長慶儲氣庫儲層連通性評價技術(shù)研究

湯敬，劉曉龍，呂建，張英東，付江龍，趙長云

（1.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊718500；

2.中國石油長慶油田礦區(qū)事業(yè)服務(wù)部湖濱花園物業(yè)服務(wù)處，陜西西安710021）

長慶儲氣庫儲層連通性評價技術(shù)研究

湯敬1，劉曉龍2，呂建1，張英東1，付江龍1，趙長云1

（1.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊718500；

2.中國石油長慶油田礦區(qū)事業(yè)服務(wù)部湖濱花園物業(yè)服務(wù)處，陜西西安710021）

長慶儲氣庫儲層為下古生界碳酸鹽巖地層，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層連通性評價存在一定難度。本文主要應(yīng)用壓力梯度法、地溫梯度法、流體組分分析法、井間干擾分析法、生產(chǎn)動態(tài)分析法等儲層連通性分析評價技術(shù)，結(jié)合長慶儲氣庫壓力測試、流體監(jiān)測、生產(chǎn)動態(tài)等資料，對長慶儲氣庫進(jìn)行儲層連通性分析，為后期井位部署、開發(fā)指標(biāo)預(yù)測等提供依據(jù)。

儲氣庫；連通性；壓力梯度；流體組分；生產(chǎn)動態(tài)

長慶儲氣庫位于靖邊氣田中區(qū)西部陜X井區(qū)，含氣面積19.3 km2。儲層為下古生界奧陶系馬家溝組五1段，是碳酸鹽巖性圈閉氣藏，氣藏埋深3470m～3 480 m，平均原始地層壓力30.4 MPa。庫區(qū)內(nèi)投產(chǎn)直井3口，2013-2014年新鉆水平井3口。庫區(qū)內(nèi)部儲層分布穩(wěn)定，邊界封閉性良好［1］，為進(jìn)一步落實庫區(qū)內(nèi)各井之間的連通性，應(yīng)用壓力梯度法、地溫梯度法、流體組分分析法、井間干擾分析法、生產(chǎn)動態(tài)分析法等儲層連通性分析方法對長慶儲氣庫儲層連通性進(jìn)行評價［2-5］。

1　壓力梯度法

按照石油工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6365-1998中的定義，壓力系統(tǒng)是指受同一壓力源控制的、能相互影響和傳遞壓力的儲集層統(tǒng)一體，在同一壓力系統(tǒng)內(nèi)，原始地層壓力與氣藏埋深應(yīng)具有良好的線性關(guān)系：pi=αH+β。其中：pi為氣藏中部原始地層壓力；H為氣藏中部海拔；α為氣藏壓力梯度；β為截距。

根據(jù)氣藏工程基本理論可知，α取決于天然氣密度；β決定氣藏是否為同一壓力系統(tǒng)，即β不同，壓力系統(tǒng)不同。當(dāng)缺乏這種關(guān)系式時，各井折算到同一基準(zhǔn)面深度的原始地層壓力值、壓力因數(shù)相同或接近也是重要的判斷依據(jù)。

庫區(qū)內(nèi)三口直井投產(chǎn)前進(jìn)行了原始壓力梯度測試，根據(jù)測試結(jié)果繪制壓力梯度圖（見圖1、圖2）。

圖1　庫區(qū)3口井原始壓力梯度圖

圖2　庫區(qū)3口井原始壓力梯度圖（折算至2003年）

三口井的原始地層壓力與深度匯總（見表1），其中深度選取的是主力產(chǎn)層馬五13的平均厚度。GY井投產(chǎn)前陜X井累計產(chǎn)氣7 099.44×104m3，按照目前區(qū)塊動儲量評價結(jié)果，折算區(qū)塊地層壓力29.4 MPa；GY井試氣測試（2003/6/24）氣層中深壓力為30.4 MPa，投產(chǎn)前（2003/9/2）測得氣層中深壓力為29.25 MPa，說明陜X井連續(xù)生產(chǎn)對GY井原始地層壓力下降影響明顯，可見彼此連通，同時由壓力梯度圖可以看出三口井折算到同一時間點壓力梯度基本重合，可以認(rèn)為其處在一個壓力系統(tǒng)內(nèi)。

表1　陜X井區(qū)3口井地層壓力與海拔數(shù)據(jù)表

陜X井區(qū)分別于2012年、2014年開展整體關(guān)井測壓，通過壓力梯度分析，三條梯度線基本重合，進(jìn)一步說明陜X庫區(qū)屬于同一壓力系統(tǒng)（見圖3、圖4）。

圖3　庫區(qū)3口井2012年測試壓力梯度圖

圖4　庫區(qū)5口井2014年測試壓力梯度圖

2　地溫梯度法

在同一壓力系統(tǒng)中，各井應(yīng)具有相同的溫度場和同樣的地溫梯度。陜X庫區(qū)三口直井2012年進(jìn)行整體關(guān)井測壓，根據(jù)測試結(jié)果繪制地溫梯度曲線圖，從圖中可以看出地溫梯度線基本重合；2014年整體進(jìn)行關(guān)井測壓，根據(jù)測試結(jié)果繪制地溫梯度曲線圖，從圖中可以看出，三口直井和兩口水平井地溫梯度線也基本重合，因此可以判斷這五口井屬同一壓力系統(tǒng)（見圖5、圖6）。

圖5　庫區(qū)3口井2012年測試地溫梯度圖

圖6　庫區(qū)5口井2014年測試地溫梯度圖

3　流體組分分析法

在同一壓力系統(tǒng)中，各井氣體組分相近。實際氣田中氣井一般有多個產(chǎn)層且各井氣層不完全一致，故各井組分含量必定在一定區(qū)間變化，如果氣井產(chǎn)層復(fù)雜，氣體組分變化也會比較大。不同壓力系統(tǒng)中氣體組分可能相近，因此該方法是儲層連通的必要條件，而不是充分必要條件。當(dāng)?shù)貙訅毫σ罁?jù)不足時，組分含量可能是重要的判斷依據(jù)。

根據(jù)庫區(qū)內(nèi)三口直井的氣體組分?jǐn)?shù)據(jù)（見表2），從表2中可以看出He組分在GY、GZ、陜X三口井中含量基本處在0.25～0.27范圍內(nèi)，CH4含量基本處在92.95～93.48范圍內(nèi)，C2H6含量基本處在0.321～0.387范圍內(nèi)，CO2含量基本處在5.88～6.353范圍內(nèi)，氣體組分含量基本一致，具備處于同一壓力系統(tǒng)的必要條件。

表2　2003年三口井各組分含量統(tǒng)計表

4　井間干擾分析法

在同一個儲層連通體內(nèi)，鄰井的開發(fā)會對其他井產(chǎn)生干擾，如新井投產(chǎn)、工作制度的改變，相鄰井會見到干擾信息，從而判斷儲層是否連通。

長慶儲氣庫三口水平井其中靖平X1、靖平X2、靖平X3井于2013年、2014年完鉆，其測試靜壓分別為11.90 MPa、20.41 MPa、9.53 MPa，遠(yuǎn)低于庫區(qū)原始地層平均壓力30.4 MPa，表明老井的生產(chǎn)對新投產(chǎn)的水平井產(chǎn)生了影響，庫區(qū)為同一壓力系統(tǒng)。但是靖平X2井的壓力相對于靖平X1井、靖平X3井高，分析認(rèn)為該井附近可能存在低滲帶，使該井受老井生產(chǎn)的影響較小。

圖7　庫區(qū)三口直井產(chǎn)量數(shù)據(jù)圖

圖8　陜X井套壓曲線圖

庫區(qū)內(nèi)三口直井，在2008年4月生產(chǎn)期間，以陜X井為生產(chǎn)觀察井，GY井和GZ井關(guān)井，觀察生產(chǎn)井的產(chǎn)量、套壓情況（見圖7、圖8）。從圖7中可以看出，陜X井生產(chǎn)正常，如果其不受到鄰井干擾，則其套壓應(yīng)該下降，而從圖8中看出其套壓逐漸上升，且無跌落過程，圖中趨勢線顯示其壓力整體呈上升趨勢，表明其受到了GY井和GZ井能量的補(bǔ)充，表明其處在同一個壓力系統(tǒng)內(nèi)，即庫區(qū)內(nèi)連通。

5　生產(chǎn)動態(tài)分析法

在充分利用庫區(qū)動態(tài)監(jiān)測資料，選擇一口井作為激動井，其他井作為觀察井，利用注采試驗，改變激動井的生產(chǎn)情況，同時連續(xù)監(jiān)測觀察井地層壓力變化情況，判斷鄰井受到干擾情況，從而分析儲層連通情況。

5.1GY井臨時注采試驗

長慶儲氣庫于2012年開展先導(dǎo)性注采試驗，庫區(qū)內(nèi)三口老井從2012年4月開始關(guān)井恢復(fù)壓力。GY井用作激動井，于2012年9月27日開始注氣，GY井注氣初期井口壓力10.0 MPa，注氣量5.7×104m3/d。截止到12月16日注氣81 d，累計注入氣量614.9×104m3，日均注氣量7.6×104m3。2012年12月27日開始采氣，截止到2013年3月29日關(guān)井采氣93 d，累計采氣616.7× 104m3，日均采氣量6.6×104m3。

為了研究庫區(qū)儲層連通性，選擇庫區(qū)老井陜X井和GZ井作為觀察井關(guān)井，注氣前井底下入存儲式壓力計連續(xù)監(jiān)測井底壓力變化情況。根據(jù)壓力數(shù)據(jù)分析其受到GY井注采生產(chǎn)干擾情況（見表3）。

表3　GZ和陜X井見到干擾數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

GZ井與GY井井口直線距離約2.9 km，GZ井自2012年4月21日關(guān)井后壓力恢復(fù)速率逐漸趨于穩(wěn)定，GY井2012年9月26日開始注氣，注氣開始第5天壓力恢復(fù)速率明顯上升，判斷該井見到注氣干擾；GY井2012年12月26日開始采氣，采氣開始第6天壓力恢復(fù)速率明顯降低，判斷見到采氣干擾。

陜X井與GY井井口直線距離約2.9 km，陜X井自2012年4月19日關(guān)井后壓力恢復(fù)速率逐漸趨于穩(wěn)定，GY井2012年9月26日開始注氣，注氣開始39 d壓力恢復(fù)速率有所上升，判斷該井見到注氣干擾；GY井2012年12月26日開始采氣，采氣開始后42 d壓力恢復(fù)速率明顯下降，判斷見到采氣干擾。

GY井臨時注采試驗取得的認(rèn)識：GZ井和陜X井在GY井注采氣期間均受到干擾，表明庫區(qū)老井井間連通性較好；陜X井受到干擾時間較長，壓力傳播速度較GZ井方向慢，表明GY井到陜X井方向局部物性較差。

5.22015年夏季注氣干擾試驗

長慶儲氣庫于2015年開展首輪注采試驗，6月5日靖平X1和靖平X3井開始注氣，靖平X2井于9月至10月進(jìn)行水平段改造，10月21日開始注氣，截至2015年11月3日關(guān)井累計注氣151 d，累計注氣量1.38×108m3。

為了分析注采水平井和庫區(qū)老井儲層之間的連通性和注氣過程地層壓力分布情況，在庫區(qū)內(nèi)開展干擾試井。選取注采水平井為激動井開井生產(chǎn)，庫區(qū)老井GY、陜X、GZ井為觀察井，注氣前井底下入連續(xù)存儲式壓力計連續(xù)監(jiān)測井底壓力變化情況。根據(jù)壓力監(jiān)測數(shù)據(jù)分析老井受到注采水平井注氣干擾情況（見表4）。

表4　長慶儲氣庫首輪注氣三口老井見到干擾數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

GY井從2015年3月20日關(guān)井后壓力恢復(fù)速率逐漸趨于穩(wěn)定，靖平X1井和靖平X3井注氣前井底壓力為7.99 MPa，注氣后第5天壓力恢復(fù)速率明顯上升，井底壓力為8.01 MPa，判斷該井見到注氣干擾。

陜X井從2015年3月20日關(guān)井后壓力恢復(fù)速率逐漸趨于穩(wěn)定，靖平X1井和靖平X3井注氣前井底壓力為6.79 MPa，注氣后第6天壓力恢復(fù)速率明顯上升，井底壓力為6.87 MPa，判斷該井見到注氣干擾。

GZ井從2015年3月20日關(guān)井后壓力恢復(fù)速率逐漸趨于穩(wěn)定，靖平X1井和靖平X3井注氣前井底壓力為7.29 MPa，于注氣第12天壓力恢復(fù)速率明顯上升，井底壓力為7.35 MPa，判斷該井見到注氣干擾。

從長慶儲氣庫各井間的距離分析，判斷GY井主要受到靖平X1井注氣干擾，陜X井主要受到靖平X3井注氣干擾，GZ井主要受到靖平X1井的干擾，受到靖平X3井的干擾較小。

靖平X2井于9月至10月進(jìn)行水平段再次改造，10月21日開始注氣，注氣量130×104m3/d，靖平X1注氣量由35×104m3/d降到22×104m3/d，靖平X3井注氣量由50×104m3/d降到28×104m3/d，日注氣量減少較大，GY井和陜X井壓力恢復(fù)速率有所下降，GZ井壓力恢復(fù)速率上升明顯，表明靖平X2井注氣后對GZ井干擾較大，說明靖平X2井改造后改善了井筒附近儲層物性，庫區(qū)內(nèi)老井和注采水平井之間儲層整體連通。

6　結(jié)論與認(rèn)識

本文總結(jié)分析了儲層連通性評價的多種技術(shù)方法，結(jié)合長慶儲氣庫壓力測試、動態(tài)監(jiān)測、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等資料對庫區(qū)內(nèi)儲層連通性進(jìn)行分析，結(jié)果表明庫區(qū)儲層連通性較好，為后期井位部署、開發(fā)指標(biāo)預(yù)測及同類型儲層連通性評價提供借鑒經(jīng)驗。

［1］劉能強(qiáng).實用現(xiàn)代試井解釋方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.

［2］莊惠農(nóng).氣藏動態(tài)描述和試井［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［3］代金友，齊恩廣，等.靖邊氣田馬五1+2古巖溶氣藏儲層連通性研究［J］.特種油氣藏，2008，15（6）：27-31.

［4］劉琦，補(bǔ)成中，等.低滲氣藏連通性分析新方法的應(yīng)用及認(rèn)識［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2014，8（6）：27-30.

［5］雷群，萬玉金，等.生產(chǎn)動態(tài)分析理論與實踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

The research on reservoir connectivity evaluation techniques in Changqing gas storage

TANG Jing1，LIU Xiaolong2，LV Jian1，ZHANG Yingdong1，F(xiàn)U Jianglong1，ZHAO Changyun1
（1.Gas Storage Management Agency of PetroChina Changqing Oilfield Company，Jingbian Shanxi 718500，China；2.Mining Services of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

The reservoir of Changqing gas storage is the lower Paleozoic carbonate rock strata. It is hard to determine the reservoir connectivity because of tis strong heterogeneity.This paper mainly applied the method of pressure gradient and geothermal gradient，fluid group analysis method，interwell interference analysis method and production dynamic analysis to analyze the reservoir connectivity of Changqing gas storage，combined with Changqing gas storage pressure test，fluid monitoring and production performance data，which provide the basis for the late well location deployment and development index prediction.

gas storage；connectivity；pressure gradient；fluid group；production dynamic

TE822

A

1673-5285（2016）10-0066-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.016

2016－08-22

湯敬（1987-），2012年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事氣藏型儲氣庫項目建設(shè)和生產(chǎn)運(yùn)行管理工作，郵箱：tjing1_cq@petrochina.com.cn。