文96储气库气水界面分析评价

文９６储气库气水界面分析评价
王　萍
（中原油田分公司天然气产销厂，河南濮阳　４５７１６２
） 摘　要：文９６储气库自２０１２年投运以来，已安全运行三个注采周期，充分发挥了其季节调峰、事故应急作用，为榆济管线安全平稳供气发挥了巨大作用。

由于文９６储气库为中石化第一座储气库、作为运行管理人员经验有限、加之文９６气藏本身具有自身独特地质特点，为我们正确认识储气库运行规律、优化注采方案增加了难度。

经过五年多的探索，分析了三个周期气水界面的运移情况，为提高气库整体注采效率，提出气水界面控制方案。

关键词：储气库采气期；气水界面天然气驱动液气比
中图分类号：
ＴＥ８１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１８）０３—００７７—０３１　注采基本特征
文９６气藏构造位置属于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼，为走向北东，倾向北西的徐楼断层与东倾的地层控制的反向屋脊式构造，东倾地层倾角一般在１００°
左右。

气藏为较典型的层状边水气藏，各砂层组之间有较稳定的泥岩隔层相互不连通，注采层系为沙二下１－４、８、沙三上１－３共８个砂组，具有层状气藏特征。

２　气水界面分析
由于边界断层密封性好，边水无外部能量补充，主要靠水体自身膨胀能及毛管力作用于气水边界。

由于储层倾角较小，约１０度左右，地层水受重力影响较小，在注气时更容易被天然气驱替、分割，为此，
充分利用采气期注采井产水情况分析气水界面运移
规律。

表１气水界面分布表层位
砂组气藏类型气水界面或油水界面（Ｍ）
１纯气藏岩性尖灭２
边水气藏－２５２５沙二下
３边水气藏－２５４０４边水气藏－２５４５８边水气藏－２５６５１
边水气藏－２６００沙三上
２边水气藏－２６３０３
边水气藏
－２６７
０
图１　文９６储气库注气前气水界面图
各层水淹程度不同，Ｓ２下３、Ｓ２下４、Ｓ３上２、Ｓ３上３
、
水淹程度高。

在Ｓ２下３、Ｓ２下
４
相对处于构造高部位的储２、储３、储４、储５、储６井，在Ｓ３上１～３均处于气水界面附近，注采过程中容易受到地层水影响。

２．１　三周期产水情况分析
采气期气井产水情况与气水界面位置有较大关联性，通过分析注采井产水情况，认识气水界面运移规律。

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７　２
０１８年第３期 内蒙古石油化工收稿日期：２０１７－１２－１２
作者简介：王萍，工程师，现工作于中原油田分公司天然气产销厂开发研究所，从事天然气田开发工作。

表２三周期生产数据汇总表周期生产时间
（ｈ）总产水量
（ｍ
３
）总产气
（１０４　ｍ
３）液气比
第一周期７５４４．５５　１０７７．３６　６７１５．８５９４　０．
１６０４第一周期５８０１．２２　
６４５．１　７４０２．１３３７　０．
０８７２第一周期４６３７．７３　７８７．４４　５６９４．０９５６　０．１３８２表３
三周期单井日均产水量统计表
井号平均日产水（ｍ
３
／天）第一周期第二周期第三周期
增减量
文９６－储１井文９６－储２井６．３　２．１－４．２文９６－储３井８．３　３．７－４．６文９６－储４井７　３．９－３．１文９６－储５井４．４　４．１－０．３文９６－储６井８．３　
１．３－７文９６－储７井８．７文９６－储８井４．１　２．４　３．１－１文９６－储９井３．５　
３　
２．３
－１．２
文９６－储１０井文９６－储１１井１０．４文９６－储１２井３．７　２．８　１．６－２．１文９６－储１３井
３．４　
６．３　
２．７
－０．７
对比三周期采气产液情况：①第二周期气量最
高，液气比最小，采气效率最高；②第一周期气藏南部储２、储３、储４产水量大，第二周期除储１３井其它井产液量均较少；③第三周期构造低部位储７、
储１１产水量较大，
其它井相对第一周期产水量大幅减少。

２．２　三周期产气情况分析
将气藏划分为：构造高部位（储５、储６、储８、储９），南部（储１３），北部（储１２
）。

生产数据显示：三周期采气，在气藏构造高部位、南部、北部采气量有较大不同。

对各周期的产水量有很大影响。

图２　第一周期采气量分布图
第一周期构造高部位（６１．１％），北部（６．４％）
，南部（１９．６％）。

图３　第二周期采气量分布图
第二周期构造高部位（４２％）、北部（１７．９％）
、南部（１９．６％）
采气量较为均衡。

图４　第三周期采气量分布图
第三周期构造高部位（４７．９％）、北部（４．４％）
、南部（１０．１％），南北部采气量较少，增加了储１１、
储７等构造腰部井。

３　采气方式对气水界面的影响
采用数值模拟实验，分两种采气方式，总采气量相同，开井数相同：①构造高部位采气（储６、储８、储９）；②平衡采气（
储８、储１２、储１３）。

在实际生产数据基础上从８月１日采气，日采气２４０万方，采气６０天；模拟结果显示，高低部位同采，可有效降低气藏南、北、中３个方向的气水界面１０～５０ｍ。

根据模拟结果分析第二周期产气量大，产水少，认为是由于构造高位与气藏边缘采气均衡，使地层压力均匀下降，气水界面慢速、均匀推进。

从第二周
期液气比也可看出：
液气比随生产时间逐渐上升，是标准的气藏开采特征，而第一、第三周期液气比波动较大，说明气水界面推进不均匀。

第一、第三周期，边部一端或两端产气量小，过大压差导致气水界面向构造高部位推进较快，地层水也更容易随气流进入井筒。

３．１　沙二下气水界面特征
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７内蒙古石油化工 ２０１８年第３期　
图５　构造高部位采气气水界面图 图６　平衡采气气水界面图
图７　三周期液气比变化曲线
图８　Ｓ
２下
３、Ｓ２下４气水界面
图９　Ｓ
３上
１气水界面 图１０　Ｓ３上２气水界面 图１１　Ｓ３上３气水界面
生产数据及监测数据显示：除储７井外，其它井在这两个砂组未见产水，说明这两个砂组地层水对注采生产影响较小；气藏南部受储１３影响，在Ｓ２下４砂组形成较宽气水过渡带，对储１井注采影响大。

３．２　沙三上气水界面特征
沙三上三个砂组水淹较严重，由于受地层水影响气相渗透率低，难以大量吸产气，采气时较小的压差就可导致地层水进入井筒，影响气井生产能力。

４　结论
①Ｓ２下３、Ｓ２下４气水界面在注采生产过程中较为稳定并有逐渐降低趋势，对气井注采生产影响小，主要原因为各井距离气水界面较远。

②Ｓ３上１、Ｓ３上２、Ｓ３上３气水界面起伏变化大，对气井注采生产影响大。

［参考文献］
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１９８０．
［２］　Ｗａｒｒｅｎ　Ｒ　Ｔｒｕｅ　Ｆｉｒｓｔ　Ｙｅａｒ　ｏｆ　ＡＧＡ’ｓ　ＷｅｅｋｌｙＳｔｏｒａｇｅ　Ｓｕｒｖｅｙ　Ｓｕｇｇｅｓｔｓ　Ｕｓｅｆｕｌ　Ｐａｔｔｅｒｎｓ
Ｏｉｌ＆ＧＡＳ　Ｊｏｕｒｎａｌ　１９９５，９３（２９）．
［３］　刘振兴，等．中原地区地下储气库库址选择研究［Ｊ］．天然气工业，２００５，２５（１）：１４１～１４３．
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　２０１８年第３期 王萍　文９６储气库气水界面分析评价。