薦最大工作氣量方案：即為建設(shè)期一次性注氣9 400×104m3后地層壓力達到24 MPa，注采平衡期內(nèi)工作氣量2 820×104m3，實現(xiàn)當年注采平衡，注采時間相對靈活，并且兼顧氣藏安全性，注采平衡期內(nèi)地層壓力運行區(qū)間為24～30 MPa，均控制在常壓范圍內(nèi)。

3.3 經(jīng)濟效益分析

WC1井改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏作為單井改建儲氣庫的新模式探索，考慮到其特殊性，在經(jīng)濟效益評價分析過程中進行了新的模式創(chuàng)新，具體參數(shù)計算借鑒傳統(tǒng)地下儲氣庫項目經(jīng)濟評價方法，但對注入氣體進行回收利用，因此經(jīng)濟效益評價采用建設(shè)期內(nèi)注入氣投資不攤銷，評價后5年作為資產(chǎn)回收的方式，預測得5年期內(nèi)能將建設(shè)期內(nèi)注入的氣體全部回收。采用常用流程“估算投資→測算成本費用→估算營業(yè)收入及稅金→計算經(jīng)濟評價指標→不確定性分析”等步驟，最終得出設(shè)計推薦方案整體內(nèi)部收益率達到6.14%，從經(jīng)濟評價角度認為可行。

4 結(jié)論及建議

1）WC1井須四氣藏構(gòu)造圈閉完整，斷層不發(fā)育，蓋層和底托層分布穩(wěn)定，未遭受剝蝕破壞，且為異常高壓氣藏，氣藏具備改建生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏的封閉條件。

2）為了準確評價WC1井產(chǎn)能和注采能力，在無產(chǎn)能試井的條件下基于常規(guī)試井及生產(chǎn)動態(tài)分析認識成果，推導并建立符合WC1井實際地層條件的產(chǎn)能方程，較準確地預測了WC1井產(chǎn)能及注采能力，WC1井在地層壓力8.46～40 MPa范圍內(nèi)，氣井無阻流量為（2.79～54.12）×104m3／d。

3）結(jié)合生產(chǎn)調(diào)節(jié)型氣藏的功能定位、周邊市場需求量，提出當年注采平衡的改建新思路，最大調(diào)峰能力達到0.28×108m3／a，并且從經(jīng)濟效益評價角度認為可實現(xiàn)收益。