尹雙江 陳 軍 梁光川 蒲海東 易 俊 楊浩瓏

(1.西南石油大學，成都 610500；2.中石油西氣東輸管道分公司，上海 200122；3.重慶科技學院，重慶401331)

水平井在枯竭油氣藏型地下儲氣庫的應用

尹雙江1陳 軍1梁光川1蒲海東2易 俊3楊浩瓏3

(1.西南石油大學，成都 610500；2.中石油西氣東輸管道分公司，上海 200122；3.重慶科技學院，重慶401331)

闡述水平井在地下儲氣庫的應用及其研究現(xiàn)狀；分析水平井技術應用于地下儲氣庫工程的適應性和優(yōu)缺點；通過水平井單井產能實例計算評價水平井應用于地下儲氣庫的可行性。應用結果表明，采用水平井能使地下儲氣庫注采能力大大增強。

枯竭油氣藏；地下儲氣庫；直井；水平井

地下儲氣庫是季節(jié)調峰和確保穩(wěn)定供氣的重要設施之一，建設地下儲氣庫刻不容緩。目前中石油和中石化兩大集團公司掀起了建設地下儲氣庫的熱潮?？v觀國內外，絕大部分地下儲氣庫類型屬于枯竭油氣藏型地下儲氣庫。國內目前已建或在建的枯竭油氣藏地下儲氣庫主要是以直井作為注采井或觀察井。儲氣庫水平井技術具有許多優(yōu)點，該項技術已在歐美一些國家地下儲氣庫建設中得到了廣泛應用。我國儲氣庫水平井技術起步比較晚，目前正處于儲氣庫水平井鉆采技術摸索階段。例如國內大港油田2009年在板中北儲氣庫注采井中首次選用了水平井鉆井工藝，華北油田在京58儲氣庫群中也選用了水平井作為工作井。2010年在建的中石油長慶油田陜45井區(qū)以及榆林南井區(qū)儲氣庫都選用了水平井作為注采井［1］。

我國儲氣庫水平井技術應用水平與國外差距較大。在國外,A Suat Bagci［2］運用數(shù)值模擬手段，對 KM枯竭油氣藏地下儲氣庫水平井和直井井型進行了優(yōu)選，模擬出了KM地下儲氣庫最佳直井和水平井數(shù)注采組合，獲得了整個儲氣庫水平井的最佳注采速度。S R B［3］結合實例研究了水平井在儲氣庫的工程設計和實施方案以及具體的水平井鉆井施工參數(shù)，并討論了現(xiàn)場水平井在生產實踐中的效果，以及水平井技術在儲氣庫運用中出現(xiàn)的問題。國內目前還沒有相關文獻系統(tǒng)地闡述此項技術。筆者在此做初步理論探討，希望對國內當前枯竭油氣藏地下儲氣庫的建設具有參考和借鑒意義。

1 枯竭油氣藏地下儲氣庫水平井優(yōu)缺點及適用性

1.1 優(yōu)點

（1）在滿足儲氣庫調峰功能和安全運行的要求下，若技術上可行，儲層地質條件允許，用少量的水平井取代多口直井效果較好，可確保低能量消耗，低墊層氣產出，低生產運行成本。

（2）儲氣庫水平井在生產運行過程中，能抑制和減緩邊底水的錐進，延長氣井的穩(wěn)產期，避免氣井水淹停產。

（3）地下儲氣庫選用水平井技術還可以降低地表環(huán)境污染。儲氣庫水平井一般不進行壓裂等改造措施，儲層傷害小。另外從鉆井工藝來說，水平井鉆速較直井快，水平井采用低密度、低固相的鉆井液，泥漿浸泡儲層時間短，較直井來說對儲層污染小。這樣可以更好地保護儲層，最大程度地降低儲層污染，益于提高注采速度和儲氣庫工作氣利用率。

（4）儲氣庫水平井可使井口工藝盡可能集中，占地面積少，便于生產管理，地面設施投資少。

（5）儲氣庫的密封性是儲氣庫建設者和儲氣庫業(yè)主都關注的重要因素之一，也是關系儲氣庫建設成功與否的關鍵性因素。儲氣庫打直井有鉆穿儲層的可能性，水平井先進技術可以大大降低鉆穿儲層的風險和概率。

（6）儲氣庫選擇水平井工藝可以大幅擴大地層和井眼的接觸面積，可以高效利用儲層，能在較低的壓降下提高產量。一般來說，對于同一油氣藏，水平井的調峰氣量比直井高1.5～6倍［4］，這主要取決于油氣藏性質和水平段的長度。

（7）根據(jù)國外的經驗，儲氣庫采用水平井雖然投資管理費用要比直井高2倍以上，但是產量提高了幾倍，甚至幾十倍，總體經濟效益是可觀的。水平井技術可以確保儲氣庫生產運行更安全、更高效、更經濟。

1.2 缺點

由于儲氣庫水平井相對于直井、鉆完井工藝更復雜，不如直井、鉆完井技術那么成熟，如果其中任何一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)差錯，就有可能導致整個系統(tǒng)工程失敗。此外目前地下儲氣庫水平井注采地面工藝尚未配套，還不完善。儲氣庫水平井的應用有嚴格的地質條件限制，從國內外儲庫建庫選擇水平井技術的成功經驗來看，一般要滿足儲層厚度（hm＞5m）、物性（KH＞20×10－3μm2·m）、各向非均質性（β＜50）等要求。這些條件使水平井技術在枯竭油氣藏地下儲氣庫中的選用受到一定限制。

1.3 適應性

若油氣藏滲透率較低，儲層厚度較薄，則水平井比直井更加適應。對于低滲透枯竭油氣藏改建地下儲氣庫，水平井技術亦適應。底水塊狀氣藏有效厚度較大，試氣時單井產能較高，也可以用水平井的方式開發(fā)［6］。對于溶洞、裂縫比較發(fā)育的地質構造比較復雜的枯竭油氣藏型地下儲氣庫儲層，直井難以鉆遇有效儲層，水平井較直井更具適應性。

2 實例分析

國內擬建的WS地下儲氣庫為一枯竭的油藏，由于目前沒有實際的儲氣庫水平井注采氣生產資料，本文通過產能計算對儲氣庫水平井注采能力進行預測。

2.1 儲氣庫基本數(shù)據(jù)

WS地下儲氣庫氣藏為一北寬南窄呈北北東－南南西方向延伸的狹長形的逆牽引背斜(見圖1)。儲氣庫含氣面積為2.97km2，儲層B2下1～B2上3層系同時動用，并強注強采。儲氣庫上限壓力為20MPa，下限壓力為5MPa，儲氣庫最大庫容取7.18×108m3。儲氣庫注氣規(guī)模設計為100×104m3/d,采氣規(guī)模按150×104m3/d 考慮，總墊氣量為 3.02×108m3，有效工作氣量為3.54×108m3。采氣期從11月到次年3月，共120d；注氣期從3月到9月，共200d；平衡期在每年的4月和10月（共45d），即每年管道運行供需平衡期。WS儲氣庫設計垂直井單井采氣能力3.2×104m3/d，注氣能力 3×104m3/d，設計水平井單井注采能力為（3～30）×104m3/d。從 2011年開始新鉆 8口水平井，垂深 2 700～2 740m，斜深 2 750～2 790m，井距設計為400～450m，水平井段長300m。到2015年投產時有12口井注氣，11口井采氣。

圖1 WS地下儲氣庫井位部署圖

2.2 儲氣庫單井產能評價

WS儲氣庫原有5口直井，氣井試氣平均為3.872 7×104m3/d。儲氣庫直井單井產能太低，滿足不了儲氣庫調峰的需要［7］。本文通過開展水平井產能評價，研究儲氣庫水平井注采能力及其可行性。

WS地下儲氣庫氣藏基本參數(shù)：有效厚度h為6 m;表皮系數(shù)S為1;儲層溫度T為100℃;天然氣黏度 μg為 0.002 mPa·s；天然氣壓縮因子 Z為 0.85。 水平井的相關參數(shù)：井筒半徑 rw為0.23m；水平段長度L為300m；泄氣半徑re為360m。

利用Dr Joshi水平井產能公式預測儲氣庫水平井日注采氣能力。該氣藏水平井擬采用114mm油管采氣，井口壓力設為2.5MPa。若忽略氣體與管柱摩擦力和能量損失，將井底流動壓力pwf近似為3MPa。當?shù)貙訅毫i為5～20MPa時，考慮最小攜液量及沖蝕流速的影響，水平井產能公式為：

其中：

以上各式中：h—儲層厚度，m；kh—水平井段滲透率，μm2；kv—垂直井段滲透率,μm2；L—儲層水平井段長度，m；pwf—井底流動壓力,MPa；QH水平井日注采氣能力，m3/d；re—直井泄氣半徑，m；reh—水平井段泄氣半徑，m；rw—直井井筒半徑,m；s—表皮系數(shù)；T—儲層溫度，K；Z—天然氣壓縮因子，無因次；μ—天然氣黏度,mPa·s；β—儲層各向非均質性；α—泄氣區(qū)域的主軸半長度，m。

通過式（1）～（5），將上述水平井以及 WS儲氣庫儲層基本參數(shù)代入進行計算，結果見表1。

表1 儲氣庫水平井產能計算結果表

從表1計算結果可以看出，水平井產能滿足設計要求，水平井的注采能力隨著地層壓力上升而增大，且較直井增加明顯，地層壓力越大，儲氣庫調峰能力越強。

3 結 論

（1）水平井技術用于地下儲氣庫意味著“大吞大吐”，使儲氣庫大氣量調峰能力提高。

（2）通過對WS地下儲氣庫單井產能評價，水平井技術適用中低滲透枯竭油氣藏地下儲氣庫。

（3）建議枯竭油氣藏改建地下儲氣庫井型選擇和井型組合優(yōu)化以及最佳井位的選擇要結合油氣藏地質、油氣藏滲流條件、工程技術經濟、以及用數(shù)值模擬等手段綜合起來對比優(yōu)選后再確定。

（4）目前水平井技術在儲氣庫中運用還處于起步和探索階段，建議開展儲氣庫水平井最佳注采工作方式和工作制度等研究。

（5）建議加強儲氣庫水平井地面工藝配套性研究，以盡快形成我國地下儲氣庫最佳技術運行體系。

[1]劉子兵，張文超，林亮，等.長慶氣區(qū)榆林氣田南區(qū)地下儲氣庫建設地面工藝[J].天然氣工業(yè)，2010，30(8)：78．

[2]Suat Bagci A.Performance Analysis of Horizontal Wells for Underground Gas Storage in Depleted Gas Fileds[G].SPE 111102，2007.

[3]Bergin S R.A Horizontal Well in Gas Storage:A Case Study[G].SPE 26165,1993.

[4]劉希圣，黃醒漢，王治同，等.石油技術辭典[M].北京：石油工業(yè)出版社，1996.

[5]王慶，劉慧卿,李華鋒,等.低水油藏水平井見水時間影響因素研究[J].油氣藏地面工程 ，2010（9） ：1-2.

[6]班彥紅，饒丹武，張淑娟，等.永22潛山油氣藏改建地下儲氣庫可行性評價[J].天然氣技術，2010（8）：45.

[7]丁國生，趙曉飛，謝萍.中低滲枯竭氣藏改建地下儲氣庫難點與對策[J].天然氣工業(yè)，2009，29(2)：106-107.

Abstract：The paper expoundes horizontal wells in underground gas storage of applications,and research status and analyzes the advantages and disadvantages of underground gas storage.Calculation results show that the horizontal well can increase underground storage gas storage injection-production ability greatly.

Key words：depleted oil and gas reservoirs；underground gas storage；vertical well；horizontal well

On Application of Horizontal Well in Exhausted Gas Reservoir

YIN Shuang-jiang1CHEN Jun1LIANG Guangc-huan1PU Hai-dong2Yi Jun3Yang Hao-long3
(1.Southwest Petroleum University,Chengdu 610500;2.West-East Gas Transfer Pipeline Corporation China,Petro China,Shanghai 200122;3.Chongqing University of Science﹠Technology，Chongqing 401331)

TE822

A

1673-1980（2011）06-0066-03

2011-06-07

尹雙江（1984-），男，湖北宜昌人，西南石油大學石油與天然氣工程專業(yè)在讀碩士研究生，研究方向為地下儲氣庫。