考慮出砂影響的地下儲氣庫極限調峰能力評價
——以準噶爾盆地H 儲氣庫為例

廖 偉 胡書勇 羅海濤 蔣 恬 張士杰 張 季

1.中國石油新疆油田儲氣庫有限公司 2.油氣藏地質及開發工程全國重點實驗室·西南石油大學

0 引言

新疆H 地下儲氣庫（以下簡稱為儲氣庫）位于準噶爾盆地南緣，是中國石油2010年啟動建設的6座氣藏型儲氣庫（群）之一，是目前國內調峰儲氣規模最大的儲氣庫[1]。自2013年6月投運以來，已經歷了9 個完整的注采運行周期，高峰日采氣量達到3 100×104m3，調峰采氣量占中石油目前已有10 座儲氣庫群總采氣量的20%，季節調峰保供的主力作用進一步凸顯。受9 個周期的強注強采運行模式影響，在2017—2022年冬季高位調峰期間，部分井出現了儲層出砂現象。

儲氣庫注采井具備“多周期強注強采”的特點，地層出砂嚴重影響了儲氣庫的調峰生產。如何保證儲氣庫具有較高的調峰能力，從而為冬季天然氣安全保供提供保障？在儲氣庫最大調峰能力研究方面，前人開展了大量的工作。Tureyen 等[2]對氣井產能方程進行修改，建立了井筒對氣井產能影響的模型，該模型可以幫助工程師更好地了解井筒的目前情況，并采取適當的措施提高注采井的產能從而降低儲氣庫的投資。Li 等[3]采用氣井中攜帶的液滴趨向平坦的觀點，推導了氣井中連續去除液體的新公式，預測結果與我國氣井的實際生產性能相一致。Bagic 等[4]對枯竭氣藏型儲氣庫水平井注采系統進行了分析研究。梁濤等[5-8]采用節點分析法，以臨界攜液流量和臨界沖蝕流量為約束條件，對儲氣庫氣井不同油管尺寸的注采能力進行了研究。譚羽非等[9]則應用節點分析法對儲氣庫注采能力的主要影響因素進行了研究。王景芹等[10-11]運用節點分析法，優選出了儲氣庫氣井合理油管尺寸。對于具有邊底水的儲氣庫，舒萍等[12]則考慮了臨界水錐流量，通過節點分析法對儲氣庫氣井合理注采能力進行了研究。羅天雨等[13]基于5 種經典的出砂預測模型，分別計算了呼圖壁儲氣庫在不同地層壓力下的出砂臨界壓差。王毅忠等[14]建立了球帽狀液滴模型的氣井最小攜液臨界流量計算公式。王嘉淮等[15]利用沖蝕產量模型，計算并優選了管徑114.3 mm 的管柱為呼圖壁儲氣庫的直井管柱，研究了安全閥部位的沖蝕規律。岳典典[16]簡述了東河油田出砂因素，通過三軸應力實驗，基于經驗模型預測法、BP 模型、Forchheier 模型分別求解了臨界出砂壓差，得出Forchheier 模型適用于東河油田。韓志磊等[17]基于現場巖心實驗求解了適用于渤海蓬萊油田疏松砂巖的內聚力和內摩擦角，基于摩爾—庫侖準則建立了內聚力和內摩擦角相結合的出砂分析測井評價新方法?？狄懔Φ萚18]通過模擬含水飽和度變化的干濕交替實驗，對照實驗前后巖石力學參數變化來探究深層致密砂巖氣藏出砂規律。

大量文獻表明，現有儲氣庫注采能力的研究并未考慮臨界出砂流量的情況[19-20]，在儲氣庫強注強采的運行模式下，儲層出砂不僅僅影響氣庫的調峰能力，而且將會嚴重影響儲氣庫的壽命。因此，為了充分發揮新疆H 儲氣庫調峰保供能力，確保儲氣庫長期安全運行，需要更進一步在考慮出砂影響的情況下深入研究儲氣庫氣井的最大調峰能力。

1 改進的儲氣庫氣井節點分析方法

結合H 儲氣庫實際生產情況，對氣井節點分析法進行改進，即在分析儲氣庫合理產能時，除了考慮氣井臨界攜液流量[21-22]、氣井臨界沖蝕流量因素外[23-25]，還考慮了氣井臨界出砂流量為約束條件，建立儲氣庫氣井的采氣能力圖版，深入研究儲氣庫氣井的最大調峰能力。

節點分析法是運用系統工程理論研究氣田開發過程中的氣藏工程、采氣工程和集輸工程之間的壓力、流量關系方法[26]。節點分析法也應用到了儲氣庫氣井的注采能力及調峰能力的預測和評價[27-28]。

儲氣庫的采氣過程主要是天然氣從“地層—井底—地面”的一體化系統過程，該過程可以分為4個部分：①流體克服儲層的阻力在地層中的滲流；②克服射孔孔眼的阻力向井底的流入；③克服管線摩阻和滑脫損失沿井筒從井底向井口的流動；④克服地面設備和管線的阻力沿集輸管線的流動。節點分析法將采氣過程劃分為6 個節點，其中第6 點為始節點，第1 點為末節點，如圖1所示。在儲氣庫的采氣生產系統中，選取井底為解節點，劃分為流入和流出兩大部分，即流入模型為產能方程，流出模型為管流方程。

圖1 氣井生產系統節點位置示意圖

1.1 產能方程

采氣系統的產能方程主要以二項式產能方程為主，代表著儲層的供氣能力。二項式產能方程式為：

式中pr表示地層壓力，MPa；pwf表示氣井井底流壓，MPa；qsc表示標準狀態條件下的天然氣流量，m3/d；a表示層流系數；b表示紊流系數。

1.2 管流方程

氣井井筒垂直管流方程用來描述采氣系統的流出動態曲線：

其中

式中pwh表示氣井井口靜壓，MPa；e表示絕對粗糙度；S表示無因次指數；f表示摩阻系數；表示井筒靜氣柱平均溫度，K；表示井筒靜氣柱平均偏差系數；D表示油管內徑，m；γg表示天然氣相對密度，無因次；h表示井口到氣層中部深度，m。

天然氣黏度（μg）按照Lee-Gonzalez-Eakin 半經驗法計算，天然氣偏差系數（Z）按照Cranmer 方法迭代計算。

1.3 臨界攜液流量模型

目前較為常用的臨界攜液流量模型主要有Turner模型、李閩模型和王毅忠模型。不同模型的臨界攜液流速公式如表1所示。

表1 臨界攜液流量模型公式表

不同模型條件下臨界流速公式的形式完全相同，僅公式系數存在差異，Turner 模型系數為6.6，李閩模型系數為2.5，王毅忠模型系數為2.25，系數不同的主要原因是液滴形狀不同。

其中，李閩模型比較符合國內氣田的真實情況，在現場生產中應用廣泛。因此，應用李閩模型計算不同尺寸的油管在不同井口壓力下的臨界攜液流量。

1.4 臨界沖蝕流量模型

針對儲氣庫強注強采的特殊生產模式，高速氣體在油管內流動時會產生顯著沖蝕作用，造成管壁和井下工具的沖蝕磨損，但沖蝕一般不會發生在直管處，多發生在井口。沖蝕流量（qce）是管柱發生顯著沖蝕作用時的產氣量，儲氣庫建設中主要用API RP 14E 推薦的計算公式[7]：

式（3）中的沖蝕系數（c）是經驗值，并沒有嚴格的取值方法，最低可取值100，當酸性氣體含量降低、含砂量較少時，可以適當取大一點；若是采用耐蝕合金管柱時，c值取200；常規SS 管柱取值150。參考其他儲氣庫的取值大小，根據新疆H 儲氣庫實際情況，c值取為180，其臨界沖蝕流量計算公式為：

2 臨界出砂流量模型

由于地層出砂是一個極其復雜的過程，單一的方法很難準確預測儲氣庫生產過程的地層出砂情況，以往的定性出砂預測模型（組合模量法、出砂指數法、聲波時差法）也只能大致判斷儲層是否出砂或出砂的程度。選取壓縮破壞模型、剪切破壞模型及BP 模型來計算出砂壓差，從而指導新疆H 儲氣庫的生產與調峰。

壓縮破壞模型為[29]：

剪切破壞模型為[30]：

BP 模型為[31]：

其中?由下式計算：

式中pcr表示臨界井底流壓，MPa；Δpcr表示臨界生產壓差，MPa；p0表示孔隙壓力，MPa；μ表示巖石泊松比；β表示Biot 系數；τ0表示巖石內聚力，MPa；σzo表示垂向主應力，MPa；φ表示內摩擦角，(°)；C表示巖石內聚力，MPa。

以新疆H 儲氣庫HUK24 井為例，通過室內實驗與測井數據，計算得到的HUK24 井臨界出砂壓差如表2所示。

表2 HUK24 井臨界出砂壓差表 單位：MPa

由表3 的推薦臨界出砂壓差，根據地層平均壓力，計算出相對應的井底流壓，再根據二項式產能方程式，即可計算出臨界出砂流量，如表3 和圖2所示。

表3 HUK24 井臨界出砂流量表

圖2 HUK24 井臨界出砂流量曲線圖

由表3 和圖2 可知，氣井臨界出砂流量與地層壓力呈正相關。

3 考慮出砂影響的單井極限調峰能力

對于儲氣庫的采氣系統，氣井合理產氣能力應大于臨界攜液流量，并且小于協調點；應急產氣能力應大于協調點，并且小于臨界沖蝕流量與臨界出砂流量兩者的最小值，如圖3所示。

圖3 采氣能力圖

基于節點系統分析方法，綜合考慮臨界攜液流量、臨界出砂流量及臨界沖蝕流量等因素，以新疆H儲氣庫HUK24 井為例，確定HUK24 井的采氣能力圖版，確定在不同地層平均壓力與不同井口壓力下的合理產氣能力與應急采氣能力，最大限度地滿足儲氣庫調峰與應急產量配置需求。HUK24 井基礎參數如表4所示，其采氣能力圖版如圖4所示，合理產氣能力與應急采氣能力如表5所示。

表4 HUK24 井基礎參數表

表5 HUK24 井合理產氣能力與應急采氣能力表

圖4 HUK24 井采氣能力圖

分析上述圖表可知，HUK24 井在地層壓力為26.00 MPa、井口壓力為18.00 MPa 時，合理壓差為2.23 MPa，合理產氣能力為62.19×104m3/d；其井口壓力為15.68 MPa 時，應急壓差為4.16 MPa，應急產氣能力為87.88×104m3/d。

4 結論

1）利用節點分析方法結合H 儲氣庫限制性流量模型，可確定注采井合理調峰區間與應急增供區間。

2）通過對臨界攜液流量模型、臨界沖蝕流量模型、臨界出砂流量模型的研究，優選了適合新疆H儲氣庫的限制性流量模型。

3）利用限制性流量模型，可定量評價注采井在不同地層壓力與井口壓力條件下的極限調峰能力，最大限度地滿足儲氣庫季節調峰與應急供氣產量配置需求。

4）綜合考慮了氣井的臨界攜液流量、臨界沖蝕流量、臨界出砂流量等參數，建立了儲氣庫氣井的采氣能力圖版，以此確定氣井極限調峰能力。該方法對于其他類似儲氣庫的調峰能力評價具有指導借鑒意義。