壓降試井技術(shù)在遼河油田SL儲(chǔ)氣庫中的應(yīng)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(chǔ)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(chǔ)氣庫(群)14座，形成工作氣量約114×108m3［1-2］?？萁咝蛢?chǔ)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(chǔ)層物性與累積注氣量的變化規(guī)律對于氣庫的安全運(yùn)行和科學(xué)管控極為重要。王飛等在儲(chǔ)氣庫建設(shè)前運(yùn)用壓恢試井及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法確定近井地帶儲(chǔ)層物性、邊界位置及控制儲(chǔ)量，為庫區(qū)指標(biāo)設(shè)計(jì)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(chǔ)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(chǔ)氣庫注氣期、關(guān)井期井底壓力計(jì)算方程，計(jì)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(chǔ)氣庫注采階段井筒溫度和壓力分布預(yù)測，解決了儲(chǔ)氣庫井測試作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)大、費(fèi)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(jià)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(chǔ)氣庫頻繁注采氣操作對儲(chǔ)層物性造成的影響及變化規(guī)律，在儲(chǔ)氣庫運(yùn)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(shí)間推移角度分析地層壓力和儲(chǔ)層物性隨累積注入量的變化規(guī)律，以指導(dǎo)儲(chǔ)氣庫科學(xué)安全運(yùn)行。

1 遼河油田SL儲(chǔ)氣庫概況

遼河油田SL儲(chǔ)氣庫是中國最大的氣頂油環(huán)邊底水儲(chǔ)氣庫，構(gòu)造上位于雙臺(tái)子斷裂背斜帶的主體部分，構(gòu)造面積約15 km2。設(shè)計(jì)運(yùn)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(chǔ)氣庫2014年4月開始運(yùn)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(yùn)行初期至今，每個(gè)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(chǔ)層物性、油藏模型隨注入量的變化規(guī)律，為儲(chǔ)氣庫制定科學(xué)注采方案及安全運(yùn)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(chǔ)氣庫運(yùn)行過程中，監(jiān)測停注后井底壓力隨時(shí)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(jì)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(gè)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(shí)120 h。4年實(shí)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(shí)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(shí)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(chǔ)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(dòng)階段，表現(xiàn)為“井筒儲(chǔ)集+表皮+均質(zhì)+無限大”油藏模型特征。解釋得到儲(chǔ)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(chǔ)集和表皮效應(yīng)，過渡段持續(xù)時(shí)間短，很快出現(xiàn)徑向流動(dòng)段，反映近井地帶儲(chǔ)層流度得到改善，表現(xiàn)為“變井筒儲(chǔ)集+表皮+均質(zhì)+無限大”油藏模型特征。解釋得到儲(chǔ)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(chǔ)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(dòng)段，表現(xiàn)為“變井筒儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)集階段持續(xù)時(shí)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(chǔ)層物性得到改善，有效滲透率增加，氣體流動(dòng)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(dòng)，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(jì)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(chǔ)氣庫處于8～26 MPa安全運(yùn)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(gè)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(chǔ)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(chǔ)氣庫正常運(yùn)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(jì)算近井儲(chǔ)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(shí)間延長及累積注氣量增加，SL儲(chǔ)氣庫儲(chǔ)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(gè)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(chǔ)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(yùn)行及科學(xué)管控。