呼圖壁儲氣庫邊底水水侵前緣動用及注采風險評價

廖偉，劉國良，李欣潞，張赟新，鄭強，陸葉

（中國石油 新疆油田分公司 呼圖壁儲氣庫作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

近些年來，中國加快了地下儲氣庫的建設(shè)，儲氣庫在冬季天然氣調(diào)峰、戰(zhàn)略儲備等方面發(fā)揮了重要作用[1-7]。目前，中國由天然氣藏轉(zhuǎn)建的儲氣庫基本為水侵型衰竭氣藏，深入研究水侵型儲氣庫水侵前緣動用能力，提出動用政策，對改善儲氣庫注采運行效果具有重要意義[8-12]。

隨著儲集層壓力降低，水侵型儲氣庫的邊底水周期性侵入儲集層，且水侵前緣的運移受儲集層非均質(zhì)性、儲集層壓力、注采強度等因素的影響大。地層水是否平穩(wěn)運移，對氣水過渡帶寬度影響極大，直接影響儲氣空間動用效率[13-15]。前人針對氣水互驅(qū)導致的注氣損耗，提出了水侵型儲氣庫多周期注采能力預(yù)測模型[16]；為確定水侵型儲氣庫初期投產(chǎn)的配注量，建立了以物質(zhì)平衡原理為基礎(chǔ)、以氣水界面穩(wěn)定運移臨界流速為約束的配注量確定方法[17]；以二項式產(chǎn)能方程為基礎(chǔ)，建立了基于有效滲透率的儲氣庫單井增產(chǎn)潛力模型[18]；利用吸吮-排驅(qū)相滲評價技術(shù)和多次注采循環(huán)核磁共振技術(shù)，研發(fā)了水侵型儲氣庫的物理模擬實驗裝置，揭示了多周期水侵過程中氣水運移微觀機理[19]。但是，對水侵型儲氣庫水侵前緣動用政策以及動用風險評價的研究仍然較少。

本文以呼圖壁儲氣庫為例，分析了邊底水儲氣庫水侵前緣恢復(fù)動用的可行性，提出了儲氣庫水侵前緣動用對策，建立了影響注采井水侵的動、靜態(tài)參數(shù)評價指標體系，制定了邊底水儲氣庫水侵預(yù)警機制。

1 呼圖壁儲氣庫概況

呼圖壁儲氣庫由帶邊底水砂巖氣藏改建而成，位于準噶爾盆地南緣沖斷帶霍瑪吐背斜帶東段，受喜馬拉雅運動的擠壓應(yīng)力作用，構(gòu)造形態(tài)為近東西向展布的長軸斷背斜[20]，東西長約20.0 km，南北寬約3.5 km，構(gòu)造閉合高度約180 m。構(gòu)造內(nèi)部主要發(fā)育3 條北西—南東走向、南西傾向的大型逆斷裂，分別為呼圖壁斷裂、呼圖壁北斷裂和呼001井北斷裂（圖1），均斷穿了儲集層和直接蓋層，其中，呼圖壁斷裂和呼圖壁北斷裂向上斷穿了新近系安集海河組區(qū)域蓋層。儲氣庫儲集層為古近系紫泥泉子組，頂界埋深約3 500 m，包括紫泥泉子組二段一砂組和二砂組，巖性以細砂巖和粉砂巖為主，厚度約120 m。其中，一砂組的平均孔隙度為16.40%，平均滲透率為39.3 mD；二砂組的平均孔隙度為18.13%，平均滲透率為31.7 mD。氣藏直接蓋層為紫泥泉子組三段泥巖，厚度約150 m；氣藏區(qū)域蓋層為新近系安集海河組泥巖，厚度約870 m。氣藏屬于受構(gòu)造和巖性控制的具邊底水凝析氣藏，驅(qū)動類型以凝析氣的彈性膨脹能量為主，建庫前氣藏西部低部位具邊水弱水侵。

呼圖壁儲氣庫2013 年建成投運，設(shè)計運行壓力為18.0～34.0 MPa，設(shè)計庫容量為107.0×108m3。儲氣庫現(xiàn)有35口注采井，共經(jīng)歷了7個注采周期，總體運行平穩(wěn)，注采氣量逐步增大，地層壓力穩(wěn)步提升。截至第七周期，累計注氣113.8×108m3，累計采氣78.2×108m3，庫存量為99.8×108m3，達容率為93.2%。

2 水侵區(qū)及氣水前緣動用的可行性

呼圖壁儲氣庫水體不活躍，水體能量有限，水侵區(qū)域局限于H2002 井以西構(gòu)造低部位（圖1），面積為2.41 km2。儲氣庫擴容過程具有先快后慢的特點，主要擴容在建庫前純氣區(qū)和氣驅(qū)水純氣區(qū)，即儲氣庫中部及東部主體區(qū)域，加大周期注氣量。第一到第三注采周期，儲氣庫地層壓力低，注入氣以彌補虧空空間為主，有效庫容量增加較快；第四注采周期起，隨著儲氣量增多，地層壓力提高，不同周期的有效庫容量隨壓力變化的趨勢基本一致，增容幅度變?。▓D2），單位壓力下庫容的變化量，即彈性庫容率變化也很小，表明儲氣庫擴容難度增大。只有通過水侵區(qū)（儲氣庫西區(qū)低部位區(qū)域）的恢復(fù)動用，才能達到儲氣庫擴容的效果。投產(chǎn)的35 口注采井，整體上產(chǎn)水量及水氣比均較低，水氣比保持在1.0 g/m3左右。從第三周期開始，在西區(qū)位于水侵前緣的H13 井實施低氣量試注和試采，從第三至第七周期實現(xiàn)了連續(xù)注采氣，累計注氣1.37×108m3，累計采氣0.90×108m3，平均日注氣23.03×104m3，平均日采氣22.91×104m3。表明儲氣庫西部構(gòu)造低部位注采井整體利用風險較小，為水侵區(qū)的有效動用提供了依據(jù)。

與2012年建庫前含氣飽和度相比，通過7個周期注采，到2019 年的第七注采周期末，呼圖壁儲氣庫西區(qū)水侵區(qū)含氣飽和度增大，氣驅(qū)擴容顯著（圖3）；東區(qū)受地層非均質(zhì)性和氣水滲流能力差異影響，局部存在氣竄，氣驅(qū)水現(xiàn)象明顯，含氣飽和度增加，北區(qū)也存在微弱擴容。位于華北地區(qū)的蘇橋儲氣庫為典型的水驅(qū)氣藏型儲氣庫，其多周期注采結(jié)果表明，由于注采井注采速度和儲集空間物性的差異，氣水過渡帶寬度為50～200 m。因此，針對呼圖壁儲氣庫西區(qū)水侵區(qū)的地質(zhì)條件及地層壓力狀況，采取合理的注采政策，水侵區(qū)及氣水前緣具有恢復(fù)可動用性，具備繼續(xù)擴容潛力。

3 水侵區(qū)及水侵前緣動用對策

3.1 水驅(qū)前緣位置的確定

在現(xiàn)場注氣過程中，對氣體進行了示蹤劑標識，采用氣相色譜儀測量產(chǎn)出氣體中示蹤劑濃度的變化[21]。將該數(shù)據(jù)輸入示蹤劑數(shù)值模擬器（CMGSTAR），對歷史擬合數(shù)據(jù)進行校正[22]。根據(jù)示蹤劑濃度的變化，對注入氣體進行標識，從而識別注氣前緣形態(tài)及變化趨勢。

利用示蹤劑實時追蹤注氣前緣推進發(fā)現(xiàn)，注氣初期地層壓力低，注入氣體迅速擴散，井眼周圍注入氣濃度高，隨著注入時間增加，地層壓力逐步增大，注入氣擴散變緩；由于儲集層物性差異，注入氣影響范圍具有選擇性和方向性，氣藏邊部區(qū)域由于構(gòu)造較平緩，容易出現(xiàn)指進現(xiàn)象，需要減緩注氣速度。利用單井不穩(wěn)定模型參數(shù)和數(shù)值模擬，確定氣水前緣位置，制定單井注采方案，克服了平面非均質(zhì)性的影響，注入氣體逐漸向西部和東部擴散（圖3），有效動用了水侵區(qū)，增大了儲氣庫容積。

3.2 滲流能力的提高

呼圖壁儲氣庫地層傾角僅5°左右，重力作用可以忽略，驅(qū)替主要受注氣壓力的影響。在儲氣庫注氣過程中，氣水過渡帶逐漸變窄。在注入壓力的作用下，天然氣逐漸進入氣水過渡帶，隨著注入壓力的不斷增大，更多氣體進入地層巖石孔隙中，較小的孔隙也逐漸被注入的天然氣所占據(jù)，氣體在注采過程中的干燥作用，使得地層水飽和度不斷減小，含氣飽和度逐漸增大。根據(jù)巖石相滲曲線，多次注采氣相滲透率逐步提高，逐步改善了儲集層的滲流能力，有益于未利用井產(chǎn)能的提高。

以東區(qū)H1井為例，該井處在構(gòu)造較低部位，位于氣水前緣（圖1），2015年4月投產(chǎn)，第二周期到第五周期日注氣量小于30×104m3，經(jīng)過3 個周期的注氣驅(qū)替，含氣飽和度增大且氣水前緣明顯外推，氣相滲透率增加，儲集層的滲流能力增強。注采6周期后，日注氣量提高到50×104m3以上。復(fù)壓測試結(jié)果表明，通過多輪次注采吞吐后，儲集層表皮系數(shù)由8.7下降至3.2，滲流能力明顯提高。

4 儲氣庫動用后水侵風險預(yù)警

4.1 水侵風險評價指標體系

對含邊底水儲氣庫的多周期注采進行風險評價，不但需要考慮眾多的影響因素，而且需要考慮各因素的相互作用，考慮因素過多或過少，均會影響到評價結(jié)果的準確性。在調(diào)研國內(nèi)外水驅(qū)氣藏氣井見水風險評價方法及水淹型儲氣庫庫容影響因素的基礎(chǔ)上，結(jié)合呼圖壁儲氣庫運行狀況，建立了影響注采井水侵的動態(tài)參數(shù)和靜態(tài)參數(shù)評價指標體系，動態(tài)參數(shù)包括產(chǎn)水礦化度、產(chǎn)水Cl-含量、日產(chǎn)水量、生產(chǎn)水氣比、油壓、實際產(chǎn)氣量與水錐臨界產(chǎn)氣量的關(guān)系、射孔段至氣水前緣的距離等，靜態(tài)參數(shù)主要包括最低射孔層段與水侵層間是否有隔層、固井質(zhì)量等。水侵風險評價指標體系具體包括9 個評價指標，將水侵區(qū)的注采井依據(jù)水侵風險劃分為4個等級，分別為水侵高風險井、水侵中風險井、水侵低風險井及無水侵風險井（表1）。

表1 呼圖壁儲氣庫水侵風險評價指標Table 1.Indexes evaluating water invasion risk of Hutubi UGS

4.2 儲氣庫注采井水侵風險評價

依據(jù)地質(zhì)特征、注采井位置、井況等資料，參考動態(tài)監(jiān)測資料，結(jié)合注采井的注入及采出氣情況，分析第七注采周期末單井的水侵風險等級，其中，有H4井、H2 井和H11 井3 口高風險井，H3 井、H12 井、H13 井、H27 井、H28 井和H29 井6 口低風險井，其余的21 口井均為無風險井。

無水侵風險井占總井數(shù)的70%，主要位于儲氣庫的中部和東部主體部位，采氣周期內(nèi)平均日采水量小于1 t，水氣比小于4 g/m3，產(chǎn)水Cl-含量小于2 000 mg/L，射孔層段與氣水前緣距離大于1 200 m，射孔段與水層及中間段固井質(zhì)量較高，綜合評價得分小于0.40。

水侵低風險井占總井數(shù)的20%，主要位于儲氣庫的西部水侵前緣和紫泥泉子組二段第二砂層組注采井，采氣周期內(nèi)平均日采水量小于1 t，水氣比小于4 g/m3，產(chǎn)水Cl-含量小于3 000 mg/L，射孔段距離氣水前緣900～1 200 m，射孔段與水層及中間段固井質(zhì)量較高，注入氣井口壓力小于15 MPa，綜合評價得分為0.40～0.50。

水侵中風險井平均日采水量大于1 t，水氣比大于4 g/m3，產(chǎn)水Cl-含量在2 000～3 000 mg/L，射孔層段距離氣水前緣600～900 m，射孔段與水層及中間段固井質(zhì)量合格，實際產(chǎn)氣量大于水錐臨界產(chǎn)氣量，綜合評價得分為0.50～0.55。研究區(qū)無水侵中風險井。

水侵高風險井占總井數(shù)的10%，主要位于儲氣庫的西部水侵區(qū)，采氣周期內(nèi)平均日采水量大于1 t，水氣比大于4 g/m3，產(chǎn)水Cl-含量大于3 000 mg/L，射孔層段距離氣水前緣小于600 m，射孔段與水層及中間段固井質(zhì)量為合格，實際產(chǎn)氣量大于水錐臨界產(chǎn)氣量，綜合評價得分大于0.55，如果水侵區(qū)的井射孔段與水層段固井質(zhì)量不合格，直接判定為水侵高風險井。

4.3 水侵風險預(yù)警機制及抑制水侵管控

水侵風險預(yù)警機制是指根據(jù)不同水侵等級有針對性地區(qū)別管理注采井，特別是針對高風險井，通過實時跟蹤動態(tài)數(shù)據(jù)，加大動、靜態(tài)數(shù)據(jù)采集密度，并對數(shù)據(jù)進行及時分析，從而優(yōu)化與調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)，為儲氣庫有效擴容及抑制水侵前緣推進提供重要保障。

（1）根據(jù)日產(chǎn)水量和水氣比變化斷定水侵風險

根據(jù)儲氣庫7 個周期單井日產(chǎn)水量及水氣比數(shù)據(jù)統(tǒng)計（圖4），日產(chǎn)水量大于1 t且水氣比大于4 g/m3時，生產(chǎn)地層水，應(yīng)該立即關(guān)井，防止水侵進一步加重。

（2）依據(jù)Cl-識別法控制水侵速度 針對地層產(chǎn)水與凝析水的礦化度及Cl-含量不同，加強注采井水樣分析化驗，運用凝析水-混合水-邊底水的Cl-識別單井產(chǎn)水性質(zhì)，水性分析資料直接反映了該井的水侵程度，再通過排查單井生產(chǎn)地層水產(chǎn)水量大小、水氣比等情況，控制單井產(chǎn)水量，保證儲氣庫的優(yōu)良運行。

（3）依據(jù)井口壓力變化判斷水侵影響 儲氣庫7個周期注采實踐表明：正常投產(chǎn)的注采井，在注氣期隨著注入氣量的增加，井口壓力緩慢上升，注采氣壓力與油壓的差值始終能保持±0.1MPa，且油壓始終不低于15 MPa。水侵區(qū)的未利用井，在現(xiàn)場實施試注、試采過程中，由于地層水的影響，試注時油壓快速上升到注氣壓力、井口流量計無氣量顯示，在第六周期實現(xiàn)短期試注的注采井井口壓力上升的斜率為0.074 4，油壓上升速度是已投產(chǎn)井的1.6倍；在實施試采時，依據(jù)注采井與水侵前緣的不同距離，井口壓力在開井短期內(nèi)快速下降至進站門限壓力（低于10 MPa），然后無氣量產(chǎn)出，該水侵區(qū)的注采井應(yīng)該立即關(guān)井，防止水侵進一步加重。

（4）調(diào)整優(yōu)化注采速度及注采氣量，控制氣水前緣推進速度 通過示蹤劑數(shù)值模擬單井不同周期臨界產(chǎn)氣量與其距邊底水的距離，從而預(yù)測潛在水侵的注采井。依據(jù)水侵高風險井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，調(diào)整注采速度及注采氣量，采取多注、少采對策，抑制水侵速度，從而達到擴容及應(yīng)急調(diào)峰目的。以H13 井為例，數(shù)值模擬結(jié)果表明，該井臨界采氣量與其距邊底水距離正相關(guān)（圖5）。當邊底水外推至距本井1 200 m時，該井臨界采氣量為30.1×104m3/d，而實際采氣量不能大于該數(shù)值。

5 結(jié)論

（1）以呼圖壁儲氣庫為例，評價了邊底水儲氣庫氣水前緣恢復(fù)動用的可行性，并給出了儲氣庫水侵前緣動用的對策：利用示蹤劑數(shù)值模擬技術(shù)確定注氣前緣位置，通過多周期注采，提高儲集層滲流能力。

（2）建立了影響注采井水侵的動、靜態(tài)參數(shù)評價指標體系，將注采井依據(jù)水侵風險劃分為4個等級。以呼圖壁儲氣庫為例，評估目前無水侵風險井21 口，占總井數(shù)的70%，主要位于儲氣庫的中部和東部主體部位；低水侵風險井6 口，占總井數(shù)的20%，主要位于儲氣庫紫泥泉子組二段第一砂層組的西部水侵前緣和第二砂層組靠近底水區(qū)的注采井；高水侵風險井3口，占總井數(shù)的10%，主要位于儲氣庫的西部水侵區(qū)。

（3）制定了邊底水儲氣庫水侵預(yù)警機制，在生產(chǎn)管理過程中加大動態(tài)資料監(jiān)測力度，及時跟蹤中—高水侵風險井的產(chǎn)水量及水氣比變化、產(chǎn)水Cl-含量、井口壓力等，調(diào)整優(yōu)化注采速度及注采氣量，從而控制氣水前緣推進速度。