朱靜 張福興 楊顯志 何金寶 楊清玲 賀夢琦

中國石油遼河油田分公司

0 引言

地下儲氣庫是當(dāng)前我國最主要的天然氣調(diào)峰手段之一，為我國天然氣產(chǎn)業(yè)穩(wěn)步發(fā)展起到重要作用。截至2019年底，我國已建成儲氣庫(群)14座，形成工作氣量約114×108m3［1-2］?？萁咝蛢鈳焓峭ㄟ^在油氣枯竭井中注入天然氣建庫，因此研究天然氣注入后地層壓力、儲層物性與累積注氣量的變化規(guī)律對于氣庫的安全運行和科學(xué)管控極為重要。王飛等在儲氣庫建設(shè)前運用壓恢試井及生產(chǎn)動態(tài)分析方法確定近井地帶儲層物性、邊界位置及控制儲量，為庫區(qū)指標(biāo)設(shè)計提供理論依據(jù)［3］。湯敬等利用溫壓梯度、井間干擾等分析方法確定庫區(qū)儲層連通性，為后期井位部署提供依據(jù)［4］。岳三琪等根據(jù)能量守恒原理，利用伯努利方程推導(dǎo)地下儲氣庫注氣期、關(guān)井期井底壓力計算方程，計算井底流壓及靜壓，為注采周期內(nèi)壓力變化、庫容量、工作氣量等研究提供理論基礎(chǔ)［5］。于洋等利用PIPESIM軟件進(jìn)行儲氣庫注采階段井筒溫度和壓力分布預(yù)測，解決了儲氣庫井測試作業(yè)風(fēng)險大、費用高的難題［6］。陳顯學(xué)等在采氣階段利用系統(tǒng)試井進(jìn)行單井采氣能力評價研究，確定了產(chǎn)能方程、無阻流量，并進(jìn)行合理配產(chǎn)［7］。

上述研究均沒有考慮儲氣庫頻繁注采氣操作對儲層物性造成的影響及變化規(guī)律，在儲氣庫運行過程中，連續(xù)4年監(jiān)測注入結(jié)束后停注階段的壓降數(shù)據(jù)并進(jìn)行試井分析，從時間推移角度分析地層壓力和儲層物性隨累積注入量的變化規(guī)律，以指導(dǎo)儲氣庫科學(xué)安全運行。

1 遼河油田SL儲氣庫概況

遼河油田SL儲氣庫是中國最大的氣頂油環(huán)邊底水儲氣庫，構(gòu)造上位于雙臺子斷裂背斜帶的主體部分，構(gòu)造面積約15 km2。設(shè)計運行壓力8～26 MPa，最大庫容量57.54×108m3，有效工作氣量32.22×108m3，基礎(chǔ)墊氣量及附加墊氣量20.0×108m3，最大日調(diào)峰氣量3 110×104m3，最大日注氣量2 025×104m3/d，單井采氣能力80×104m3/d，單井注氣能力75×104m3/d，部署井位30口。SL儲氣庫2014年4月開始運行，截至2020年12月正常注采井13口，其中水平井8口，直井5口。從運行初期至今，每個注入階段后都選取特定井持續(xù)開展壓降試井，明確地層壓力、儲層物性、油藏模型隨注入量的變化規(guī)律，為儲氣庫制定科學(xué)注采方案及安全運行提供保障。

2 壓降試井測試情況

壓降試井屬于不穩(wěn)定試井，在儲氣庫運行過程中，監(jiān)測停注后井底壓力隨時間的不穩(wěn)定變化過程，通過分析注入量與壓力數(shù)據(jù)，識別測試層油藏類型、計算物性參數(shù)、估算井底污染、判斷測試井附近的邊界及井間連通性等［8-13］，并且對不同注入周期后得到的地層參數(shù)進(jìn)行對比，預(yù)測變化規(guī)律。

A1井為注采直井，完鉆井深為2 570.0 m，氣層段2 370.9～2 525.6 m，注氣厚度105.3 m，地層破裂壓力為38.09 MPa。自2014年持續(xù)開展注入后壓降測試，測試儀器下深為油層中深2 498.25 m，分析了整個庫區(qū)墊氣階段結(jié)束后的2017—2020年連續(xù)4年的壓降測試情況，為使測試數(shù)據(jù)及解釋結(jié)果分析更具有對比性和針對性，每次壓降測試均歷時120 h。4年實測壓降數(shù)據(jù)見表1，壓降曲線對比見圖1。

表1 A1井4次壓降測試數(shù)據(jù)Table 1 Data of four drawdown tests in Well A1

圖1 A1井4年實測壓降曲線Fig. 1 Measured pressure drop curve of Well A1 in the last four years

從表1可以看出，由于連續(xù)注氣導(dǎo)致庫容量增加，井口油壓呈現(xiàn)上升趨勢，即使2017—2020年注氣量逐次減少，A1井實測注氣壓力也逐年增高，注氣后壓降幅度反而減少，出現(xiàn)“難注入”現(xiàn)象。

3 壓降試井分析

對A1井進(jìn)行壓降試井分析，圖2為2017年雙對數(shù)擬合曲線，壓力與導(dǎo)數(shù)曲線早期重合并呈現(xiàn)斜率為“1”直線，為井筒儲集階段，導(dǎo)數(shù)曲線出現(xiàn) “駝峰”后下降，為表皮效應(yīng)，最后出現(xiàn)徑向流動階段，表現(xiàn)為“井筒儲集+表皮+均質(zhì)+無限大”油藏模型特征。解釋得到儲層滲透率4.78×10-3μm2，表皮因數(shù)-2.4，地層壓力10.23 MPa，探測半徑85 m。

圖2 A1井2017年雙對數(shù)擬合曲線Fig. 2 Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2017

圖3為2018年雙對數(shù)擬合曲線，早期導(dǎo)數(shù)超越于壓力曲線之上，出現(xiàn)明顯變井筒儲集和表皮效應(yīng)，過渡段持續(xù)時間短，很快出現(xiàn)徑向流動段，反映近井地帶儲層流度得到改善，表現(xiàn)為“變井筒儲集+表皮+均質(zhì)+無限大”油藏模型特征。解釋得到儲層滲透率8.47×10-3μm2，表皮因數(shù)-5.3，地層壓力15.01 MPa，探測半徑125 m。

圖3 A1井2018年雙對數(shù)擬合曲線Fig. 3 Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2018

圖4為2019年雙對數(shù)擬合曲線，變井筒儲集和表皮效應(yīng)之后，導(dǎo)數(shù)曲線與壓力曲線呈現(xiàn)出斜率為 “1/2”的平行直線，平行直線距離為0.301，后期出現(xiàn)徑向流動段，表現(xiàn)為“變井筒儲集+表皮+無限導(dǎo)流垂直裂縫+均質(zhì)+無限大”油藏模型特征。解釋得到儲層滲透率15.81×10-3μm2，表皮因數(shù)-6.2，地層壓力17.86 MPa，探測半徑307 m。

圖5為2020年雙對數(shù)擬合曲線，其形狀與2019年類似，選取同樣模型進(jìn)行分析。解釋得到儲層滲透率30.43×10-3μm2，表皮因數(shù)-6.6，地層壓力22.95 MPa，探測半徑330 m。4年度試井解釋結(jié)果見表2。

圖4 A1井2019年雙對數(shù)擬合曲線Fig. 4 Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2019

圖5 A1井2020年雙對數(shù)擬合曲線Fig. 5 Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2020

表2 A1井4次壓降試井解釋成果對比Table 2 Comparison between interpretation results of four drawdown tests in Well A1

將4年的雙對數(shù)曲線進(jìn)行對比分析，見圖6，可以看出導(dǎo)數(shù)曲線井筒儲集階段持續(xù)時間逐年延長，壓力曲線與導(dǎo)數(shù)沿縱坐標(biāo)軸逐漸下移且曲線開口逐年變小，油藏模型由2017年和2018年的“均質(zhì)+無限大”向2019年和2020年“無限導(dǎo)流垂直裂縫+無限大”過渡。說明注采層位由于受到注采氣影響，近井地帶儲層物性得到改善，有效滲透率增加，氣體流動能力增強(qiáng)。2019年以后地層改善程度增強(qiáng)，出現(xiàn)類似于“高滲條帶”特征，探測半徑增大，注入氣體向距井筒較遠(yuǎn)范圍內(nèi)流動，而且由于累積注氣量增多，地層壓力相應(yīng)增加，說明地層滲透率和地層壓力與累計注入量正相關(guān)(圖7)。需要密切監(jiān)測注氣壓力和地層壓力，確保儲氣庫處于8～26 MPa安全運行區(qū)間范圍。

圖6 4年雙對數(shù)曲線對比圖Fig. 6 Comparison between log-log pressure curves in the last four years

4 地層壓力分析

SL庫區(qū)內(nèi)注采井井距為230～300 m，將A1井4個年度壓降試井分析得到的探測半徑與井距相對比，2019年注氣波及范圍達(dá)307 m，2020年為330 m，說明2019年A1井與鄰井基本連通，2020年井間已經(jīng)完全連通，且連通性較好。從庫區(qū)內(nèi)13口井地層壓力及壓力系數(shù)(表3)看，至2020年庫期內(nèi)注采井壓力系數(shù)基本一致，說明庫區(qū)內(nèi)已形成統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，至2020年11月，地層注入壓力達(dá)到24 MPa，SL儲氣庫處于停產(chǎn)狀態(tài)。

圖7 A1井地層壓力和有效滲透率與累積注氣量關(guān)系Fig. 7 Relationship of formation pressure and effective permeability vs. cumulative gas injection of Well A1

表3 庫區(qū)13口井地層壓力及壓力系數(shù)對比Table 3 Comparison of formation pressure and pressure coefficient between 13 wells in the storage area

5 結(jié)論

(1)在不影響儲氣庫正常運行情況下，庫區(qū)注采井停注后持續(xù)壓降試井，判斷油藏模型變化，計算近井儲層物性參數(shù)、地層壓力及注氣波及范圍。

(2)地層壓力隨累積注氣量增加而增加，導(dǎo)致注氣壓力也增加，停注后壓降幅度變小，出現(xiàn)“難注入”現(xiàn)象，應(yīng)密切關(guān)注地層壓力及注氣壓力。

(3)隨注氣時間延長及累積注氣量增加，SL儲氣庫儲層類型由“均質(zhì)+無限大”逐漸向類似于 “無限導(dǎo)流垂直裂縫+無限大”過渡，導(dǎo)數(shù)特征曲線變化明顯且存在持續(xù)加強(qiáng)趨勢。

(4)由于受到注入氣的影響，近井地帶物性得到改善，地層滲透性增強(qiáng)，污染程度得到改善，注入氣平面波及范圍增大，井間連通性增強(qiáng)，目前整個庫區(qū)是統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)。

(5)注氣井壓降試井技術(shù)操作方便，干擾因素少且便于控制，在SL儲氣庫現(xiàn)場應(yīng)用50余井次，為地質(zhì)人員了解庫區(qū)地層變化規(guī)律提供依據(jù)，有助于庫區(qū)安全運行及科學(xué)管控。