新疆H型儲氣庫注采氣能力評價方法

王 彬，陳 超，李道清，崔國強，龐 晶

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

新疆H型儲氣庫注采氣能力評價方法

王 彬，陳 超，李道清，崔國強，龐 晶

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

新疆H型儲氣庫是目前中國最大的地下儲氣庫，其注采氣能力評價方法具有一定代表性。依據新疆H型氣藏特點，采用節點分析法來評價儲氣庫氣井的注采能力。利用地層臨界出砂壓差、沖蝕流量、臨界攜液流量、地層破裂壓力和地面壓縮機額定功率來分別約束氣體流入和流出方程，通過二者協調點確定氣井的合理注采氣量。研究表明:新疆H型儲氣庫應采用?11.43 cm油管，合理采氣量為50×104～118×104m3/d，合理注氣量為48×104～160×104m3/d。該研究為合理選擇完井油管尺寸和控制不同注采周期中的井口壓力提供參考。

節點分析;采氣能力;注氣能力;沖蝕流量;攜液流量;評價方法;新疆H型儲氣庫

0 引言

新疆H型儲氣庫位于準噶爾盆地南緣，是在新疆油田原H型氣田基礎上改建的。作為國家重點建設項目，新疆H型儲氣庫是西氣東輸管網首個大型配套系統，也是西氣東輸二線首座大型儲氣庫，總庫容達 107.0×108m3，生產庫容為 45.1× 108m3，其兼顧季節調峰與戰略儲備雙重功能，是國內目前規模最大、建設難度最大的儲氣庫項目。自2013年6月投注以來，新疆H型儲氣庫已近完成2個周期的注采運行，目前正在進行第3周期注氣階段，而對于如何實現多周期優化配產、配注是儲氣庫高效平穩運行的關鍵。

1 改進節點分析法

通常，節點分析法是先求出氣體流入流出曲線的協調點，再通過和臨界攜液流量、沖蝕流量等限制條件對比后取合理值［1-3］。為了減小工作量，提高評價效率，將地層、井筒限制條件分別耦合到流入、流出方程中，由此可以直接確定合理配產、配注量(圖1)。

由圖1可知，在采氣過程中，由于受地層臨界出砂壓差的影響，流入曲線3、4、5、6未能與橫軸相交;另外，受最小攜液量和沖蝕流量的影響，流出曲線1、2左右兩端范圍受限。以曲線1為例，在滿足曲線3、4、5的條件下，交點處所對應的合理產氣量分別為75×104、110×104、136 ×104m3/d，而與曲線6無交點，合理產氣量則為右端點流量148×104m3/d。

圖1 節點分析合理采氣量

2 氣井流入流出動態

單井的注采氣能力由地層流入方程、垂直管流方程、臨界出砂流量方程、沖蝕流量方程和臨界攜液流量方程共同確定。

2.1 地層流入方程

新疆H型儲氣庫氣井投注前進行了大量試氣工作，結合試氣產能公式和注氣穩定滲流方程，確定了新疆H型儲氣庫氣井的二項式地層穩定滲流方程:

式中:qg為天然氣產量，104m3/d;pr為地層壓力，MPa;pwf為井底壓力，MPa。

新疆H型儲氣庫合理生產壓差采用多種模型進行計算，包括Mohr—Coulomb、抗張強度法、產層巖石堅固程度判斷指數法、出砂臨界生產壓差法和井壁穩定法［4］。利用這5種方法回歸得到合理生產壓差和地層壓力的關系式:

式中:Δp為生產壓差，MPa。

2.2 垂直管流方程

采氣井的流出動態通過垂直管流方程確定:

其中，s=0.03415γgH/(TavZav)。

式中:pwh為油管井口壓力，MPa;Tav為井筒內動氣柱平均溫度，K;Zav為井筒內動氣柱平均偏差系數; d為油管內直徑，cm;γg為天然氣相對密度;H為氣層中部深度，m;λ為油管阻力系數［5］;s為表皮系數。

2.3 管內沖蝕流量方程

當氣井產氣量過大時，會對管壁和井下工具產生沖蝕磨損，因此，必須將高壓氣體流速控制在沖蝕流速以下，以減少或避免沖蝕的發生。目前儲氣庫建設中，沖蝕流量主要依據APIRP14E推薦公式［6］:

式中:qe為沖蝕產氣量，104m3/d;C為經驗系數，取值120;p為井筒壓力，MPa;Z為井筒內動氣柱平均偏差系數;T為井筒內氣柱平均溫度，K。

2.4 臨界攜液流量方程

臨界攜液流量采用Turner公式［7］:

式中:qsc為臨界攜液流量，104m3/d;A為油管內截面積，m2;Vg為氣流攜液臨界速度，m/s;ρL為液體密度，kg/m3;ρg為氣體密度，kg/m3;σ為界面張力，10-3N/m。

3 合理注采氣能力評價

3.1 合理產氣量

采氣過程將井底視為節點，利用方程組(8)，求解不同井口壓力、地層壓力和油管尺寸下的合理產氣量(圖2)。

式中:pr(i)為地層壓力，MPa;pwf(i)為井底流壓，MPa;a、b為二項式產能方程系數;qg(i)為日產氣量，104m3/d;Δpmax(i)為最大生產壓差，MPa;qo(i)為合理產氣量，104m3/d;qsc(i)為臨界攜液流量，104m3/d;qe(i)為沖蝕產氣量，104m3/d。

由圖2可知，受臨界出砂壓差、臨界攜液流量和沖蝕流量的影響，以井底為節點的流入流出動態曲線范圍有一定程度的縮小，其中流入流出曲線的交點即為一定油管尺寸、井口壓力和地層壓力條件下的合理產氣量。

3.2 合理注氣量

配注方法與配產類似，只是將整個注氣過程視為采氣的逆向流動，流入流出曲線只需考慮沖蝕流量、地面壓縮機額定排量和不穩定流臨界速度的影響［8-11］。不同井口壓力、地層壓力和油管尺寸下的合理注氣量如圖3所示。

圖2 不同管徑油管的采氣節點分析

圖3 不同管徑油管的注氣直井節點分析

由圖3可知，受沖蝕流量的限制，以井底為節點的流入流出動態曲線范圍有一定程度的縮小，其中流入、流出曲線的交點即為一定油管尺寸、井口壓力和地層壓力條件下的合理注氣量，隨著油管尺寸和井口壓力的下降，氣體逐漸擺脫沖蝕流量的影響，致使協調點的范圍逐漸擴大。

圖4 地層壓力下隨油管內徑變化的合理注采氣量

3.3 應用效果

根據改進的節點分析法確定不同條件下的合理注采氣量，得到合理注采氣量隨油管內徑、井口壓力的變化曲線(圖4)。圖4a表明，當井口壓力不變時，合理注氣量隨油管內徑增大而增大;當油管內徑不變時，合理注氣量隨井口壓力增大而增大。圖4b表明，當井口壓力不變時，合理采氣量隨油管內徑增大而增大，但?12.70 cm油管較?11.43 cm油管增幅較小;當油管管徑不變時，合理采氣量隨井口壓力增大而增大。

通過分析，確定儲氣庫采氣井采用?11.43 cm油管，合理采氣量為50×104～118×104m3/d，合理注氣量為48×104～160×104m3/d。根據儲氣庫氣井的注采能力評價結果，對不同周期儲采過程分別進行配產和配注，實際運行和方案設計對比結果表明，二者之間符合率較高(圖5)。

圖5 注采實際運行與方案設計對比

由于儲氣庫兼顧應急調峰任務，合理配產量需要結合實際情況，部分井會低于方案設計合理產氣量，如圖5a中D3、D4、D6井實際運行產氣量下調，而注氣過程中，若注氣量小于方案設計，則需要判斷是否受到邊水侵入、井底污染、配鉆停注等因素影響。由圖5b可知，D5、D9井方案設計合理注氣量偏小，結合不穩定試井結果表明，2口井存在不同程度的井底污染;D10、D12井實際運行注氣量未能達到方案設計，結合產液剖面測試結果表明，2口井存在邊水侵入。

4 結論

(1)通過改進常規節點分析方法，建立起一套適合新疆H型儲氣庫的注采分析模型。

(2)依據注采模型，確定該氣庫宜采用?11.43 cm油管，合理采氣量應為50×104～118× 104m3/d，合理注氣量應為48×104～160×104m3/d。

(3)應用模型計算結果對不同周期注采過程進行配產、配注，實際運行和方案設計對比表明，二者之間符合率較高，該模型具有較強的實用性。

［1］李明川，黃全華，孫雷.節點分析在地下儲氣庫注氣動態分析中的應用［J］.油氣儲運，2011，30(6):431-433.

［2］丁國生，謝萍.中國地下儲氣庫現狀與發展展望［J］.天然氣工業，2006，26(6):111-113.

［3］楊海軍，霍永勝，李龍，等.TJ鹽穴地下儲氣庫注采氣運行動態分析［J］.石油化工應用，2010，29(9):61-63.

［4］羅天雨，麻慧博，艾尼瓦爾，等.呼圖壁儲氣庫合理生產壓差數值分析［J］.中外能源，2011，16(6):43-45.

［5］王皆明，姜鳳光.地下儲氣庫注采動態預測模型［J］.天然氣工業，2009，29(2):108-110.

［6］王嘉懷，羅天雨，呂毓剛，等.呼圖壁儲氣庫氣井沖蝕產量模型及其應用［J］.天然氣工業，2012，32(2):58-59.

［7］李士倫.天然氣工程［M］.北京:石油工業出版社，2000:314-317.

［8］汪雄雄，樊蓮蓮，劉雙全，等.榆林南地下儲氣庫注采井完井管柱的優化設計［J］.天然氣工業，2014，34 (1):92-96.

［9］呂建，羅長斌，付江龍，等.長慶儲氣庫合理注氣壓力的確定［J］.石油化工應用，2014，33(9):46-48.

［10］王皆明，姜鳳光.砂巖油藏改建地下儲氣庫注氣能力預測方法［J］.天然氣地球科學，2008，19(5):727-729.

［11］戚志林，雷登生，李志軍，等.傾斜氣井井筒攜液臨界流量計算方法［J］.大慶石油地質與開發，2012，31 (1):118-120.

編輯劉 巍

TE328

A

1006-6535(2015)05-0078-04

20150601;改回日期:20150807

國家科技重大專項“地下儲氣庫地質與氣藏工程關鍵技術研究與應用”(2015E-4002)

王彬(1967-)，男，教授級高級工程師，1990年畢業于西南石油學院采油工程專業，2006年畢業于西南石油大學油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現主要從事天然氣開發相關研究工作

陳超(1987-)，男，工程師，2010年畢業于中國石油大學(華東)石油工程專業，2013年畢業于該校油氣井工程專業，獲碩士學位，現主要從事氣藏工程方面研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.016