張俊法，曾大乾，張廣權(quán)，楊小松，糜利棟

（中國(guó)石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

超高壓氣藏地層壓力系數(shù)高（大于1.8），儲(chǔ)層一般處于欠壓實(shí)狀態(tài)，微裂縫發(fā)育，應(yīng)力敏感性（又稱壓敏效應(yīng)）較強(qiáng)。超高壓氣藏型儲(chǔ)氣庫建庫評(píng)價(jià)時(shí)存在兩方面的問題：一是隨著地層壓力的降低，巖石骨架承受的有效上覆壓力增大，孔隙結(jié)構(gòu)變形[1-2]，裂縫逐漸閉合，滲流能力變差[3]，常規(guī)方法不適用于儲(chǔ)氣庫注采能力評(píng)價(jià)；二是超高壓氣藏驅(qū)動(dòng)機(jī)理復(fù)雜，巖石壓縮系數(shù)大且不斷變化，其彈性能量比常壓氣藏大得多[4]，利用常規(guī)方法評(píng)價(jià)儲(chǔ)氣庫庫容，計(jì)算結(jié)果偏大。目前，國(guó)內(nèi)外超高壓氣藏改建儲(chǔ)氣庫的實(shí)例較少，缺乏相關(guān)建庫技術(shù)及經(jīng)驗(yàn)。在儲(chǔ)氣庫注采能力評(píng)價(jià)時(shí)，一般是根據(jù)系統(tǒng)試井資料建立產(chǎn)能方程；在此基礎(chǔ)上，考慮沖蝕流量和臨界攜液流量，利用節(jié)點(diǎn)分析法綜合評(píng)價(jià)注采能力。而超高壓氣藏應(yīng)力敏感性強(qiáng)，隨著地層壓力變化[5-6]，滲流能力變化顯著，注采能力也發(fā)生變化，因此，為了準(zhǔn)確評(píng)價(jià)不同地層壓力下的注采能力，需建立考慮壓敏效應(yīng)的產(chǎn)能方程[7]。在儲(chǔ)氣庫庫容評(píng)價(jià)時(shí)，一般是利用壓降法，根據(jù)視地層壓力與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系來確定庫容大小，而對(duì)超高壓氣藏改建儲(chǔ)氣庫進(jìn)行庫容評(píng)價(jià)時(shí)，還需考慮巖石膨脹作用的影響[8]。

針對(duì)超高壓氣藏改建儲(chǔ)氣庫的技術(shù)難點(diǎn)，本文以清溪場(chǎng)氣藏改建儲(chǔ)氣庫為例，基于巖石壓敏實(shí)驗(yàn)資料，系統(tǒng)研究了應(yīng)力敏感性對(duì)儲(chǔ)氣庫注采能力及庫容的影響，建立了適用于超高壓氣藏改建儲(chǔ)氣庫注采能力評(píng)價(jià)和庫容參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，以期為同類氣藏改建儲(chǔ)氣庫提供技術(shù)支撐。

1 地質(zhì)背景

清溪場(chǎng)氣藏位于川東北達(dá)縣—宣漢探區(qū)的東南部，構(gòu)造簡(jiǎn)單，是一個(gè)受南、北斷層控制的北西向長(zhǎng)軸背斜構(gòu)造。清溪場(chǎng)氣藏主力含氣層位為飛仙關(guān)組飛三段—飛四段，氣藏埋深4 300 m左右。儲(chǔ)層物性差，平均孔隙度3.9%，平均滲透率0.056×10-3μm2。儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育，為裂縫-孔隙型碳酸鹽巖儲(chǔ)層。氣藏原始地層壓力77.0 MPa，壓力系數(shù)1.82，為超高壓壓力系統(tǒng)。氣藏原始地層溫度99℃，天然氣組分中CH4摩爾分?jǐn)?shù)為99.05%，不含H2S，邊底水能量有限。氣藏含氣面積4.74 km2，探明天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量7.32×108m3。清溪場(chǎng)氣藏僅有1口采氣井（新清溪1井），該井于2009年2月20日試采，截至2020年5月底，累計(jì)產(chǎn)氣2.91×108m3，累計(jì)產(chǎn)液 0.144×104m3，地層壓力 12.5 MPa。

清溪場(chǎng)氣藏地理位置緊鄰川氣東送管線，氣藏改建儲(chǔ)氣庫對(duì)區(qū)域天然氣調(diào)峰、儲(chǔ)氣和解決天然氣產(chǎn)銷不平衡矛盾的意義重大，可有效保障川氣東送和普光氣田的平穩(wěn)運(yùn)行，為滿足中國(guó)石化儲(chǔ)氣庫調(diào)峰及保供需求提供支撐。

2 儲(chǔ)氣庫注采能力評(píng)價(jià)

2.1 壓敏實(shí)驗(yàn)

在模擬儲(chǔ)層工況條件下，選取3塊巖心進(jìn)行實(shí)驗(yàn)（見表1），在巖心夾持器內(nèi)建立2個(gè)相互獨(dú)立的圍壓和內(nèi)壓（相當(dāng)于某個(gè)時(shí)期的地層壓力）系統(tǒng)。壓敏實(shí)驗(yàn)裝置見圖1。

表1 不同巖心的物性參數(shù)

圖1 壓敏實(shí)驗(yàn)裝置示意

在實(shí)驗(yàn)過程中，采取逐步增壓的方式，將圍壓增加至儲(chǔ)氣庫上覆巖石壓力（原始地層壓力）；之后，改變內(nèi)壓，測(cè)試不同內(nèi)壓下的巖心滲透率。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明（見圖2）：隨著有效應(yīng)力p的增加，巖心無因次滲透率KD的變化表現(xiàn)為明顯的2段：一是當(dāng)p＜40 MPa時(shí)，隨著p的增大，KD急劇降低；二是當(dāng)p＞40 MPa時(shí)，KD降低幅度減小。裂縫不發(fā)育的巖心（C2-5，C2-8）應(yīng)力敏感性較弱，而發(fā)育微裂縫的巖心（C2-1）應(yīng)力敏感性較強(qiáng)。C2-1巖心的KD與p呈指數(shù)關(guān)系[7]，其表達(dá)式為

圖2 KD與p的關(guān)系

式中：pi為圍壓，MPa；pr為內(nèi)壓，MPa；K0為初始條件下的巖心滲透率，10-3μm2；Kr為巖心滲透率，10-3μm2。

2.2 考慮壓敏效應(yīng)的氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法

2008年9月，對(duì)新清溪1井飛三段—飛四段進(jìn)行了4個(gè)工作制度的穩(wěn)定試井（見表2），繪制了該井流入動(dòng)態(tài)曲線（見圖3），并建立了二項(xiàng)式產(chǎn)能方程：

表2 新清溪1井穩(wěn)定試井參數(shù)及解釋結(jié)果

圖3 新清溪1井pwf與q的關(guān)系

式中：pwf為井底流壓，MPa；q 為產(chǎn)氣量，104m3/d；qAOF為絕對(duì)無阻流量，104m3/d；A 為層流系數(shù)，MPa2·（104m3·d-1）-1；B 為紊流系數(shù)，MPa2·（104m3·d-1）-2；μ 為天然氣黏度，mPa·s；Z為天然氣偏差因子；T為氣層絕對(duì)溫度，K；re為氣層供給半徑，m；rw為井筒半徑，m；S 為表皮系數(shù)；h為氣層有效厚度，m；γg為天然氣相對(duì)密度；K為儲(chǔ)層有效滲透率，10-3μm2。

當(dāng)缺少井底流壓資料時(shí)，可利用油壓折算，即：

式中：py為油壓，MPa；Tav為氣柱平均溫度，K；Zav為油管內(nèi)氣柱平均偏差因子；d為油管內(nèi)徑，cm；λ為油管摩阻系數(shù)；H為井口到氣層中部的深度，m。

利用式（2）計(jì)算新清溪 1井 qAOF高達(dá) 540.1×104m3/d。

針對(duì)超高壓氣藏的特點(diǎn)，為了準(zhǔn)確評(píng)價(jià)不同地層壓力下的氣井產(chǎn)能，式（2）應(yīng)隨著地層壓力的變化而變化[9]。假設(shè)氣井在原始狀態(tài)及開采至某個(gè)時(shí)期pr下的層流系數(shù)、紊流系數(shù)分別為 Ai，Ar，Bi，Br（其中 Ai，Bi分別取值為 0.967，0.018 55），則由式（1）、式（3）和式（4）可得：

式中：μi為原始天然氣黏度，mPa·s；Zi為原始天然氣偏差因子；μr為 pr下的天然氣黏度，mPa·s；Zr為 pr下的天然氣偏差因子。

將式（7）、式（8）代入式（2），建立了新清溪 1 井不同地層壓力下的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程：

應(yīng)用式（9），結(jié)合高壓物性參數(shù)，可評(píng)價(jià)不同地層壓力下的儲(chǔ)氣庫氣井采氣能力。當(dāng)清溪儲(chǔ)氣庫運(yùn)行壓力（即地層壓力）介于18～50 MPa時(shí)，計(jì)算氣井qAOF為109×104～299×104m3/d（見表3）。

表3 清溪儲(chǔ)氣庫不同地層壓力下的氣井絕對(duì)無阻流量

2.3 采氣能力評(píng)價(jià)

本研究利用新的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程（式（9）），運(yùn)用節(jié)點(diǎn)分析法，繪制出單井流入及流出動(dòng)態(tài)曲線；以沖蝕流量和臨界攜液流量為約束條件[10]，確定不同油壓、地層壓力下的單井合理產(chǎn)氣量，以評(píng)價(jià)單井采氣能力。

式中：vg為臨界攜液速度，m/s；Ay為油管橫截面面積，m2；σ 為氣液表面張力，10-3N/m；ρl為液體密度，kg/m3；ρg為氣體密度，kg/m3。

根據(jù)式（2）、式（10）和式（11）的計(jì)算結(jié)果制圖（見圖4），可確定不同油壓、地層壓力下的單井合理產(chǎn)氣量 qcq（qe≥qcq≥qsc）。

圖4 儲(chǔ)氣庫單井pwf與q的關(guān)系

如圖4所示，在油管內(nèi)徑88.6 mm、油壓9 MPa、儲(chǔ)氣庫運(yùn)行壓力介于18～50 MPa時(shí)，考慮沖蝕流量和臨界攜液流量，qcq為 23.1×104～182.8×104m3/d。

2.4 注氣能力評(píng)價(jià)

儲(chǔ)氣庫單井注氣過程被看作采氣過程的逆向流動(dòng)，流入及流出動(dòng)態(tài)曲線只需考慮沖蝕流量、壓縮機(jī)額定排量和不穩(wěn)定流臨界攜液速度的影響。注氣能力的評(píng)價(jià)過程和方法類似于采氣能力，通過計(jì)算不同注入壓力pz、不同地層壓力下的注氣量qz，確定不同油壓、地層壓力下的單井合理注氣量，以評(píng)價(jià)單井注氣能力。

由圖5可以看出，當(dāng) d為 88.6 mm、pz為 40.0 MPa、儲(chǔ)氣庫運(yùn)行壓力為18～50 MPa時(shí)，單井合理注氣量為 28.3×104～197.3×104m3/d。

圖5 儲(chǔ)氣庫單井pwf與qz的關(guān)系

3 儲(chǔ)氣庫庫容評(píng)價(jià)

由于巖石壓縮系數(shù)較大，清溪場(chǎng)氣藏改建儲(chǔ)氣庫庫容評(píng)價(jià)時(shí)，應(yīng)綜合考慮巖石膨脹作用對(duì)庫容的影響。為此，本研究建立了適用于超高壓氣藏的物質(zhì)平衡方程，在巖石壓敏實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，準(zhǔn)確評(píng)價(jià)庫容參數(shù)。

3.1 巖石壓敏效應(yīng)

如圖6所示，超高壓氣藏儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感性。 以孔隙度（φ）3.75%、滲透率 0.085×10-3μm2的巖樣為例，巖石壓縮系數(shù)為常壓氣藏的20倍左右，且?guī)r石壓縮系數(shù)在早期變化非常大，后期則趨于緩慢，甚至不變。當(dāng)有效應(yīng)力為15 MPa時(shí)，巖石壓縮系數(shù)為40×10-4MPa-1；當(dāng)有效應(yīng)力增加至 40 MPa時(shí)，巖石壓縮系數(shù)約為10×10-4MPa-1，下降了75%左右。

圖6 巖石壓縮系數(shù)隨有效應(yīng)力的變化

對(duì)不同巖樣的巖石壓縮系數(shù)Cp與有效應(yīng)力的關(guān)系進(jìn)行擬合，其中多項(xiàng)式關(guān)系擬合效果較好。如孔隙度5.77%、滲透率 0.120×10-3μm2的巖樣，巖石壓縮系數(shù)與有效應(yīng)力的擬合關(guān)系式為

3.2 儲(chǔ)氣庫原始庫容

對(duì)于超高壓氣藏，由于地層壓實(shí)、結(jié)晶顆粒膨脹、地層水膨脹等因素的影響，開發(fā)初期，巖石和束縛水膨脹釋放出的彈性能量使地層壓力下降緩慢；當(dāng)?shù)貙訅毫档秸毫?，壓力變化曲線呈現(xiàn)較快的線性下降特征[11]，即常壓開采特征。因此，在超高壓氣藏開采中，視地層壓力與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線為拋物線型或雙斜率型[12-13]。早期該曲線的斜率主要反映氣體膨脹作用、地層壓實(shí)作用、巖石和地層水的膨脹作用，巖石壓縮系數(shù)影響較大；而后期曲線的斜率基本反映氣體膨脹作用，巖石壓縮系數(shù)影響小。因此，應(yīng)用常規(guī)氣藏壓降法計(jì)算儲(chǔ)氣庫原始庫容，結(jié)果明顯偏大[14-19]。為此，本研究采用物質(zhì)平衡方程法和雙斜率法相結(jié)合，繪制相關(guān)曲線（見圖7、圖8），綜合確定氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量（即儲(chǔ)氣庫原始庫容），計(jì)算公式為

圖7 物質(zhì)平衡方程法確定儲(chǔ)氣庫原始庫容

圖8 雙斜率法確定儲(chǔ)氣庫原始庫容

需要說明的是，由于地層壓力不易取得，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，采用油壓折算井底流壓，繪制視井底流壓與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線，而該曲線近似平行于視地層壓力與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線，從而可根據(jù)視井底流壓與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線斜率確定視地層壓力與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線，以此外推確定氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量，這就是物質(zhì)平衡方程法（見圖7）。由于超高壓氣藏巖石壓縮系數(shù)較大，應(yīng)用早期視地層壓力與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線外推確定動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量，結(jié)果偏大，因而利用后期視地層壓力與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系曲線外推確定氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量，也就是雙斜率法（見圖8）。

利用上述方法，綜合評(píng)價(jià)清溪儲(chǔ)氣庫原始庫容為4.30×108m3。

3.3 儲(chǔ)氣庫有效庫容

目前，氣藏物質(zhì)平衡方程只是考慮了巖石壓縮系數(shù)[6]，但巖石壓縮系數(shù)為常數(shù)，利用該方程計(jì)算不同地層壓力儲(chǔ)氣庫庫容誤差大。針對(duì)超高壓氣藏改建儲(chǔ)氣庫存在巖石變形、巖石壓縮系數(shù)非常數(shù)、壓力降低過程中束縛水飽和度發(fā)生變化等特點(diǎn)，結(jié)合超高壓氣藏巖石壓敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果，建立了考慮壓縮系數(shù)連續(xù)變化的超高壓氣藏物質(zhì)平衡方程。應(yīng)用該方程，可準(zhǔn)確計(jì)算儲(chǔ)氣庫不同壓力下的有效庫容[20-21]。物質(zhì)平衡方程可表述為，原始條件下烴類流體所占孔隙體積等于目前條件下烴類流體所占孔隙體積與烴類流體所占孔隙體積減少量之和。清溪場(chǎng)氣藏邊底水能量弱，在不考慮水侵的情況下，其物質(zhì)平衡方程為

式中：G，GV分別為原始庫容及天然氣開采過程中pr下的有效庫容，108m3；Bgi，Bg分別為原始狀態(tài)下及天然氣開采過程中pr下的天然氣體積系數(shù)；ΔVw，ΔVr分別為束縛水及巖石骨架的體積膨脹量，108m3。

束縛水壓縮系數(shù)關(guān)系式為

式中：Cw為束縛水壓縮系數(shù)，MPa-1；Vw為開采過程中pr下的束縛水體積，108m3。

將Cw視為常數(shù)，分離變量積分可得：

式中：Swi為束縛水飽和度。

由于超高壓氣藏巖石壓縮系數(shù)變化較大，在壓敏實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，擬合巖石壓縮系數(shù)的關(guān)系式為

將式（17）、式（18）代入式（15），可得到不同地層壓力下的有效庫容：

當(dāng)清溪儲(chǔ)氣庫上限運(yùn)行壓力為50 MPa時(shí)，利用式（19）計(jì)算可得，有效庫容為 3.50×108m3（見表4）。

表4 清溪儲(chǔ)氣庫不同地層壓力下的有效庫容

4 結(jié)論

1）超高壓氣藏具有較強(qiáng)的應(yīng)力敏感性，在改建儲(chǔ)氣庫時(shí)，為了準(zhǔn)確評(píng)價(jià)注采能力，需基于壓敏實(shí)驗(yàn)研究成果，對(duì)產(chǎn)能方程進(jìn)行修正。根據(jù)修正后的產(chǎn)能方程，利用節(jié)點(diǎn)分析法，可以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)清溪儲(chǔ)氣庫注采能力。清溪儲(chǔ)氣庫運(yùn)行壓力介于18～50 MPa時(shí)，儲(chǔ)氣庫單井合理產(chǎn)氣量為23.1×104～182.8×104m3/d，單井合理注氣量為 28.3×104～197.3×104m3/d。

2）由于地層壓實(shí)、結(jié)晶顆粒膨脹、地層水膨脹等因素的影響，超高壓氣藏壓降曲線表現(xiàn)為拋物線型或雙斜率型。結(jié)合物質(zhì)平衡方程法及雙斜率法，綜合評(píng)價(jià)清溪儲(chǔ)氣庫原始庫容為4.30×108m3。

3）針對(duì)超高壓氣藏改建儲(chǔ)氣庫存在巖石變形、巖石壓縮系數(shù)非常數(shù)、壓力降低過程中束縛水飽和度會(huì)發(fā)生變化等特點(diǎn)，本文建立了考慮巖石壓縮系數(shù)連續(xù)變化的超高壓氣藏物質(zhì)平衡方程。計(jì)算結(jié)果顯示，當(dāng)清溪儲(chǔ)氣庫上限運(yùn)行壓力為50 MPa時(shí)，有效庫容為3.50×108m3。