陜224 儲氣庫注采井注采能力影響因素分析

呂 建，李眉揚，湯 敬，李 婷，付江龍，薛 偉

（中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊 718500）

利用衰竭氣藏建設儲氣庫具有儲存量大、經濟合理、安全系數大等優點。自2010 年起，在長慶氣區已開采氣藏建設儲氣庫，優選榆林氣田南區上古砂巖氣藏和靖邊氣田陜224 井區下古碳酸鹽巖氣藏建設先導試驗區[1]。目前兩座儲氣庫均已建成，2011-2013 年榆林南儲氣庫先導試驗區已開展兩輪注采試驗，陜224 儲氣庫準備開展首輪注采試驗。

陜224 井區為碳酸鹽巖氣藏，井區較小，采出程度高，老井均為直井，單井產量較高，但含有硫化氫，對改建儲氣庫帶來巨大挑戰，需開展注采試驗落實酸性氣體在注采過程中的變化規律。因注采井設置為大井眼水平井，產能預測沒有經驗依據，注采水平井注采能力不明確，產能影響因素不落實，不利于開展注采試驗，同時注采能力是影響儲氣庫規模的決定性因素。因此，需分析陜224 儲氣庫注采井注采能力影響因素，針對產能影響因素，提出改善措施，提高注采井注采能力。

1 陜224 儲氣庫概況

1.1 陜224井區基本情況

陜224 井區位于靖邊氣田中區西部，含氣面積19.3 km2，地理位置位于陜西省靖邊縣海則灘鄉和內蒙古自治區河南鄉，地表為沙漠、丘陵，地勢相對平坦，海拔1 200 m～1 400 m。該井區構造簡單，為相對平緩的西傾單斜，地層傾角約在0.15°～0.5°，馬五13氣層埋深3 450 m 左右；其沉積相單一，主要為潮上含膏云坪；儲層巖性以泥-細粉晶白云巖為主，另外含有含泥云巖、含灰云巖、灰質云巖以及次生灰巖等；主力儲層馬五1+2以成層分布的溶蝕孔洞為主要儲集空間，見少量晶間微孔，網狀微裂縫為主要滲濾通道；氣體組分表現為含硫型干氣氣藏，地層水為弱酸性CaCl2水型。氣藏密封性評價表明陜224 井區儲層封閉性較好，具備建設儲氣庫的封閉條件。

1.2 陜224 儲氣庫基本情況

陜224 儲氣庫功能定位為季節調峰，設計庫容量10×108m3，工作氣量達到5×108m3，平均注氣規模240×104m3/d，平均產氣規模400×104m3/d。

陜224 儲氣庫共部署注采水平井3 口，設計水平段長度1 500 m，注采水平井井身結構采用Ф508.0 mm表套+Ф339.7 mm 技術套管+Ф244.5 mm 生產套管+Ф139.7 mm 篩管完井；水平段鉆井液采用強抑制全酸溶無傷害暫堵完井液體系，儲層改造工藝采用連續油管酸化改造工藝。

2 注采水平井實施情況

2013 年完鉆、試氣完井1 口靖平XX-X-1 井。靖平XX-X-1 井于2013 年5 月14 日完鉆，完鉆井深5 329 m，水平段長1 652 m，有效儲層鉆遇率66.9 %；2013 年8 月26 日完成試氣作業，測試靜壓11.90 MPa，流壓7.19 MPa，產氣量5.758 8×104m3/d，計算無阻流量7.652 6×104m3/d。

2014 年完鉆、試氣完井2 口：靖平XX-X-2 和靖平XX-X-3。靖平XX-X-2 井于2014 年10 月23 日完鉆，完鉆井深4 887 m，水平段長度1 177 m，有效儲層鉆遇率76 %。由于施工過程中連續油管下放遇阻，該井實際連續油管下入深度3 953.0 m，下入水平段長度243.0 m。2014 年12 月17 日至12 月20 日對該井采用單點法測試求產，測得地層中部靜壓為24.66 MPa。在流壓20.02 MPa 下，井口產量4.678 6×104m3/d，計算無阻流量13.122 9×104m3/d。靖平XX-X-3 井于2014 年4 月22 日完鉆，完鉆井深5 215 m，水平段長度1 500 m，有效儲層鉆遇率62.2 %。2014 年7 月1 日完成試氣作業，測試靜壓9.53 MPa，流壓7.12 MPa，產氣量5.649×104m3/d，無阻流量9.489 9×104m3/d。

3 注采井注采能力影響因素分析

3.1 地質因素

靖邊氣田水平井產能影響因素主要有地層壓力、滲透率、有效厚度、水平段長度和表皮系數，儲層各向異性和偏心距因儲層有效厚度較薄（2 m～5 m）影響不大。

目前注采水平井只開展了短期“一點法”試氣和目前地層壓力情況下的短期放壓生產，生產動態不足以反映氣井真實的產能，且無測井綜合解釋資料及試井資料，對儲層發育認識僅局限于現場錄井資料和3 口老井生產、試井資料，因此，本次分析從注采井錄井、試氣資料和3 口老井試井資料分析注采水平井產能影響因素[2]。

3.1.1 剝蝕區對注采水平井產能的影響 靖平XXX-1 井鉆遇炭質泥巖，判斷進入本溪底部，側鉆后垂深下降2.8 m 后在儲層內，說明地層剝蝕至馬五12段；靖平XX-X-2 井兩次斜井段均發現本溪地層加厚，說明下古地層存在剝蝕，初步判斷露出馬五12。靖平XX-X-3 井自4 261 m 鉆遇大段鋁土質泥巖，判斷為本溪底部泥巖，說明沿水平段方向目的層上部地層存在剝蝕，部分位置地層剝蝕至五12段。

水平段鉆遇剝蝕區導致水平段鉆遇較大段非儲層段，致使3 口注采水平井有效儲層厚度減少、儲層鉆遇率降低，降低了注采水平井注采能力。靖平XX-X-1 井水平段長1 652 m，有效儲層長1 105 m，有效儲層鉆遇率66.9 %；靖平XX-X-2 井水平段長1 177 m，有效儲層長894 m，有效儲層鉆遇率76 %；靖平XX-X-3井水平段長1 500 m，有效儲層長933 m，有效儲層鉆遇率62.2 %。

針對地質認識問題，建議加強地質研究和儲層精細化描述，最大可能的準確預測地質模型，指導注采井的實施，確保實施效果。

3.1.2 地層壓力對注采水平井產能的影響 通過壓力測試，3 口注采井和3 口老井目前地層壓力已降至8.40 MPa（除靖平XX-X-2 井壓力異常外），比區塊原始地層壓力下降22.0 MPa（見表1），注采井產能受到較大影響，除XX-X-2 井外平均無阻流量降至8.57×104m3/d，比區塊內老井直井平均無阻流量低較多，采氣產能下降較大，但注氣能力增強（見圖1）。

表1 陜224 儲氣庫壓力測試統計表

圖1 無阻流量隨地層壓力下降曲線模擬圖

3.1.3 靖平XX-X-2 井壓力異常對注采水平井產能的影響 通過試氣發現該井壓力異常，靖平XX-X-1 井井口壓力7.80 MPa、靖平XX-X-2 井井口壓力18.80 MPa、靖平XX-X-3 井井口壓力6.80 MPa，井口壓力相差較大。通過復查該井鉆井實施、兩次回填側鉆、地質導向、試氣等過程資料，分析認為壓力異常可能是非目的層氣藏竄入、目的層氣藏本身壓力異常兩種可能性，非目的層氣藏竄入可能為本溪組上部氣藏、馬五12或馬五14氣藏竄入。綜合分析認為：（1）該井目前地層壓力異常是本溪組砂巖氣藏竄入的可能性較大；（2）由于該井試氣改造程度有限，綜合老井及水平井實施情況認為該井近井地帶受泥漿侵入影響導致儲層連通性下降，三口注采井主力儲層相互連通，但關井條件下短期內難以達到地層壓力平衡。

該井的壓力異常，對儲氣庫注采生產組織帶來困難，3 口井在低注氣壓力下無法同時注氣，致使儲氣庫初期注氣能力下降，但采氣能力有所增加。

3.2 鉆井因素

綜合考慮注采水平井鉆井工程實施過程，主要存在兩個方面問題對注采井儲層造成較大的傷害，一定程度的降低了注采水平井的注采能力。

3.2.1 較高的鉆井液密度對儲層傷害較大 3 口注采井為大井眼水平井，鉆井工藝難點大，加之地質情況出現較大變化，鉆遇支潛溝，導致鉆遇較長段的泥質巖性段，井壁出現不同程度的垮塌、卡鉆，造成鉆井復雜。為了保障鉆井液具有強抑制防塌性，有效解決儲層泥巖夾層的垮塌，采取提高鉆井液性能的方式提高抑制防塌性。注采井設計鉆井液密度1.02 g/cm3～1.08 g/cm3，水平段初期鉆井液密度為1.20 g/cm3～1.32 g/cm3，鉆遇復雜后提高泥漿密度為1.29 g/cm3～1.55 g/cm3，靖平XX-X-2 井最高提升至1.55 g/cm3（見表2）。

注采水平井目前地層壓力為8.5 MPa～9.5 MPa，壓力系數0.28，水平段較高的泥漿密度、大的壓差使得儲層產生了應力敏感傷害。

3.2.2 鉆井、完井周期長對儲層傷害較大 注采井鉆井、完井周期過長，尤其是完井周期，基本在36.4 d～53.5 d（見表3），高密度的泥漿性能下，加之鉆井工程中的起下鉆、鉆具摩擦等因素，長時間侵泡，使得低壓儲層受到較大程度的傷害，產生水鎖傷害和壓力敏感傷害，近井地帶儲層受到污染，儲層滲透率在一定程度上降低。

表2 注采井水平段鉆井液性能統計表

表3 注采井鉆井周期統計表

針對以上問題，建議加強儲層保護技術研究，優選適合低壓儲層的鉆井液體系[3]，減少在施工過程中對儲層的傷害；另一方面，提高鉆井、完井速度，尤其是打開儲層的水平段施工和完井施工，如優選鉆具組合和鉆頭，實現快速鉆進，強化完井工序組織，減短完井周期等。

3.3 試氣因素

為了保護儲氣庫蓋層密封性，陜224 儲氣庫注采井采用連續油管均勻布酸酸洗工藝，簡單解除泥漿污染。通過現場施工，存在以下施工問題[4]（見表4）。

（1）50.8 mm 連續油管在下入過程中，頻頻遇阻，導致連續油管無法下入井底，僅靖平XX-X-3 井實現全井段酸洗；靖平XX-X-1 井下深4 713 m，有616 m水平段無法酸洗；靖平XX-X-2 井僅在下入遇阻過程中布酸解阻注酸47 m3，有934 m 水平段無法酸洗。

（2）布酸過程中，布酸工作壓力較低（靖平XX-X-1最高25 MPa），酸壓深度有限，無法保障酸化幅度。

針對以上問題，建議優化酸洗工藝設備，盡可能實現全井段布酸酸洗；另一方面，優化改造工藝，考慮在保障蓋層密封性的前提下，選擇最大程度解放儲層的改造方式，如控制工作壓力的酸壓改造，既保證了酸洗改造深度、幅度，也保障了注采井初期的注采能力。

4 結論

本文通過下古氣藏儲氣庫注采井注采能力影響因素主要是受地質、鉆井、試氣等三個方面影響[5]。其中，地質因素主要是受到區塊剝蝕區及目前地層壓力的影響；鉆井因素主要是鉆井液密度大、鉆井、完井周期長導致儲層產生水鎖傷害和壓力敏感傷害；試氣因素主要是目前酸洗連續油管下深和布酸工作壓力限制。針對以上注采井注采能力影響因素提出改善的有效方法及措施，提高注采井注采能力，為陜224 儲氣庫注采試驗做準備。

表4 注采井連續油管布酸施工情況表

［1］ 蘭義飛，王東旭，何磊，等.靖邊氣田水平井產能影響因素分析［J］.低滲透油氣田，2009，（1）：50-54.

［2］ 李曉平，劉啟國，趙必榮.水平氣井產能影響因素分析［J］.天然氣工業，1998，18（2）：53-56.

［3］ 趙巍，王勇茗，高云文，等.靖邊氣田水平井下古生界儲層保護鉆井液研究與應用［J］.石油天然氣學報，2013，（3）：231-233.

［4］ 楊樹合，何書梅，季靜，等.地下儲氣庫評價設計方法及應用［J］.新疆地質，2002，20（3）：271-273.

［5］ 肖學蘭.地下儲氣庫建設技術研究現狀及建議［J］.天然氣工業，2012，32（2）：79-82.