水淹氣藏型地下儲氣庫提高庫存動用關鍵技術
——以板中北儲氣庫為例

葉 萍 施金伶 王權國 韓世慶 周春明 李德寧 王 雪 許 倩 劉 薇

中國石油大港油田公司天津儲氣庫分公司

0 引言

當前，國內已建的儲氣庫大部分是由水淹氣藏改建而成[1-5]。國際上，自20世紀50年代水侵氣藏開始建庫以來已形成一系列配套關鍵技術。而我國儲氣庫建設較晚，20世紀末第一座商業化儲氣庫大張坨正式開始投運，經過20 余年的發展，目前國內已建成了超過100×108m3的工作氣量。但由于我國復雜的建庫地質條件，受儲層物性差、非均質性強及邊水選擇性侵入等因素影響，氣藏改建儲氣庫后，氣水多相滲流機理復雜，儲氣庫運行過程中暴露出達容達產效果差、工作氣量增速緩慢等問題。大港儲氣庫群目前已運行近20年，運行動態分析跟蹤結果表明，除大張坨儲氣庫是在開采中期改建儲氣庫，目前儲氣庫參數達到設計指標之外，其余5 座水淹枯竭氣藏型儲氣庫經過近17 周期運行目前基本處于穩定階段，但是儲氣庫均未達到設計指標。水淹枯竭氣藏型儲氣庫在注采過程中水侵嚴重影響氣井的產能，庫容動態變化過程中的驅水達容規律具有復雜性和普遍性，直接影響其注采能力和達容達產時間。筆者以板中北儲氣庫為例，深度剖析注采運行各項指標及周期擴容達產能力，分析影響庫存動用的原因，提出提高庫存動用關鍵技術和措施，優化儲氣庫運行的關鍵參數，從而提高了儲氣庫的運行質量，為同類型儲氣庫提高庫存動用提供方法借鑒。

1 氣藏型儲氣庫庫存動用程度評價方法

庫存量是指某地層壓力下儲存的天然氣量在標準參比條件下的體積，一般由有效庫存量和未動用庫存量組成。有效庫存量是指在現有注采井網下能動用的天然氣量在標準參比條件下的體積。而庫存動用率是有效庫存量與庫存量的比值，反映庫存動用程度。

式中ηGr表示庫存動用率；Grm表示有效庫存量，108m3；Gr表示靜態庫存量，108m3。

根據儲氣庫注采運行庫存曲線，某周期有效庫存量等于注氣末期庫存量減去采氣曲線向下外延至X軸交點對應的庫存量（圖1）。針對弱—中等水侵氣藏型儲氣庫，有效庫存量應按下式計算：

圖1 儲氣庫多周期注采庫存曲線示意圖

式中Qp表示周期采氣量，108m3；pin表示注氣末期地層壓力，MPa；Zin表示注氣末期天然氣偏差系數，無因次；pcm表示采氣末期地層壓力，MPa；Zcm表示采氣末期天然氣偏差系數，無因次。

從有效庫存量關系曲線和庫存動用率公式可以看出，提高有效庫存量是提高庫存動用率的關鍵因素，有效庫存量的大小取決于注采氣階段壓力波及范圍內能夠有效動用的庫存量。

2 板中北儲氣庫庫存動用程度影響因素

以板中北儲氣庫為例，該氣藏為一個半背斜構造，圈閉受斷層和巖性雙重因素控制，構造邊部為油環和水體封閉。由于邊水的入侵[6-7]，建庫后的注采運行過程中，氣驅水淹區的微細孔道難以有效驅替，注采井網對砂體控制程度降低[8-10]，部分氣體不能及時動用。加之儲層非均質性的影響、邊部水侵導致氣井產能大幅降低等[11-13]，使得現井網的庫存動用率遠遠低于設計指標，也是儲氣庫不達標的主要原因。

2.1 流體分布復雜

板中北氣藏自1975年投入衰竭式開發，至2000年底枯竭加水淹停采，2003年該氣藏改建為儲氣庫，設計庫容為24.48×108m3，設計壓力介于13.0～30.5 MPa，以b840 斷層分界將板中北儲氣庫分為東、西兩個區塊。板中北儲氣庫建庫前東區低部位與西區大部分區域已水淹，流體分布遵循上輕下重的重力分異規律[14-15]。同時由于氣藏內部巖性非均質性的存在，造成氣水移動界面出現舌進、指進等現象，進而導致儲氣庫內部流體分布趨于復雜化。

2.2 氣井產水影響單井產能

板中北儲氣庫氣水過渡帶的注采井，盡管物性與高部位氣井大致相當，但在采氣生產過程中會出現氣水兩相流動，地層滲流阻力增加，氣井采氣能力受到限制[16-18]，與高部位井具有一定差距（圖2）。

2.3 不同區帶運行壓力存在差異

儲氣庫多周期注采氣平衡期單井靜壓測量值顯示（圖3），氣井整體連通性較好，采氣末期東區中高部位井基本能實現下限壓力13.0 MPa，邊部井因受液量影響下限壓力較高，達21.0 MPa。板中北儲氣庫東、西兩區采氣結束后壓力分別為15.9 MPa、21.8 MPa，壓力相差5.9 MPa。同時構造邊部位井由于水淹程度高，采氣后測壓值相對較高，構造邊部的k3-11 井壓力為17.0 MPa，k3-19 井壓力為19.3 MPa，比構造高部位的k3-1 井分別高2.7 MPa、5.0 MPa。

圖3 板中北儲氣庫某周期采氣末期單井壓力分布圖

3 板中北儲氣庫提高庫存動用關鍵技術

3.1 合理配產配注，實現氣庫均衡驅替

板中北儲氣庫由枯竭式氣藏改建，地層虧空較為嚴重，儲氣庫構造高點海拔為－2 706 m，閉合高度為94 m，圈閉面積8.9 km2。儲層分布穩定，平均有效厚度為19.4 m，測井平均孔隙度為20%，平均滲透率為220 mD，屬于中孔隙度、中高滲透率砂巖儲層，構造較平緩，構造主體部位傾角2°～3°。投產注氣后注氣壓力高，配注量大，容易形成天然氣滲流優勢通道，進而產生指進或氣水互鎖現象，導致氣驅波及效率大幅降低，因此，結合板中北儲氣庫地質特點及井網分布情況，應用臨界注氣速度方法和物質平衡方法對單井合理配產配注進行計算[19-23]。

3.1.1 臨界注氣速度方法

當注入氣地層滲流速度恰好等于地層水滲流速度時，能確保氣水前緣平穩外推。單井注氣量（Qgc）計算公式如下：

式中Kg表示氣相滲透率，μm2；μg表示氣體黏度，mPa·s；A表示氣井注氣滲流截面積，m2；ρg表示氣體密度，kg/m3；ρw表示水的密度，kg/m3；g表示重力加速度，m/s2；α表示建庫儲層傾角，（°）；Mgw表示氣水流度比，無因次。

3.1.2 物質平衡方法

k3-5 井日均注氣量（Qgm）計算公式如下：

式中Re表示注氣井控半徑，m；h表示平均有效厚度，m；φ表示平均孔隙度；Swr表示束縛水飽和度；T表示注氣時間，d；Bg1、Bg2分別表示注初、注末天然氣體積系數。

針對水淹氣藏儲氣庫注氣期，遵循“先高后低”“先強后緩”的注氣原則，在注氣初期加強氣藏高、中部位注氣，實施強注氣，盡快把采氣過程中侵入進來的液相流體向外驅替，隨著地層壓力的升高逐步增開構造中低部位井，注氣后期地層壓力高，采取緩注、間注方式注氣。

截至2022年，板中北儲氣庫共增加庫容16.92×108m3，其中累計排液量為115.03×104m3，按排出液全部被氣占據，估算約形成2.3×108m3庫容，計算結果表明儲氣庫庫容主要為氣驅水形成。通過均衡驅替，儲氣庫純氣區、氣水過渡帶含氣飽和度不斷提高，數值模擬顯示氣液界面均勻外推約120 m（圖4）。

圖4 板中北儲氣庫建庫前和多周期運行流體分布圖

3.2 邊部控水，提高庫存利用率

建立不同地層壓力、水氣比下得合理產氣曲線，隨著不同區帶注采井液氣比的不斷升高，在氣水過渡帶單井液氣比達到（6～10）m3/104m3，合理產氣量為（15～30）×104m3/d（圖5）。

圖5 產水氣井產能修正曲線圖

采氣期通過優化單井采氣配產，位于構造邊部的井采取“穩產排液”方式采氣，以控制合理日采氣量，減緩邊水內侵，避免造成井筒積液停噴，延長邊部位井采氣生產時間（圖6），實現控制邊水入侵的目的。

圖6 延長邊部位產水井k3-21 井多周期采氣曲線圖

3.3 分區動用，優化注采結構，提高單井注采能力

利用物質平衡方法計算了目前井網的控制庫存量。板中北儲氣庫累計控制庫存量為14.5×108m3，控制程度為57.5%。其中東區控制庫存量為11.6×108m3，控制程度為80%；西區控制庫存量為2.9×108m3，控制程度為20%（圖7）。

圖7 板中北儲氣庫單井控制庫存量對比圖

板中北儲氣庫高點東區氣頂區存氣量較多，已形成有效庫容，但東區邊部和西區存氣量較低，含水較多，壓力較高，井網控制程度低，沒有形成有效庫容，為了提高儲氣庫擴容速度和控制邊水侵入速度，依據含水井產量約為純氣井產量50%的比例關系，在氣水過渡帶部署實施6 口加密井（k3-19、k3-20、k3-21、k3-11、k3-16、k3-17 井，圖8），通過強化注氣驅水和控制邊水侵入，加速擴容增產。

板中北儲氣庫原有流程只能對A、B 井場進行混合注氣，由于停采末期東、西區地層壓力差異，籠統注氣的西區塊各井壓力較高，吸氣滯后不能滿足低部位水淹區氣井的注氣需求。2018年對站內工藝進行改造，實現B 井場6 口井（k3-11、k3-12、k3-13、k3-16、k3-17、k3-18 井）獨立注氣，提升了單井注采能力（圖9）。

圖9 板中北西區氣水過渡帶k3-16 井多周期采氣曲線圖

4 提高庫存動用關鍵技術應用效果

4.1 庫存動用率提高

在儲氣庫多周期注采運行過程中，可根據運行曲線定性分析儲氣庫的運行狀況，如儲氣庫擴容、氣體漏失等現象；也可根據各運行指標變化規律和趨勢，將儲氣庫劃分為不同的擴容階段[27-32]。通過板中北儲氣庫多周期庫存曲線變化規律看出，儲氣庫庫存曲線向右移動，整體處于不斷擴容階段，庫存曲線斜率變小，說明有效庫存量增加（圖10-a）。有效庫存量和庫存動用率曲線表明（圖10-b），庫存動用率由初期的50.3%增加至目前的61.2%，庫存動用率提高了10.9%。

圖10 板中北儲氣庫多周期庫存量、有效庫存量、庫存動用率變化曲線圖

4.2 調峰能力增強

板中北儲氣庫經歷了19 個注采周期，初期工作氣量為1.9×108m3。伴隨儲氣庫達容擴容工程的實施，不斷優化單井配產配注，調整注采結構，精細注采擴大運行壓力區間，庫存動用程度提高的同時，調峰能力不斷增強，2009—2010年季節調峰氣量5.6×108m3，2021—2022年季節調峰氣量6.19×108m3，儲氣庫當前工作氣量已達到7.2×108m3，整體運行效果不斷改善。

5 結論

1）從儲氣庫庫存動用程度評價方法出發，結合注采動態跟蹤分析研究，提出了復雜的油氣水流體分布、儲氣庫注采氣速度、氣井產水、運行壓力區間差異、井網井距是影響板中北水侵氣藏型儲氣庫庫存動用程度的主要因素。

2）以臨界注氣速度和物質平衡方法為約束，結合板中北氣藏地質特點和井網分布情況，建立單井合理配注方法，實行單井差異化注氣，確保氣水前緣平穩外推，實現氣庫均衡驅替。

4）通過水侵氣藏型儲氣庫合理井網井距論證，優化不同區帶注采井網，調整注采結構和壓縮機配置，解決了水侵氣庫壓力差異大的問題，實現氣庫精細化注采，提高擴容效率。

5）通過單井合理配注、含水氣井產能修正、完善井網、分區動用優化注采結構等提高庫存動用關鍵技術的應用，板中北水淹氣藏型儲氣庫的庫存動用程度提高了近10%。