龔瑞程 ，王愛明，陳芳芳，于海濤，劉金滾

1.中國(guó)石油青海油田采氣二廠，甘肅 敦煌 736200；2.中國(guó)石油青海油田勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736200；3.中國(guó)石油青海油田采氣三廠，甘肅 敦煌736200

引言

中國(guó)天然氣在一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中占比不斷提高，2019 年，天然氣消費(fèi)量超過3 000×108m3，對(duì)外依存度高達(dá)43.5%[1]。2009 年以來，中國(guó)加大了儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)推進(jìn)力度，截至2021 年，已有27 座儲(chǔ)氣庫(kù)建成并投入調(diào)峰運(yùn)行，在建儲(chǔ)氣庫(kù)8 座，已形成100×108m3調(diào)峰能力，油氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)主要有大張坨、板南、京58、相國(guó)寺和呼圖壁等儲(chǔ)氣庫(kù)[2-8]。國(guó)內(nèi)外改建儲(chǔ)氣庫(kù)主要是無邊底水或弱邊底水枯竭油氣藏，在儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容計(jì)算、注采能力評(píng)價(jià)、工作氣量?jī)?yōu)選等方面開展了詳細(xì)研究，對(duì)無邊底水儲(chǔ)氣庫(kù)的建設(shè)和開發(fā)利用取得了較為完備的認(rèn)識(shí)[9-15]；但具有中強(qiáng)邊底水枯竭油氣藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)的非常少，缺乏該類氣藏儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)和先例[16-18]。

青海油田為西北地區(qū)主要天然氣產(chǎn)銷基地，預(yù)計(jì)“十四五”期間年產(chǎn)量達(dá)到70×108m3，但是青海油田沒有天然氣地下儲(chǔ)氣庫(kù)，在“產(chǎn)供儲(chǔ)銷”產(chǎn)業(yè)鏈缺少“儲(chǔ)”這一關(guān)鍵鏈。為提高冬季調(diào)峰能力，保障青海、西藏、甘肅季節(jié)性用氣和事故應(yīng)急需求[19-22]，青海氣田開展了儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)址評(píng)價(jià)和篩選工作，優(yōu)選MB8 區(qū)塊MB8 井區(qū)作為天然氣地下儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)有利目標(biāo)區(qū)。該井區(qū)為中強(qiáng)水體能量邊底水氣藏，儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行過程中，地層水侵入氣藏造成氣庫(kù)儲(chǔ)氣空間減少，動(dòng)態(tài)庫(kù)容量、有效工作氣量不能達(dá)到儲(chǔ)氣庫(kù)原設(shè)計(jì)要求；同時(shí)，循環(huán)注采過程中氣水多輪次交互驅(qū)替，氣水滲流特征發(fā)生變化，氣體流動(dòng)特征及波及范圍變化，不利于儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行。因此，本文通過分析邊底水對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行參數(shù)的影響規(guī)律，結(jié)合MB8 區(qū)塊地質(zhì)、生產(chǎn)和產(chǎn)水等特征設(shè)計(jì)儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行參數(shù)，以提升該類儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行效率和經(jīng)濟(jì)效益。

1 MB8 儲(chǔ)氣庫(kù)地質(zhì)及開發(fā)概況

1.1 地質(zhì)概況

MB8 區(qū)塊位于柴達(dá)木盆地北緣祁連山前馬東斜坡，該區(qū)受馬仙斷層及派生的次級(jí)斷裂控制，整體表現(xiàn)為自北西向南東傾沒的斜坡，閉合高度約60 m；平面上被次級(jí)斷層分割成4 個(gè)局部段背斜構(gòu)造井區(qū)（圖1），其中，MB8 與MB14 井區(qū)局部構(gòu)造之間以鞍部底水相接。

圖1 MB8 井區(qū)連井剖面圖Fig.1 The connecting-well section of Wellblock MB8

MB8 儲(chǔ)氣庫(kù)建庫(kù)目標(biāo)區(qū)MB8 井區(qū)位于青海氣田MB8 區(qū)塊北部，為斷背斜邊底水氣藏，整體封閉較好，含氣面積1.8 km2，氣層有效厚度24.0 m，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量10.82×108m3。儲(chǔ)層孔隙度22.9%，滲透率24 mD，為中孔、中高滲儲(chǔ)集層；地溫梯度3.04?C/hm，地層壓力系數(shù)1.11，為正常溫壓系統(tǒng)。

1.2 生產(chǎn)概況

MB8 井區(qū)2013 年9 月投產(chǎn)，投產(chǎn)井10 口。截至2019 年12 月，共投產(chǎn)6 口，采氣速度3.65%，采出程度32.07%，井區(qū)日產(chǎn)氣8.53×104m3，日產(chǎn)水21.23 t，累計(jì)產(chǎn)氣3.47×108m3，累計(jì)產(chǎn)水1.54×104t。

通過對(duì)10 口投產(chǎn)氣井生產(chǎn)特征分析表明，MB8井區(qū)氣井生產(chǎn)具有以下特征。

1）庫(kù)區(qū)投產(chǎn)氣井整體生產(chǎn)能力差異相對(duì)較小，M2–2 井附近存在低產(chǎn)區(qū)，累計(jì)產(chǎn)量較低井主要分布在氣藏邊部。

2）氣井在短期內(nèi)具備一定強(qiáng)采能力。大部分氣井具有1.5～2.5 a 無水采氣期（圖2），井均產(chǎn)氣3.3×104m3/d（高峰期井均產(chǎn)氣5.2×104m3/d，持續(xù)2.6 月），見水后產(chǎn)量較穩(wěn)定。

圖2 MB8 井區(qū)無水采氣期日產(chǎn)氣量柱狀圖Fig.2 The daily gas production during water free production period in Wellblock MB8

1.3 產(chǎn)水特征

氣井產(chǎn)水是影響MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容和注采能力的主要因素，邊水氣藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)，氣井注采能力應(yīng)低于水侵臨界產(chǎn)量（表1）。其中，主產(chǎn)層II油組為中等水驅(qū)底水氣藏，東側(cè)自北向南發(fā)育一個(gè)條帶狀水體（圖3）。II 油組氣水界面整體抬升，氣井井底存在水錐，氣藏邊部同時(shí)受邊水橫侵影響。I–6 小層為中水驅(qū)邊水氣藏，水體主要發(fā)育在氣藏東部，西部受構(gòu)造控制水體分布范圍相對(duì)較小，小層邊水侵入明顯，氣水前緣向氣藏整體推進(jìn)，局部有一定突進(jìn)現(xiàn)象。I–2 小層為弱水驅(qū)氣藏，水體主要發(fā)育在氣藏東部，西部受構(gòu)造控制水體分布范圍相對(duì)較小，小層邊水侵入明顯，氣水前緣向氣藏整體推進(jìn)的同時(shí)，局部有一定突進(jìn)現(xiàn)象。

表1 MB8 井區(qū)水侵能量判別結(jié)果表Tab.1 Water invasion energy discrimination in Wellblock MB8

圖3 MB8 井區(qū)II 油組氣藏含氣飽和度剖面分布圖Fig.3 Vertical distribution of gas saturation for Layer II in Wellblock MB8

2 水驅(qū)氣藏儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)

2.1 注采井井型優(yōu)選

針對(duì)MB8 井區(qū)中等水驅(qū)氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)儲(chǔ)層特征和生產(chǎn)特征，對(duì)比MB8 井區(qū)投產(chǎn)水平井和直井在無水采氣期產(chǎn)量（表2），從高峰產(chǎn)氣量來看，3口水平井井均高峰產(chǎn)氣量約7.1×104m3/d，6 口直井井均高峰產(chǎn)氣量約5.0×104m3/d，水平井井均產(chǎn)量約為直井的1.42 倍；從無水產(chǎn)氣期累計(jì)產(chǎn)氣量來看，水平井井均累計(jì)產(chǎn)氣量約1 504.0×108m3、直井井均累產(chǎn)氣量約1 515.3×108m3，水平井和直井基本相同。對(duì)比單井生產(chǎn)能力，水平井生產(chǎn)能力與直井相比優(yōu)勢(shì)不明顯。

表2 直井與水平井產(chǎn)量對(duì)比表Tab.2 Productivity comparison of vertical and horizontal wells

采用如式（1）所示的Joshi 水平井產(chǎn)能方程[23]，對(duì)I–2、I–6、II–1 小層不同水平段長(zhǎng)度下水平井產(chǎn)能和產(chǎn)能替換比進(jìn)行計(jì)算（圖4），當(dāng)水平段長(zhǎng)度為500 m 時(shí)，I–2、I–6、II–1 小層水平井產(chǎn)能分別為直井的1.44、1.34 和1.26 倍，水平段長(zhǎng)度達(dá)1 000 m 時(shí)，水平井產(chǎn)能與直井產(chǎn)能相比也不到2 倍，整體來看，水平井與直井相比產(chǎn)能優(yōu)勢(shì)不大。

圖4 MB8 井區(qū)水平井與直井產(chǎn)能替換比曲線Fig.4 Production replacement ratio curve of horizontal wells and vertical wells in Wellblock MB8

式中：q—水平井產(chǎn)量，m3/d；

K0—有效滲透率，mD；

h—?dú)鈱雍穸?，m；

?p—生產(chǎn)壓差，MPa；

μ—?dú)怏w黏度，mPa·s；

B0—體積系數(shù)，無因次；

b—水平井橢圓泄油體半短軸，m；

L—水平段長(zhǎng)度，m；

β—各向異性系數(shù)，無因次；

rw—井筒半徑，m；

re—外邊界半徑，m；

Kh—?dú)鈱铀椒较驖B透率，mD；

Kv—?dú)鈱哟怪狈较驖B透率，mD。

2.實(shí)施偽裝欺騙。建立海上民兵偽裝設(shè)障分隊(duì)，運(yùn)用角反射器、假電波、假熱源等，在海上和島礁、漂浮物上，設(shè)置假艦艇、假導(dǎo)彈、假戰(zhàn)機(jī)等假目標(biāo)，采取變形偽裝、電子偽裝、迷彩偽裝等方法手段，使敵作出錯(cuò)誤判斷，誘敵對(duì)假目標(biāo)進(jìn)行打擊，達(dá)到欺敵、迷敵、惑敵的目的。

考慮MB8 井區(qū)縱向發(fā)育I–2、I–6、II 等多套含氣層系，主力層II 儲(chǔ)量?jī)H占68.2%，儲(chǔ)量?jī)?yōu)勢(shì)不明顯，且各小層含氣面積疊合程度高，直井更有利于動(dòng)用縱向多套氣層。同時(shí)，根據(jù)MB8 井區(qū)投產(chǎn)水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，水平井見水后，水平段攜液困難，治理難度大。綜合多方面對(duì)比，優(yōu)選直井為合理注采井井型。

2.2 注采井井距優(yōu)化

注采井井距論證是儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)的重要內(nèi)容之一。一方面，將井距作為注采井井間距離設(shè)計(jì)的依據(jù)，另一方面，將井距的一半作為邊水氣藏有效庫(kù)區(qū)范圍劃定依據(jù)。

利用儲(chǔ)氣庫(kù)高速采氣不穩(wěn)定滲流理論，建立氣井高速流合理井控半徑理論圖版如圖5所示。MB8井區(qū)注采井在有效滲透率20 mD，在采氣120 d 條件下，井控半徑為120 m，對(duì)應(yīng)井距240 m。

圖5 MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)井控半徑理論圖版Fig.5 Gas storage well control radius type curve in Wellblock MB8

參考國(guó)內(nèi)主要儲(chǔ)氣庫(kù)參數(shù)（表3），考慮MB8 儲(chǔ)氣庫(kù)儲(chǔ)層特征與京58 儲(chǔ)氣庫(kù)類似，京58 儲(chǔ)氣庫(kù)有效滲透率26 mD，注采井井距300 m，MB8 儲(chǔ)氣庫(kù)滲透率略小，為提高庫(kù)容利用效率，井距也應(yīng)更?。粎⒖即蟾郯鍢騼?chǔ)氣庫(kù)群井控半徑與儲(chǔ)層有效滲透率關(guān)系圖版（圖6），井控半徑與儲(chǔ)層有效滲透率相關(guān)，MB8 井區(qū)氣井有效滲透率在20 mD 左右，計(jì)算其井控半徑100 m，井距約200 m。

圖6 大港板橋儲(chǔ)氣庫(kù)群井控半徑與儲(chǔ)層有效滲透率關(guān)系圖版Fig.6 Graph of well control radius and effective permeability of Dagang Banqiao gas storage

表3 國(guó)內(nèi)部分氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)地質(zhì)條件與設(shè)計(jì)參數(shù)表Tab.3 Geological conditions and design parameters of some domestic gas reservoirs

綜合泄流半徑評(píng)價(jià)法、經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法和類比分析法，評(píng)價(jià)MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)注采井合理井距為200～240 m。因此，在井位部署過程中，注采井距邊水大于120 m。

2.3 庫(kù)容計(jì)算

常規(guī)氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)采用定容封閉氣藏物質(zhì)平衡方程評(píng)價(jià)氣藏動(dòng)儲(chǔ)量，并將氣藏動(dòng)儲(chǔ)量作為儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容。對(duì)于MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏，在動(dòng)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)過程中，采用水驅(qū)氣藏視儲(chǔ)量法分層計(jì)算動(dòng)儲(chǔ)量；同時(shí)，為避免邊底水入侵，注采井部署需避開構(gòu)造低部位、邊水區(qū)，因此，將距離邊水一個(gè)井距內(nèi)區(qū)域作為有效庫(kù)區(qū)范圍；在此基礎(chǔ)上根據(jù)氣藏動(dòng)儲(chǔ)量豐度，折算儲(chǔ)氣庫(kù)有效庫(kù)區(qū)范圍內(nèi)動(dòng)儲(chǔ)量，并將有效庫(kù)區(qū)范圍內(nèi)動(dòng)儲(chǔ)量作為儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容。

對(duì)于水驅(qū)氣藏，其物質(zhì)平衡方程為

對(duì)于MB8 井區(qū)，考慮其I–2、I–6 小層和II 油組內(nèi)儲(chǔ)層橫向連通性好，縱向上相互獨(dú)立，呈現(xiàn)出“一藏、一單元、一界面”的特征，根據(jù)式（2）計(jì)算MB8 井區(qū)不同層位水驅(qū)氣藏視儲(chǔ)量，MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)動(dòng)儲(chǔ)量合計(jì)約9.94×108m3（表4）。為避免邊底水影響，以海拔1 650 m、距水體邊界120 m 為下限圈定庫(kù)區(qū)范圍（考慮距離邊水約250 m），劃定有效庫(kù)區(qū)面積1.44 km2，較含氣面積1.8 km2減少約20%。按照原始地層壓力10.9 MPa 下估算庫(kù)容量為8.0×108m3。

表4 MB8 井區(qū)各層動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量Tab.4 Dynamic reserves of each layer in Wellblock MB8

2.4 單井注采能力計(jì)算

針對(duì)MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏特征，在常規(guī)干氣氣藏節(jié)點(diǎn)分析基礎(chǔ)上，考慮氣水兩相滲流和底水錐進(jìn)影響，評(píng)價(jià)單井注采能力。

2.4.1 單井采氣能力分析

1）節(jié)點(diǎn)分析法

對(duì)于MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)，在氣藏?zé)o水開采期，典型氣井產(chǎn)能二項(xiàng)式方程見式（3）。針對(duì)MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)中等水驅(qū)特征，考慮邊底水氣藏壓差控制要求，以2 MPa 為生產(chǎn)壓差上限對(duì)采氣能力進(jìn)行約束，結(jié)合Cullender-Smith 垂直管流方程，繪制注采井流入流出曲線，并獲得不同地層壓力下生產(chǎn)能力。

式中：pR—地層壓力，MPa；

pwf—井底流壓，MPa；

Q—天然氣產(chǎn)量，104m3/d。

考慮MB8 井區(qū)邊底水氣藏開發(fā)后期會(huì)由氣相單相流進(jìn)入氣水兩相流狀態(tài)，對(duì)不同含水率條件下氣井產(chǎn)量變化特征進(jìn)行分析[24]。如圖7 所示，在水氣比為0.5×10?4m3/m3條件下，氣井生產(chǎn)能力為不產(chǎn)水條件下56%。因此，考慮產(chǎn)水影響，MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)氣井單井生產(chǎn)能力按照56%折算，評(píng)價(jià)地層壓力為8.0～10.9 MPa 時(shí)，MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)單井采氣能力約為（6.5～9.5）×104m3/d。

圖7 考慮產(chǎn)水影響條件下MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)單井協(xié)調(diào)生產(chǎn)能力曲線Fig.7 Gas storage single-well coordinated production capacity curve in Wellblock MB8 considering the influence of water cut

2）底水氣藏臨界產(chǎn)量

針對(duì)MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏特征，采用Dupuit 模型對(duì)見水時(shí)間預(yù)測(cè)[25]

評(píng)價(jià)氣井在平均3.3×104m3/d 產(chǎn)量下，無水生產(chǎn)時(shí)間可達(dá)450 d；在日均15×104m3產(chǎn)量下，預(yù)測(cè)氣井無水生產(chǎn)時(shí)間可達(dá)120 d（圖8）。因此，在保證低含水或不含水情況下，單井在120 d 內(nèi)具有15×104m3/d 產(chǎn)氣能力。

圖8 MB8 井區(qū)底水氣藏見水時(shí)間與產(chǎn)量關(guān)系曲線Fig.8 Relationship between water breakthrough time and production rate in bottom water gas reservoir in Wellblock MB8

2.4.2 單井注氣能力分析

針對(duì)MB8 井區(qū)氣藏中等水驅(qū)特征，在常規(guī)干氣氣藏單井節(jié)點(diǎn)分析基礎(chǔ)上，考慮氣水多相滲流影響，對(duì)單井注氣能力進(jìn)行折算，見圖9。研究表明，當(dāng)井口壓力為12 MPa、油管尺寸88.9 mm 條件下，地層壓力為8.0～10.9 MPa 時(shí)，氣井注入氣量為（6.2～30.2）×104m3/d。

圖9 MB8 儲(chǔ)氣庫(kù)單井注氣能力曲線Fig.9 Single well gas injection capacity curve of MB8 gas storage

2.5 射孔打開程度優(yōu)化

針對(duì)MB8 井區(qū)中等水驅(qū)邊底水氣藏特征，采用Dupuit 臨界水錐產(chǎn)量方程[式（5）]，對(duì)不同射孔打開程度下臨界水錐產(chǎn)量進(jìn)行計(jì)算。

研究表明，當(dāng)射孔打開程度在30%～40% 時(shí)，臨界水錐產(chǎn)量為（1.3～1.4）×104m3/d，遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)采氣量（10.5～16.0）×104m3/d。當(dāng)射孔打開程度大于40%時(shí)，臨界水錐產(chǎn)量下降較快（圖10），推薦直井合理打開程度為30%～40%。

圖10 MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)臨界流量與射孔程度關(guān)系曲線圖Fig.10 relationship between critical flow rate and perforation degree of gas storage in Wellblock MB8

2.6 運(yùn)行壓力區(qū)間確定

儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行壓力區(qū)間是指上限壓力和下限壓力之間的壓力范圍。上限壓力確定的原則主要為不破壞儲(chǔ)氣庫(kù)的封閉性，同時(shí)兼顧氣庫(kù)目標(biāo)工作氣量與氣井產(chǎn)能；MB8 區(qū)塊破裂壓力27.2～46.8 MPa，遠(yuǎn)高于原始地層壓力，綜合考慮后，以氣藏原始地層壓力10.9 MPa 作為氣庫(kù)最大上限壓力。

下限壓力主要是滿足調(diào)峰穩(wěn)定供氣能力時(shí)的最低氣層壓力，在井口產(chǎn)量為10×104m3/d，井口壓力為4.7 MPa，最小地層壓力7.6～8.1 MPa，為保證氣庫(kù)運(yùn)行效率，下限壓力取8.1 MPa。

2.7 工作氣量及注采井?dāng)?shù)優(yōu)化

運(yùn)用數(shù)值模擬技術(shù)建立工區(qū)模型，以考慮氣井產(chǎn)水影響下單井生產(chǎn)能力為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)（1.0～2.4）×108m3共8 套工作氣量方案，并對(duì)不同工作氣量條件下注采井井?dāng)?shù)進(jìn)行分析（圖11）。結(jié)果表明，當(dāng)工作氣量大于1.7×108m3后，注采井?dāng)?shù)增加幅度較大。優(yōu)選MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)合理工作氣量為1.7×108m3，合理注采井井?dāng)?shù)為20 口。按照儲(chǔ)氣庫(kù)220 d 注氣期，120 d 采氣期計(jì)算，庫(kù)區(qū)最大調(diào)峰能力149×104m3/d，采氣期單井日均產(chǎn)氣7.1×104m3，注氣期日均注氣3.9×104m3。

圖11 考慮含水影響條件下MB8 儲(chǔ)氣庫(kù)單井協(xié)調(diào)生產(chǎn)能力Fig.11 Single well coordinated production capacity of MB8 gas storage considering the influence of water cut

為進(jìn)一步評(píng)價(jià)MB8 中等水驅(qū)氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)的合理性，對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)注采能力和含水飽和度等參數(shù)變化特征進(jìn)行分析。研究表明，單井注采能力滿足設(shè)計(jì)要求，同時(shí)，循環(huán)注采過程中邊底水往復(fù)運(yùn)動(dòng)，注氣期末，邊底水被注入干氣驅(qū)替至邊部（圖12）；采氣階段，地層水向井底運(yùn)移，但整體運(yùn)移量較小，氣水控制區(qū)域相對(duì)穩(wěn)定，無明顯錐進(jìn)和舌進(jìn)現(xiàn)象（圖13）。

圖12 注氣期末含氣飽和度分布圖Fig.12 Distribution of gas saturation at the end of the gas injection period

圖13 采氣期末含氣飽和度分布圖Fig.13 Distribution of gas saturation at the end of the gas production period

3 結(jié)論

1）中等強(qiáng)度邊底水影響儲(chǔ)氣庫(kù)的庫(kù)容和注采能力，可以通過優(yōu)選井型、優(yōu)化井距、增加井?dāng)?shù)及降低氣井的注采量等方式降低邊底水的影響；中等強(qiáng)度邊底水氣藏具備改建天然氣地下儲(chǔ)氣庫(kù)可行性。

2）MB8 井區(qū)為中等水驅(qū)強(qiáng)度邊底水氣藏，邊底水推進(jìn)對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行具有較大影響，儲(chǔ)氣庫(kù)設(shè)計(jì)應(yīng)考慮氣井產(chǎn)水對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)氣井注采能力和注采井?dāng)?shù)帶來的風(fēng)險(xiǎn)，做好監(jiān)測(cè)工作。

3）考慮產(chǎn)水影響，MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)氣井單井生產(chǎn)能力僅為不產(chǎn)水時(shí)產(chǎn)量的56%，地層壓力為8.0～10.9 MPa 時(shí)，MB8 井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)單井采氣能力約為（6.5～9.5）×104m3/d。

4）考慮邊底水影響，MB8 井區(qū)改建天然氣地下儲(chǔ)氣庫(kù)的有效工作氣量為1.7×108m3，合理注采井?dāng)?shù)20 口，運(yùn)行壓力區(qū)間為8.1～10.9 MPa。