唐立根，王皆明，丁國生，孫莎莎，趙凱，孫軍昌，郭凱，白鳳娟（. 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2. 中國石油集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室；. 中國石油天然氣股份有限公司天然氣與管道分公司；. 中國昆侖工程公司）

基于開發(fā)資料預測氣藏改建儲氣庫后井底流入動態(tài)

唐立根1, 2，王皆明1, 2，丁國生1, 2，孫莎莎1，趙凱1, 2，孫軍昌1, 2，郭凱3，白鳳娟4
（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2. 中國石油集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室；3. 中國石油天然氣股份有限公司天然氣與管道分公司；4. 中國昆侖工程公司）

摘要：針對應用當前方法預測儲氣庫井底流入動態(tài)誤差大的問題，開展儲氣庫滲流模擬實驗，建立了考慮氣藏改建儲氣庫后滲透率變化的井底流入動態(tài)方程，并通過實例進行了驗證。模擬實驗結果表明，水侵儲集層改建儲氣庫后，氣相滲透率與氣藏開發(fā)階段不同，受儲氣庫運行中氣水滲流關系的影響，過渡帶滲透率逐步惡化，純氣區(qū)滲透率逐步改善、甚至超過氣藏開發(fā)初期儲集層水侵前的水平。依據實驗結果，引入描述氣藏改建儲氣庫后滲透率變化的參數，改進了傳統(tǒng)井底流入動態(tài)方程，利用氣藏開發(fā)資料預測改建儲氣庫后井底流入動態(tài)。實例分析結果表明，改進后的井底流入動態(tài)方程考慮了滲透率的影響，預測結果與實測結果基本一致，而傳統(tǒng)方法預測結果與實測結果有較大差別。圖2表1參18

關鍵詞：儲氣庫；井底流入動態(tài)；滲流實驗；滲透率變化；過渡帶；純氣區(qū)

0　引言

目前全球建成715座儲氣庫，形成工作氣量3 930× 108m3，其中中國現役25座儲氣庫，保障著管道平穩(wěn)運行和市場安全供氣。中國儲氣庫大都在枯竭油氣藏基礎上改建而成[1-5]，建庫時儲集層發(fā)生水侵，在后期多年的運行過程中，構造低部位井采氣時，受地層水影響，采氣能力遠未達到設計數值，不能發(fā)揮儲氣庫預期的調峰能力。當前預測儲氣庫井底流入動態(tài)時，由于缺乏考慮滲透率變化的預測方法，以及沒有大規(guī)模開展現場試注試采等原因，一般直接采用氣田開發(fā)階段的地層滲流方程[6-14]。雖然有學者考慮了儲集層的應力敏感特點[15]，卻沒有考慮水侵對儲集層滲透率的影響。因此，本文開展儲氣庫滲流模擬實驗，建立考慮氣藏改建儲氣庫后滲透率變化的井底流入動態(tài)方程。

1　儲氣庫流體分布與滲流機理

現役儲氣庫大都存在邊底水，氣水界面上下移動，注氣時因壓力升高而下移，采氣時因壓力下降而上移，移動的氣水界面將儲集層分為純氣區(qū)、過渡帶和水淹區(qū)3部分[5]。儲氣庫注采井為了保持一定的注采能力，大都位于純氣區(qū)和過渡帶中，但實際運行的井底流入動態(tài)與設計結果差別較大，主要是井附近儲集層氣水滲流所致。

為了描述儲氣庫注采井附近儲集層的滲流機理，針對過渡帶和純氣區(qū)設計物理模擬實驗：①氣驅水實驗，模擬純氣區(qū)氣驅水的滲流過程；②氣驅水-水驅氣實驗，模擬過渡帶氣驅水-水驅氣的滲流過程。實驗設備與氣藏開發(fā)氣水相滲實驗相似，但需要在實驗過程中增加多輪次氣驅水-水驅氣的步驟。參照SY/T 5345-2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》[16]，選擇同一塊巖心分別開展①、②兩個實驗，記錄驅替時間、流量、壓力數據，通過數據處理得到氣相相對滲透率隨驅替次數的變化規(guī)律。

物理模擬實驗結果顯示，與氣藏開發(fā)階段表現的規(guī)律不同，束縛水條件下氣相相對滲透率隨運行周期發(fā)生變化，呈現3個階段（見圖1中AB、BC和BD段）。圖1中，A點代表原始含氣儲集層未發(fā)生水侵時的滲透率水平，為氣藏開發(fā)階段測試的數值；AB段隨著氣藏開發(fā)的深入，氣藏發(fā)生水侵，隨后改建儲氣庫，B點為第1次注滿氣后儲集層滲透率數值；BC段為純氣區(qū)儲集層滲透性逐步改善的過程，隨著運行周期的增加和束縛水飽和度的降低，滲透率逐步增加，甚至超過原始氣藏開發(fā)階段的數值，最終基本穩(wěn)定在C點的數值；BD段為過渡帶儲集層滲透性逐步惡化的過程，隨著運行周期的增加和束縛水飽和度的增加，滲透率逐步降低，最終基本穩(wěn)定在D點的數值。

圖1　儲氣庫注采井附近地層氣相相對滲透率變化規(guī)律

由圖1可見，過渡帶和純氣區(qū)儲集層滲透率隨運行周期的變化趨勢不同。這是由各自不同的滲流機理所致。過渡帶因為氣水互鎖形成殘余氣，使不可動用的流體飽和度增加，進而氣相相對滲透率不斷降低[5]；而純氣區(qū)因為氣驅水使孔隙喉道壁面水膜厚度減小，導致含氣飽和度減小，進而氣相相對滲透率不斷增加。

2　傳統(tǒng)井底流入動態(tài)方程改進

2.1改進原因

氣藏開發(fā)中常用Al-Hussainy R[17]定義的關于真實氣體的擬壓力函數及對應的二項式滲流方程：

（1）式雖然考慮了氣體黏度和壓縮因子在滲流過程中的變化，但沒有考慮儲集層滲透率的變化，無法利用氣藏現有開發(fā)資料預測其改建儲氣庫引起滲透率變化后的井底流入動態(tài)。然而，前文物理模擬實驗結果表明，氣藏改建儲氣庫后滲透率數值變化較大，因此，需要改進傳統(tǒng)井底流入動態(tài)方程。

2.2方程改進

為了預測儲集層滲透率改變后的井底流入動態(tài)，在Al-Hussainy R[17]定義的擬壓力函數的基礎上，引入(Kg/K)n，描述儲集層改建儲氣庫后滲透率的變化，其數值隨運行周期n不斷變化，基于此將傳統(tǒng)擬壓力函數改寫為：

（2）式采用數值積分方法求解。改進后的擬壓力函數較復雜，包含了水侵和儲集層應力敏感對滲流方程的影響，考慮因素更全面。

假設地層均質等厚，氣體流動服從達西定律，得到平面徑向流動時的運動方程，根據質量守恒原理，代入氣體高壓物性參數，將氣藏條件下的流量轉換為標準狀況下形式，分離變量后得到：

假設氣體為擬穩(wěn)態(tài)滲流，在供給范圍內依靠流體和巖石的彈性能量生產，由等溫壓縮定義得到距離井眼不同距離處產量，其中井底產量與半徑為r處產量的關系為：

聯立（2）式—（4）式，并結合Forchheimer高速非達西滲流方程[18]，略去K的高階小項的變化，考慮表皮系數S，整理后得到考慮水侵的井底流入動態(tài)方程：

將改進后的擬壓力函數帶入（5）式，整理后得到：

對比改進前后的井底流入動態(tài)方程，即（1）式和（6）式，可以發(fā)現，兩者形式相同，等式右邊的表達式也完全相同，不同的是等式左邊的擬壓力函數，說明預測改建儲氣庫后井底流入動態(tài)時引用氣藏開發(fā)階段的系數a、b數值是可靠的。氣藏開發(fā)過程中，產能試井的1個重要結果是得到系數a、b的數值，這兩個系數是滲透率的函數，但儲集層水侵后，滲透率必將發(fā)生變化。在預測改建儲氣庫后井底流入動態(tài)時，唯一能夠利用的資料是此前測試的a、b數值，但是如果直接采用（1）式，會產生較大誤差。因此，通過改進擬壓力函數，將水侵對滲透率的影響從系數a、b中剝離，并轉移到擬壓力函數中，這樣不但可以直接利用氣藏開發(fā)階段a、b數值，還能準確預測儲集層水侵后改建儲氣庫的井底流入動態(tài)。

3　實例分析

BQ氣藏位于大港油田，屬于渤海灣盆地的構造巖性氣藏，1975年在古近系沙一段發(fā)現油氣顯示，經過多年開發(fā)，于2000年左右改建儲氣庫。以BQ氣藏為例，采用本文提出的改進后的井底流入動態(tài)方程，依據BQ氣藏改建儲氣庫滲流實驗結果（見圖1），結合氣藏開發(fā)階段B52井的試井結果（見表1），預測改建儲氣庫后井底流入動態(tài)。根據表1中數據，得到井底流入動態(tài)方程中系數a、b的數值分別為236.05和0.198 5，進而通過（6）式得到儲氣庫各個運行周期的井底流入動態(tài)（見圖2）。

表1　B52井產能測試結果

圖2　氣藏改建儲氣庫后井底流入動態(tài)

圖2顯示，氣藏改建儲氣庫后井底流入動態(tài)以OB為界分為左右兩部分。①左半部分OBD區(qū)域，代表過渡帶，井底流入動態(tài)在儲氣庫運行過程中逐步惡化，無阻流量逐步降低，并最終基本穩(wěn)定于D點；②右半部分OBC區(qū)域，代表純氣區(qū)，井底流入動態(tài)逐步改善，無阻流量逐步增加，并最終基本穩(wěn)定于C點。過渡帶和純氣區(qū)的井底流入動態(tài)變化趨勢相反，前者逐步惡化，后者逐步改善，這與二者的滲透率變化趨勢一致，說明改進后的井底流入動態(tài)方程考慮了滲透率的影響。

BQ氣藏于2000年左右改建儲氣庫，運用傳統(tǒng)井底流入動態(tài)預測方法，未區(qū)分過渡帶和純氣區(qū)，沒有考慮建庫后滲透率的變化，得到圖2中OA所示預測結果，無阻流量全部設計為211×104m3/d。儲氣庫經過15個注采周期的運行，結果顯示，井底流入動態(tài)與圖2中OA所示預測結果有一定差別：過渡帶井的無阻流量沒有達到設計值，其中BQ-5井實際測試的無阻流量僅為153.6×104m3/d，與本文方法預測結果（153.3×104m3/d）接近；而純氣區(qū)井的無阻流量超過了設計值，其中BQ-2井實際測試的無阻流量為290×104m3/d，與本文方法預測結果（283.7×104m3/d）接近。因此，本文提出的井底流入動態(tài)預測方法優(yōu)于傳統(tǒng)方法，且預測結果準確。

4　結論

儲氣庫流體分布與滲流實驗結果顯示，水侵儲集層改建儲氣庫后，隨著儲氣庫運行周期的增加以及氣水滲流關系的影響，過渡帶的滲透率逐步惡化，純氣區(qū)的滲透率逐步改善、甚至超過氣藏開發(fā)初期儲集層水侵前的水平。

引入描述儲集層改建儲氣庫后滲透率變化的參數，改進傳統(tǒng)井底流入動態(tài)方程。結果表明，只需修改擬壓力項，方程中的層流系數和紊流系數保持不變，證明了利用氣藏開發(fā)階段測試得到的層流系數和紊流系數數值來預測改建儲氣庫后井底流入動態(tài)的可靠性。

實例分析表明，隨著運行周期的增加，過渡帶井底流入動態(tài)逐步惡化，純氣區(qū)井底流入動態(tài)逐步改善，變化趨勢與滲透率相同，說明改進后的井底流入動態(tài)方程考慮了滲透率的變化。儲氣庫井經過多年運行，實測無阻流量與傳統(tǒng)方法預測結果有較大差別，與本文方法預測結果基本一致。

符號注釋：

a——層流系數；b——紊流系數；h——儲集層厚度，m；K——原始氣藏條件下儲集層滲透率，10-3μm2；Kg——水淹儲集層改建儲氣庫后氣相滲透率，10-3μm2；n——儲氣庫運行周期數；p——氣藏壓力，MPa；pa——供給范圍內平均壓力，Pa；psc——標準狀況下壓力，取0.101 325 MPa；pwf——井底流壓，MPa；qr——半徑r處產氣量，m3/d；Q——標準狀況下產氣量，m3/d；r——距離井眼中心半徑，m；re——供給半徑，m；rg——氣體相對密度；rw——井筒半徑，m；S——表皮系數；T——氣藏溫度，K；Tsc——標準狀況下溫度，取293 K；Z——氣體壓縮因子；Zsc——標準狀況氣體壓縮因子；β——速度系數，m-1；φ(p)——傳統(tǒng)擬壓力函數；φm(p)n——改進后的擬壓力函數；μ——氣體黏度，mPa·s。

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（編輯胡葦瑋）

Downhole inflow-performance forecast for underground gas storage based on gas reservoir development data

TANG Ligen1, 2, WANG Jieming1, 2, DING Guosheng1, 2, SUN Shasha1, ZHAO Kai1, 2, SUN Junchang1, 2, GUO Kai3, BAI Fengjuan4
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Langfang, Langfang 065007, China; 2. CNPC Key Laboratory of Oil and Gas Underground Storage, Langfang 065007, China; 3. PetroChina Natural Gas & Pipeline Company, Beijing 100011, China; 4. China Kunlun Constracting & Engeering Corporation, Beijing 100037, China)

Abstract:In view of the gap between the inflow-performance forecasted by the traditional equation and the actual inflow-performance, experiments of gas-gas alternating seepage flow and gas-water alternating seepage flow were carried out, and a modified equation of inflow-performance relationship considering gas permeability change due to water invasion was established. This equation was verified by example analysis. The experimental results show that: gas permeability of net pay, when water-invaded reservoirs are converted into underground gas storage, is different from that during actual gas field development, in that the value of permeability decreases gradually in gas-water zone while the value increases gradually and even higher than that of original gas field in gas zone as a result of gas water alternative flooding in gas storage. Then one parameter describing the extent of permeability change when gas reservoirs are converted into gas storage was defined based on the result of the experiments, and eventually the traditional equation of inflow-performance relationship was modified to forecast inflow-performance in gas storage based on data from field development. Example analysis result shows that: the modified equation considers the effect of changing permeability, its results agree with the actual inflow-performance, while the result of traditional equation differs greatly from the actual inflow-performance.

Key words:underground gas storage; well inflow-performance; percolation experiment; permeability change; gas-water zone; gas zone

基金項目：中國石油天然氣集團公司重大科技專項“地下儲氣庫關鍵技術研究與應用”（2015E-4001）

中圖分類號：TE972+.2

文獻標識碼：A

文章編號：1000-0747(2016)01-0127-04

DOI:10.11698/PED.2016.01.16

第一作者簡介：唐立根（1982-），男，山東菏澤人，碩士，中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院工程師，主要從事儲氣庫設計與動態(tài)分析研究。地址：河北省廊坊市44#信箱專家樓201室，郵政編碼：065007。E-mail：tangligen@petrochina.com.cn

收稿日期：2015-04-11修回日期：2015-08-26