呂 建，李眉揚，湯 敬，李 婷，付江龍，薛 偉

（中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊 718500）

利用衰竭氣藏建設(shè)儲氣庫具有儲存量大、經(jīng)濟合理、安全系數(shù)大等優(yōu)點。自2010 年起，在長慶氣區(qū)已開采氣藏建設(shè)儲氣庫，優(yōu)選榆林氣田南區(qū)上古砂巖氣藏和靖邊氣田陜224 井區(qū)下古碳酸鹽巖氣藏建設(shè)先導(dǎo)試驗區(qū)[1]。目前兩座儲氣庫均已建成，2011-2013 年榆林南儲氣庫先導(dǎo)試驗區(qū)已開展兩輪注采試驗，陜224 儲氣庫準(zhǔn)備開展首輪注采試驗。

陜224 井區(qū)為碳酸鹽巖氣藏，井區(qū)較小，采出程度高，老井均為直井，單井產(chǎn)量較高，但含有硫化氫，對改建儲氣庫帶來巨大挑戰(zhàn)，需開展注采試驗落實酸性氣體在注采過程中的變化規(guī)律。因注采井設(shè)置為大井眼水平井，產(chǎn)能預(yù)測沒有經(jīng)驗依據(jù)，注采水平井注采能力不明確，產(chǎn)能影響因素不落實，不利于開展注采試驗，同時注采能力是影響儲氣庫規(guī)模的決定性因素。因此，需分析陜224 儲氣庫注采井注采能力影響因素，針對產(chǎn)能影響因素，提出改善措施，提高注采井注采能力。

1 陜224 儲氣庫概況

1.1 陜224井區(qū)基本情況

陜224 井區(qū)位于靖邊氣田中區(qū)西部，含氣面積19.3 km2，地理位置位于陜西省靖邊縣海則灘鄉(xiāng)和內(nèi)蒙古自治區(qū)河南鄉(xiāng)，地表為沙漠、丘陵，地勢相對平坦，海拔1 200 m～1 400 m。該井區(qū)構(gòu)造簡單，為相對平緩的西傾單斜，地層傾角約在0.15°～0.5°，馬五13氣層埋深3 450 m 左右；其沉積相單一，主要為潮上含膏云坪；儲層巖性以泥-細粉晶白云巖為主，另外含有含泥云巖、含灰云巖、灰質(zhì)云巖以及次生灰?guī)r等；主力儲層馬五1+2以成層分布的溶蝕孔洞為主要儲集空間，見少量晶間微孔，網(wǎng)狀微裂縫為主要滲濾通道；氣體組分表現(xiàn)為含硫型干氣氣藏，地層水為弱酸性CaCl2水型。氣藏密封性評價表明陜224 井區(qū)儲層封閉性較好，具備建設(shè)儲氣庫的封閉條件。

1.2 陜224 儲氣庫基本情況

陜224 儲氣庫功能定位為季節(jié)調(diào)峰，設(shè)計庫容量10×108m3，工作氣量達到5×108m3，平均注氣規(guī)模240×104m3/d，平均產(chǎn)氣規(guī)模400×104m3/d。

陜224 儲氣庫共部署注采水平井3 口，設(shè)計水平段長度1 500 m，注采水平井井身結(jié)構(gòu)采用Ф508.0 mm表套+Ф339.7 mm 技術(shù)套管+Ф244.5 mm 生產(chǎn)套管+Ф139.7 mm 篩管完井；水平段鉆井液采用強抑制全酸溶無傷害暫堵完井液體系，儲層改造工藝采用連續(xù)油管酸化改造工藝。

2 注采水平井實施情況

2013 年完鉆、試氣完井1 口靖平XX-X-1 井。靖平XX-X-1 井于2013 年5 月14 日完鉆，完鉆井深5 329 m，水平段長1 652 m，有效儲層鉆遇率66.9 %；2013 年8 月26 日完成試氣作業(yè)，測試靜壓11.90 MPa，流壓7.19 MPa，產(chǎn)氣量5.758 8×104m3/d，計算無阻流量7.652 6×104m3/d。

2014 年完鉆、試氣完井2 口：靖平XX-X-2 和靖平XX-X-3。靖平XX-X-2 井于2014 年10 月23 日完鉆，完鉆井深4 887 m，水平段長度1 177 m，有效儲層鉆遇率76 %。由于施工過程中連續(xù)油管下放遇阻，該井實際連續(xù)油管下入深度3 953.0 m，下入水平段長度243.0 m。2014 年12 月17 日至12 月20 日對該井采用單點法測試求產(chǎn)，測得地層中部靜壓為24.66 MPa。在流壓20.02 MPa 下，井口產(chǎn)量4.678 6×104m3/d，計算無阻流量13.122 9×104m3/d。靖平XX-X-3 井于2014 年4 月22 日完鉆，完鉆井深5 215 m，水平段長度1 500 m，有效儲層鉆遇率62.2 %。2014 年7 月1 日完成試氣作業(yè)，測試靜壓9.53 MPa，流壓7.12 MPa，產(chǎn)氣量5.649×104m3/d，無阻流量9.489 9×104m3/d。

3 注采井注采能力影響因素分析

3.1 地質(zhì)因素

靖邊氣田水平井產(chǎn)能影響因素主要有地層壓力、滲透率、有效厚度、水平段長度和表皮系數(shù)，儲層各向異性和偏心距因儲層有效厚度較?。? m～5 m）影響不大。

目前注采水平井只開展了短期“一點法”試氣和目前地層壓力情況下的短期放壓生產(chǎn)，生產(chǎn)動態(tài)不足以反映氣井真實的產(chǎn)能，且無測井綜合解釋資料及試井資料，對儲層發(fā)育認(rèn)識僅局限于現(xiàn)場錄井資料和3 口老井生產(chǎn)、試井資料，因此，本次分析從注采井錄井、試氣資料和3 口老井試井資料分析注采水平井產(chǎn)能影響因素[2]。

3.1.1 剝蝕區(qū)對注采水平井產(chǎn)能的影響 靖平XXX-1 井鉆遇炭質(zhì)泥巖，判斷進入本溪底部，側(cè)鉆后垂深下降2.8 m 后在儲層內(nèi)，說明地層剝蝕至馬五12段；靖平XX-X-2 井兩次斜井段均發(fā)現(xiàn)本溪地層加厚，說明下古地層存在剝蝕，初步判斷露出馬五12。靖平XX-X-3 井自4 261 m 鉆遇大段鋁土質(zhì)泥巖，判斷為本溪底部泥巖，說明沿水平段方向目的層上部地層存在剝蝕，部分位置地層剝蝕至五12段。

水平段鉆遇剝蝕區(qū)導(dǎo)致水平段鉆遇較大段非儲層段，致使3 口注采水平井有效儲層厚度減少、儲層鉆遇率降低，降低了注采水平井注采能力。靖平XX-X-1 井水平段長1 652 m，有效儲層長1 105 m，有效儲層鉆遇率66.9 %；靖平XX-X-2 井水平段長1 177 m，有效儲層長894 m，有效儲層鉆遇率76 %；靖平XX-X-3井水平段長1 500 m，有效儲層長933 m，有效儲層鉆遇率62.2 %。

針對地質(zhì)認(rèn)識問題，建議加強地質(zhì)研究和儲層精細化描述，最大可能的準(zhǔn)確預(yù)測地質(zhì)模型，指導(dǎo)注采井的實施，確保實施效果。

3.1.2 地層壓力對注采水平井產(chǎn)能的影響 通過壓力測試，3 口注采井和3 口老井目前地層壓力已降至8.40 MPa（除靖平XX-X-2 井壓力異常外），比區(qū)塊原始地層壓力下降22.0 MPa（見表1），注采井產(chǎn)能受到較大影響，除XX-X-2 井外平均無阻流量降至8.57×104m3/d，比區(qū)塊內(nèi)老井直井平均無阻流量低較多，采氣產(chǎn)能下降較大，但注氣能力增強（見圖1）。

表1 陜224 儲氣庫壓力測試統(tǒng)計表

圖1 無阻流量隨地層壓力下降曲線模擬圖

3.1.3 靖平XX-X-2 井壓力異常對注采水平井產(chǎn)能的影響 通過試氣發(fā)現(xiàn)該井壓力異常，靖平XX-X-1 井井口壓力7.80 MPa、靖平XX-X-2 井井口壓力18.80 MPa、靖平XX-X-3 井井口壓力6.80 MPa，井口壓力相差較大。通過復(fù)查該井鉆井實施、兩次回填側(cè)鉆、地質(zhì)導(dǎo)向、試氣等過程資料，分析認(rèn)為壓力異?？赡苁欠悄康膶託獠馗Z入、目的層氣藏本身壓力異常兩種可能性，非目的層氣藏竄入可能為本溪組上部氣藏、馬五12或馬五14氣藏竄入。綜合分析認(rèn)為：（1）該井目前地層壓力異常是本溪組砂巖氣藏竄入的可能性較大；（2）由于該井試氣改造程度有限，綜合老井及水平井實施情況認(rèn)為該井近井地帶受泥漿侵入影響導(dǎo)致儲層連通性下降，三口注采井主力儲層相互連通，但關(guān)井條件下短期內(nèi)難以達到地層壓力平衡。

該井的壓力異常，對儲氣庫注采生產(chǎn)組織帶來困難，3 口井在低注氣壓力下無法同時注氣，致使儲氣庫初期注氣能力下降，但采氣能力有所增加。

3.2 鉆井因素

綜合考慮注采水平井鉆井工程實施過程，主要存在兩個方面問題對注采井儲層造成較大的傷害，一定程度的降低了注采水平井的注采能力。

3.2.1 較高的鉆井液密度對儲層傷害較大 3 口注采井為大井眼水平井，鉆井工藝難點大，加之地質(zhì)情況出現(xiàn)較大變化，鉆遇支潛溝，導(dǎo)致鉆遇較長段的泥質(zhì)巖性段，井壁出現(xiàn)不同程度的垮塌、卡鉆，造成鉆井復(fù)雜。為了保障鉆井液具有強抑制防塌性，有效解決儲層泥巖夾層的垮塌，采取提高鉆井液性能的方式提高抑制防塌性。注采井設(shè)計鉆井液密度1.02 g/cm3～1.08 g/cm3，水平段初期鉆井液密度為1.20 g/cm3～1.32 g/cm3，鉆遇復(fù)雜后提高泥漿密度為1.29 g/cm3～1.55 g/cm3，靖平XX-X-2 井最高提升至1.55 g/cm3（見表2）。

注采水平井目前地層壓力為8.5 MPa～9.5 MPa，壓力系數(shù)0.28，水平段較高的泥漿密度、大的壓差使得儲層產(chǎn)生了應(yīng)力敏感傷害。

3.2.2 鉆井、完井周期長對儲層傷害較大 注采井鉆井、完井周期過長，尤其是完井周期，基本在36.4 d～53.5 d（見表3），高密度的泥漿性能下，加之鉆井工程中的起下鉆、鉆具摩擦等因素，長時間侵泡，使得低壓儲層受到較大程度的傷害，產(chǎn)生水鎖傷害和壓力敏感傷害，近井地帶儲層受到污染，儲層滲透率在一定程度上降低。

表2 注采井水平段鉆井液性能統(tǒng)計表

表3 注采井鉆井周期統(tǒng)計表

針對以上問題，建議加強儲層保護技術(shù)研究，優(yōu)選適合低壓儲層的鉆井液體系[3]，減少在施工過程中對儲層的傷害；另一方面，提高鉆井、完井速度，尤其是打開儲層的水平段施工和完井施工，如優(yōu)選鉆具組合和鉆頭，實現(xiàn)快速鉆進，強化完井工序組織，減短完井周期等。

3.3 試氣因素

為了保護儲氣庫蓋層密封性，陜224 儲氣庫注采井采用連續(xù)油管均勻布酸酸洗工藝，簡單解除泥漿污染。通過現(xiàn)場施工，存在以下施工問題[4]（見表4）。

（1）50.8 mm 連續(xù)油管在下入過程中，頻頻遇阻，導(dǎo)致連續(xù)油管無法下入井底，僅靖平XX-X-3 井實現(xiàn)全井段酸洗；靖平XX-X-1 井下深4 713 m，有616 m水平段無法酸洗；靖平XX-X-2 井僅在下入遇阻過程中布酸解阻注酸47 m3，有934 m 水平段無法酸洗。

（2）布酸過程中，布酸工作壓力較低（靖平XX-X-1最高25 MPa），酸壓深度有限，無法保障酸化幅度。

針對以上問題，建議優(yōu)化酸洗工藝設(shè)備，盡可能實現(xiàn)全井段布酸酸洗；另一方面，優(yōu)化改造工藝，考慮在保障蓋層密封性的前提下，選擇最大程度解放儲層的改造方式，如控制工作壓力的酸壓改造，既保證了酸洗改造深度、幅度，也保障了注采井初期的注采能力。

4 結(jié)論

本文通過下古氣藏儲氣庫注采井注采能力影響因素主要是受地質(zhì)、鉆井、試氣等三個方面影響[5]。其中，地質(zhì)因素主要是受到區(qū)塊剝蝕區(qū)及目前地層壓力的影響；鉆井因素主要是鉆井液密度大、鉆井、完井周期長導(dǎo)致儲層產(chǎn)生水鎖傷害和壓力敏感傷害；試氣因素主要是目前酸洗連續(xù)油管下深和布酸工作壓力限制。針對以上注采井注采能力影響因素提出改善的有效方法及措施，提高注采井注采能力，為陜224 儲氣庫注采試驗做準(zhǔn)備。

表4 注采井連續(xù)油管布酸施工情況表

［1］ 蘭義飛，王東旭，何磊，等.靖邊氣田水平井產(chǎn)能影響因素分析［J］.低滲透油氣田，2009，（1）：50-54.

［2］ 李曉平，劉啟國，趙必榮.水平氣井產(chǎn)能影響因素分析［J］.天然氣工業(yè)，1998，18（2）：53-56.

［3］ 趙巍，王勇茗，高云文，等.靖邊氣田水平井下古生界儲層保護鉆井液研究與應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報，2013，（3）：231-233.

［4］ 楊樹合，何書梅，季靜，等.地下儲氣庫評價設(shè)計方法及應(yīng)用［J］.新疆地質(zhì)，2002，20（3）：271-273.

［5］ 肖學(xué)蘭.地下儲氣庫建設(shè)技術(shù)研究現(xiàn)狀及建議［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（2）：79-82.