Dynamic characteristics of underground gas storage rebuilt from carbonate gas reservoir with bottom water and the water flooding mechanism of its well
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摘要: 储气库注采气能力、库容及工作气量是衡量储气库能力的重要指标，储气库动态特征分析是评价储气库能力的重要手段。基于某碳酸盐岩底水含硫气藏改建储气库（A储气库）的多周期注采生产情况，通过系统分析储气库运行动态特征，评价了水平井注采气生产能力，利用两种方法对储气库库容进行复核，分析了气藏H2S质量浓度变化，评价了脱硫运行方式，结果表明：该储气库单井产能高，库容落实程度高，具备高效开发潜力，但仍需探索脱硫运行方式。研究分析了A储气库生产中出现的AH1井水淹停产问题的形成机制，提出了恢复气井生产能力的具体方案，并成功应用于现场。研究成果对中国碳酸盐岩底水气藏型储气库生产运行及能力评价具有指导作用。Abstract: Injection-production gas capacity, storage capacity and working gas volume are important indexes for measuring the capacity of underground gas storage (UGS). Dynamic characteristics analysis is an important means to evaluate the capacity of UGS. Based on the multi-cycle injection-production performance of a certain UGS rebuilt from the carbonate sour gas reservoir with bottom water, the injection-production capacity of horizontal well was evaluated by analyzing the dynamic characteristics of UGS during its operation. Then, the storage capacity of UGS was checked by using two methods. Finally, the change of the mass concentration of H2S in the gas reservoir was analyzed, and the operation mode of desulfurization was evaluated. It is indicated that this UGS is high in single well productivity, storage capacity implementing degree and efficient development potential, but its operation mode of desulfurization still needs exploring. What's more, the water flooding mechanism of Well AH1 leading to its off production was studied, and the specific technological measures for restoring the production capacity of gas well were put forward and successfully applied on site. The research results play an important role in guiding the production, operation and gas storage capacity evaluation of UGSs rebuilt from carbonate gas reservoirs with bottom water in China.
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中国第一座利用碳酸盐岩底水含硫气藏改建的储气库(以下简称A储气库)是国内首次利用水平井作为注采井的储气库。现阶段中国此类储气库运行动态特征及储气库能力评价的相关文献较少。目前A储气库已运行7个注采周期, 积累了丰富的生产数据, 为储气库的能力评价分析提供了支持, 其研究成果对中国同类储气库的生产运行具有借鉴意义。
1. 储气库概况
1.1 气藏地质
A储气库是由正在试采的潜山凝析气藏改建而成, 储层为奥陶系峰峰组和上马家沟组, 岩性为白云岩和灰岩, 储层埋深2 860 m, 储集空间以微细裂缝和孔隙为主, 缝洞不发育, 储层平均孔隙度2.88%, 渗透率1.15×10-3 μm2。
该气藏的原始压力31.35 MPa, 地层温度109 ℃, 为常规温度压力系统; 气藏类型为潜山型、底水凝析油气藏, 原始油气界面3 190 m、油水界面3 240 m; 气藏凝析油质量浓度160~260 g/m3, 为凝析油含量中等的凝析气藏; 甲烷质量分数为83.92%, 天然气相对密度0.676 7, H2S质量浓度570~1 300 mg/m3, 为高含硫气藏; 2007年对储量进行复算, 天然气、原油、凝析油储量分别为7.4×108 m3、29.4×104 t、14.84×104 t。
该气藏曾于1987年4月— 2009年7月进行了试采, 累积产气1.29×108 m3, 地层压力由31.35 MPa下降到26.7 MPa, 降幅达到4.65 MPa。
1.2 建设运行
A储气库设计库容7.4×108 m3, 设计运行压力17~31.35 MPa, 设计工作气量3×108 m3, 设计5口注采井(均采用水平井), 并对9口老井全部封堵。目前已建设一套规模为190×104 m3/d的注气系统及规模为250×104 m3/d的天然气处理与脱硫系统。该储气库于2010年11月8日投产, 目前已运行7个注采周期, 累计注气6.65×108 m3, 累计采气7.16×108 m3, 运行状态良好。
2. 储气库气藏动态特征
A储气库自投产以来, 开展了气藏修正等时试井、不稳定试井、地层压力测试、油水气取样化验等工作[1-4], 得到了大量的动态监测资料和生产资料, 深化了对气藏的认识。
(1) 气藏纵横向的连通性较好, 有利于储气库的注采气生产。A储气库为块状构造, 中间被断层切割为两个区块, 但这两个区块具有统一的油水、油气界面。2009年储气库井完井试油时, 5口注采井实测地层压力在26.6~27.0 MPa之间, 平均地层压力26.75 MPa, 各井压力非常接近; 2010—2017年储气库运行期间, 在每个注采周期结束各井稳定后, 实测地层压力, 各井的压力也非常接近(表 1, AH1~AH5为5口注采井的井号), 说明该储气库在平面和纵向上连通性较好, 为储气库的生产运行提供了较为有利的地质条件。
表 1 2010—2017年A储气库5口注采井7个注采周期运行压力统计数据
(2) 注采井采用“水平井完井”和“自转向酸和胶凝酸酸化”工艺, 使注采井的生产能力得到较大提高[5]。该气藏在建库前共完钻探井9口, 其中7口探井进行了试油, 气井的自然产能较低, 采用酸化措施后气井产能得到提高, 但试采时的产量仍然较低, 如A1、A2是气藏两口试采井, 试采时平均单井采气量仅为5×104~6×104 m3/d, 在试采期间通过试井计算两口井平均无阻流量为68.22×104 m3/d, 表皮系数分别高达20.6和60.3。
为了提高注采井的生产能力, 对注采井首次采用了水平井及割缝筛管完井工艺。由于水平井段长, 若使用常规酸液将首先进入高渗透层, 很难再进入低渗透裂缝和孔隙, 无法使酸液在水平段均匀分布, 因此, 无法达到对非均质性储层进行高效改造的目的。为了实现整个水平井段的酸化改造, 使用自转向酸液, 其首先进入物性好的储层, 与岩石反应后形成黏度较大的产物, 阻止鲜酸进一步侵入, 后续胶凝酸液转向物性差的储层, 从而实现对储层长井段的改造(表 2)。除了AH4井因钻遇大洞未能实施水平井以外, 其余4口水平井通过试井确定的无阻流量平均为261×104 m3/d, 气井视表皮系数在-6.74~-1.89之间, 均小于零, 气井调峰生产时平均产量可达50×104 m3/d, 产能较老井提高3~5倍, 注采井的生产能力得到大幅度提高。
表 2 A储气库注采井试井结果
(3) 气藏底水整体活动性小, 但局部水体较活跃, 对气井生产具有一定的影响。注采井A1、A2的生产井段分别为3 081~3 187 m、3 019~3 173 m, 而气藏的原始气液界面为3 190 m，生产层段的底界均接近原始气液界面；但A1、A2井在试采过程中的产水量一直较小，其中A1井产水量为18 m3/d，A2井基本不产水，且随着地层压力的下降产水量未见明显增加。A气藏地层压力由31.35 MPa下降到26.7 MPa，降幅达4.65 MPa，在此情况下，并未引起底水沿高角度裂缝系统上窜，说明底水整体活动性小；但2016年冬季AH1井开井即水淹停产，表明A气藏局部区域底水较活跃，对AH1井生产产生一定的影响。
(4) 利用储气库生产动态资料, 采用物质平衡法对库容进行核实, 结果表明: 储气库的库容落实程度高, 且具有一定的挖潜空间。
由于在气藏试采阶段以及储气库多周期运行过程中, 气井主要产凝析水, 底水整体活动性小, 因此, 采用物质平衡法对库容进行核实。为消除气藏原始凝析气与注入天然气因性质上的差异对计算造成的影响, 采用双组分物质平衡法复核A储气库库容[6-7]。由于A储气库底水整体活动性小, 在开发过程中以气驱为主, 因此, 水侵量可不考虑; 且岩石和束缚水弹性膨胀率远低于天然气, 故可忽略不计。储气库的注气过程认为是定容的, 且假定注入气与原始凝析气不发生混合交换, 即地下剩余烃类流体所占据的孔隙体积应等于目前注入天然气和地下剩余烃类流体压缩后共同占据的体积, 其数学表达式为:
![](/fileYQCY/journal/article/yqcy/2019/5/href="yqcy-38-5-522-E1.png")
(1) 式中: Gi为凝析气藏剩余的烃类流体储量, 108 m3; Bgi为储气库注气前凝析气藏剩余的烃类流体的体积系数; Gin为凝析气藏注入的天然气(干气)量, 108 m3; Bga为储气库注气末注入天然气(干气)的体积系数; Bgb为注气末凝析气藏剩余的烃类流体的体积系数。
基于A储气库建库初期的生产数据, 可以计算得到2011年前采出原始凝析气1.6×108 m(建库前采气1.29×108 m3、2010年投产后采气0.3×108 m3), 2011年注入干气1.181 4×108 m3, 根据A储气库库容计算其他参数(表 3)并代入式(1), 得到2011年3月注气前库容为7.29×108 m3, 则A储气库原始库容8.89×108 m3。
表 3 A储气库2011年库容计算参数
利用双组分物质平衡法计算的有效库容为8.89×108 m3，工作气能力3.9×108 m3；通过储气库历史的注、采气产量及压力数据，绘制气藏的压降曲线[8-10]（图 1），计算得到储气库有效库容为9.8×108 m3，对应的工作气能力4.3×108 m3。两种方式计算得到的有效库容比较接近，计算结果可靠。综上，该储气库的有效库容得到了进一步核实，有效库容及工作气量较设计有较大幅度提高，且具有一定挖潜空间。
(5) 采用“高注低采”的运行方式, 有利于降低气藏的H2S质量浓度[11]。A储气库在试采阶段监测到的H2S质量浓度约为500~1 300 mg/m3; 改建储气库后, 由于受地面脱硫装置实际处理能力的约束, 产气能力一直受到限制; 鉴于A储气库储存介质中H2S组分较重, 为尽快排出气藏中原始H2S, 在运行方式上进行了合理优化, 采用“高部位井多注气、低部位井多采气”的生产方式(表 4), 经过7个运行周期, 储气库内H2S量降低约60%, 实现了A储气库中气体的有效净化, 降低了A储气库H2S的质量浓度。
表 4 A储气库H2S库存量统计数据
3. AH1井异常水淹停采解决方案
自2010年投产以来, AH1井生产状况一直较好, 在2010—2015年采气周期内均产凝析水, 仅在2015—2016年采气后期产地层水, 产水量由初期的平均5.6 m3/d上升至后期的56 m3/d。2016年3月调峰结束后, 实测井底压力时井筒未积液; 同年4月该井开始注气, 全年阶段注气56 837×104 m3, 地层压力由注气前的22.89 MPa上升到31.02 MPa, 测压也未发现井筒积液。同年12月27日, 在该储气库阶段采气4 381×104 m3、地层压力下降1.9 MPa的情况下, 该井开井后不能自喷连续生产, 实探井筒液面深度819 m, 多次尝试开井无效, 井筒取样分析证实井筒积液为地层水, 造成该井整个采气周期无法生产。但该井2017年注气正常, 与以往注气能力相比并无任何差异, 因此, 需要对该井异常水淹停采情况进行分析[12-13]。
3.1 产能
AH1井是A储气库的主力生产井, 根据试井结果确定的储层部位有效渗透率为1.91×10-3 μm2, 表皮系数为-3.65, 井筒周围地层完善程度较高, 计算得到该井的无阻流量为291.7×104~344.03×104 m3/d, 日注采气量大于50×104 m3, 由此可见, 该井产能较好, 具有较高的携液能力。
3.2 水侵模式
多年的碳酸盐岩裂缝型底水气藏开发实践经验证明, 气井的水侵模式有4种[14-15]: 纵窜型、水锥型、横侵型及纵窜横侵型。结合A储气库的地质特点、生产历史及气井水淹特征, 认为该井的水侵模式为纵窜横侵型。该井水平段远端可能存在连通底水的裂缝, 在纵向压差的作用下, 底水沿此裂缝系统侵入井底, 并形成积液。根据AH1井水侵动态特征[16-17], 对其形成原因进行分析, 包括以下几个方面:
(1) 地质因素。A储气库储层缝洞不发育, 渗流通道以微细裂缝为主, 该井钻井过程中未发现大溶洞, 无明显漏失现象, 证实了该井原始储层以微细裂缝为主; AH1井水平段长352.5 m, 钻遇Ⅱ级裂缝层段27.4 m, Ⅲ级裂缝层段79.6 m, 纵向上裂缝发育差异性较大; AH1井水平井段避水高度为127.9 m, 相对其他水平井较低, 为底水入侵提供了条件。
(2) 工程因素。该井经过酸化改造后, 试井结果显示井底附近储层较好, 存在局部高渗地带, 由于远井地带以微细裂缝为主, 物性较差, 地层水在注气时不易退回低部位地层; 该井完井油管底部为两根筛管, 所处深度为井眼轨迹的最低处(约3 112 m), 底水容易聚集, 影响井底积液的携带。
(3) 生产因素。2015年A储气库因老井封堵施工而未实施注气(停注268天), 该储气库地层压力长期亏空, 致使底水侵入气藏, 地层压力由27.24 MPa上涨至28.68 MPa(平均涨幅1.44 MPa), 尤其是AH1井压力涨幅最大, 达2.3 MPa。2015—2016年A储气库采气量为历年最高, 采气末地层压力为历年最低, AH1井采气中后期采地层水, 底水沿纵向裂缝系统上窜至水平井段附近。
3.3 恢复产能方案
AH1井虽水淹停采, 但注气正常, 表明井底积液并没有导致过大的注气阻力, 积液液面深度预计在筛管深度附近; AH1井的水淹属于局部水淹, 借鉴西南油气田的“排水采气”技术[18-20], 研究制定了AH1井恢复气井自喷生产的两套方案。
方案1:在采气初期, 利用较高的地层压力, 并控制采气地面系统使之处于较低的压力对AH1井实施放喷, 排出井底积液。
方案2:根据AH1井完井油管情况(表 5)可知, 底部的两根筛管所处深度为井眼轨迹的最低处(约3 112 m), 由于底水水侵井底且难以退回地层, 两根筛管一直被水淹, 导致该井注入气可以通过筛管向气藏高部位低压区运移, 但是采气时高压天然气会驱替井底筛管以上水体向井筒流动, 导致气井水淹停喷, 因此, 建议采用连续油管对储层段的高部位完井油管补孔, 这样可增加有效产气通道约110 m, 恢复单井产能。
表 5 AH1井储层段完井油管深度统计数据
上述两套方案中，方案1的优点是充分利用气藏的地层能量，不需要任何投资，安全风险小，缺点是必须安排在采气初期地层压力最高的阶段；方案2的优点是可在任何时段实施，缺点是费用高，作业过程中存在一定的安全风险。经过比选，优先采用方案1。
3.4 应用效果
2017年11月22日，对AH1井采用方案1组织开井生产。该井油压由开井初期的24.4 MPa快速下降至1.3 MPa后，又缓慢上升至19.1 MPa，8天累计产液量1 091 m3。随后，产气能力恢复到该井异常水淹停产前的22.6×104 m3/d，开井成功。
4. 结论
(1) A储气库是基于正在开发的气藏改建的储气库, 储层连通性好, 单井产能高, 储量及库容落实程度高, 是一个具备高效开发的储气库。
(2) 对于含硫的A储气库, 通过“高注低采”的运行方式有助于降低气藏H2S的质量浓度; 在储气库今后的运行中仍需探索脱硫运行方式, 优化生产, 尽快实现设计工作气量指标。
(3) A储气库的底水具有一定的复杂性, 对储气库生产造成了不利影响, 应在储气库调峰生产的基础上, 强化对底水活动能力及影响的认识, 优化注采井运行方式, 保证储气库高效运行。
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