壓降試井技術在遼河油田SL儲氣庫中的應用

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

地下儲氣庫是當前我國最主要的天然氣調峰手段之一，為我國天然氣產業穩步發展起到重要作用。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］。枯竭型儲氣庫是通過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律對于氣庫的安全運行和科學管控極為重要。王飛等在儲氣庫建設前運用壓恢試井及生產動態分析方法確定近井地帶儲層物性、邊界位置及控制儲量，為庫區指標設計提供理論依據［3］。湯敬等利用溫壓梯度、井間干擾等分析方法確定庫區儲層連通性，為后期井位部署提供依據［4］。岳三琪等根據能量守恒原理，利用伯努利方程推導地下儲氣庫注氣期、關井期井底壓力計算方程，計算井底流壓及靜壓，為注采周期內壓力變化、庫容量、工作氣量等研究提供理論基礎［5］。于洋等利用PIPESIM軟件進行儲氣庫注采階段井筒溫度和壓力分布預測，解決了儲氣庫井測試作業風險大、費用高的難題［6］。陳顯學等在采氣階段利用系統試井進行單井采氣能力評價研究，確定了產能方程、無阻流量，并進行合理配產［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律，在儲氣庫運行過程中，連續4年監測注入結束后停注階段的壓降數據并進行試井分析，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律，以指導儲氣庫科學安全運行。

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邊底水儲氣庫，構造上位于雙臺子斷裂背斜帶的主體部分，構造面積約15 km2。設計運行壓力8～26 MPa，最大庫容量57.54×108m3，有效工作氣量32.22×108m3，基礎墊氣量及附加墊氣量20.0×108m3，最大日調峰氣量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律，為儲氣庫制定科學注采方案及安全運行提供保障。

2 壓降試井測試情況

壓降試井屬于不穩定試井，在儲氣庫運行過程中，監測停注后井底壓力隨時間的不穩定變化過程，通過分析注入量與壓力數據，識別測試層油藏類型、計算物性參數、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進行對比，預測變化規律。

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，分析了整個庫區墊氣階段結束后的2017—2020年連續4年的壓降測試情況，為使測試數據及解釋結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年實測壓降數據見表1，壓降曲線對比見圖1。

表1 A1井4次壓降測試數據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，由于連續注氣導致庫容量增加，井口油壓呈現上升趨勢，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“難注入”現象。

3 壓降試井分析

對A1井進行壓降試井分析，圖2為2017年雙對數擬合曲線，壓力與導數曲線早期重合并呈現斜率為“1”直線，為井筒儲集階段，導數曲線出現 “駝峰”后下降，為表皮效應，最后出現徑向流動階段，表現為“井筒儲集+表皮+均質+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-2.4，地層壓力10.23 MPa，探測半徑85 m。

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

圖3為2018年雙對數擬合曲線，早期導數超越于壓力曲線之上，出現明顯變井筒儲集和表皮效應，過渡段持續時間短，很快出現徑向流動段，反映近井地帶儲層流度得到改善，表現為“變井筒儲集+表皮+均質+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-5.3，地層壓力15.01 MPa，探測半徑125 m。

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

圖4為2019年雙對數擬合曲線，變井筒儲集和表皮效應之后，導數曲線與壓力曲線呈現出斜率為 “1/2”的平行直線，平行直線距離為0.301，后期出現徑向流動段，表現為“變井筒儲集+表皮+無限導流垂直裂縫+均質+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-6.2，地層壓力17.86 MPa，探測半徑307 m。

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

圖4 A1井2019年雙對數擬合曲線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年的雙對數曲線進行對比分析，見圖6，可以看出導數曲線井筒儲集階段持續時間逐年延長，壓力曲線與導數沿縱坐標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+無限大”向2019年和2020年“無限導流垂直裂縫+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。2019年以后地層改善程度增強，出現類似于“高滲條帶”特征，探測半徑增大，注入氣體向距井筒較遠范圍內流動，而且由于累積注氣量增多，地層壓力相應增加，說明地層滲透率和地層壓力與累計注入量正相關(圖7)。需要密切監測注氣壓力和地層壓力，確保儲氣庫處于8～26 MPa安全運行區間范圍。

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

4 地層壓力分析

SL庫區內注采井井距為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年井間已經完全連通，且連通性較好。從庫區內13口井地層壓力及壓力系數(表3)看，至2020年庫期內注采井壓力系數基本一致，說明庫區內已形成統一的壓力系統，至2020年11月，地層注入壓力達到24 MPa，SL儲氣庫處于停產狀態。

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

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

5 結論

(1)在不影響儲氣庫正常運行情況下，庫區注采井停注后持續壓降試井，判斷油藏模型變化，計算近井儲層物性參數、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，導致注氣壓力也增加，停注后壓降幅度變小，出現“難注入”現象，應密切關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+無限大”逐漸向類似于 “無限導流垂直裂縫+無限大”過渡，導數特征曲線變化明顯且存在持續加強趨勢。

(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，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，目前整個庫區是統一的壓力系統。

(5)注氣井壓降試井技術操作方便，干擾因素少且便于控制，在SL儲氣庫現場應用50余井次，為地質人員了解庫區地層變化規律提供依據，有助于庫區安全運行及科學管控。