長春油田地下儲氣庫監測方案

唐明山

（中國石油吉林油田分公司勘探部 吉林松原 138000）

1 氣庫監測體系的建立

1.1 建立全方位、立體化監測體系

（1） 對氣庫蓋層、斷層、井壁的密封性監測，星6斷塊利用老井A4-8來監測A4井斷層的封閉性，2A6-8、2A4-6井監測蓋層封閉性；

（2）對氣庫內壓力場、溫度場、流體場的監測，對氣庫含氣范圍外的壓力、流體監測，目的是判斷庫容量的變化；

（3）對注采井生產能力、井流物性質監測；

（4）對儲層物理、化學性質的監測等。

1.2 建立全過程、永久化的監測體系

（1）氣庫建設前期的監測，包括靜、動態參數、老井井況，流體性質及分布；

（2）氣庫建設過程的監測，包括鉆井、完井、錄井、測井、試油等過程的資料錄取；

（3）氣庫建設后的監測，包括生產過程中的動靜態參數的監測等。

1.3 建立全范圍、動態化的井點監測體系

（1）利用斷層附近觀測井，對斷層的封閉性進行監測；

（2）對氣庫內的靜、動態參數進行監測；

（3）利用油水邊界鄰近的井進行水域壓力和氣體是否泄漏性監測。

2 監測內容

2.1 氣庫建設前的監測與資料錄取

氣庫建設前的階段是指鉆井之前，主要監測內容有：

（1）由于該區大部分井已停產，且后期測壓資料缺乏，因此要求鉆井前在長春氣庫星6斷塊區域內選擇2口老井進行測壓，以了解氣庫整體壓力情況，為鉆井、完井過程中油層保護提供準確信息；

（2）為了解氣井管柱腐蝕程度和固井質量，測試老井可利用程度，對氣庫內所有可利用老井進行壓力測試及相應檢修工作。

2.2 氣庫鉆井過程中的監測與資料錄取

（1）由于長春氣庫鉆井時星6斷塊地層壓力系數只有0.17，鉆井過程中要采取有效的油層保護措施，減少對油層的污染；

（2）鉆井過程中，要求在星6斷塊選取1口新鉆井對雙二段進行取心，取心合格率達90%以上；

（3）對所取巖心進行實驗分析，分析內容主要包括：巖心常規分析、敏感性分析、巖石毛管壓力分析、油氣、氣水相滲分析及出砂試驗等內容。

2.3 氣庫試油要求及監測內容

各工序資料錄取內容及要求：

（1）通井：對試油井進行井筒暢通性檢驗，以保證射孔槍等下井工具能順利達到設計深度。一般下通井規定通至人工井底。

（2）試壓：對試油井進行固井質量檢驗，以確定井筒內沒有漏失井段，保證試油進行。井筒試壓合格標準為30分鐘內壓力下降小于5kg/cm2。同時，對采油樹進行試壓檢驗。

（3）排液：對井筒內泥漿進行排除更換，置入新的射孔液。要求替入射孔液達到進出口液性一致。排液過程記錄數據包括：排液方法、工藝、排出液量、液性等。

（4）射孔：要求盡量降低施工過程中對井筒周圍儲層的污染，采用負壓射孔方式，進行高密度、深穿透射孔。記錄數據包括：射孔層位、電測解釋層號、射孔井段、射孔槍型、彈型、孔密、孔數、方位角、發射率、射孔液性能、液面深度等。

（5）誘噴：降低井筒回壓，引導油（氣）流自噴。由于地層壓力較低，且井壁有可能污染，因此，應盡可能選用有效的誘噴手段，并盡量采用大壓差誘噴，但應防止造成儲層巖石結構破壞或垮塌。誘噴過程記錄資料有：誘噴方法、時間、油壓、套壓、流體性質、數量等。

（6）求產：井筒液體排除后，對新井試油，選用合適的油嘴生產，測試油、氣、水日產量、累產量及油壓、套壓、井口溫度、含砂等數據。求產過程中各井取氣樣、油樣、水樣，進行常規化驗分析。

（7）求產完畢，關井測壓力恢復達到擬穩定階段，記錄地層溫度及壓力變化，完成后轉入試采。由于氣井在鉆井、固井、試油等過程中可能已受到污染，因此，利用壓力恢復資料判斷井壁污染程度是必須的，同時，利用該資料判斷氣、水界面也是必要的。

2.4 氣庫第一注氣期的監測與資料錄取

由于長春氣庫為部分水侵氣藏改建，對于氣庫整體運行結果而言，第一注氣階段的成功與否則是關系到整個氣庫成敗的關鍵。因此對第一注氣階段所應監測的內容及分析方法與以后氣庫運行階段則有所不同。

2.4.1 注氣方法

（1） 新井試注。新鉆井投入生產前必須進行試注試驗，以進一步驗證各井生產（注入）能力，揭示各井的生產變化規律。新井進行最大能力注入量測試，測試期5～7天，每小時記錄一次注入氣量、壓縮機出口壓力、壓縮機出口溫度、井口油壓、套壓、井口溫度等數據，同時每天記錄一次井底流壓、流溫等數據。

（2）注氣初期。為了了解氣庫氣體流動方向，驗證氣庫的連通性，分析氣庫圈閉范圍，注氣前必須先選擇適當示蹤劑與天然氣一起注入，監測氣體注入后氣體分布情況及氣庫密封性。監測井方面，利用氣庫區域新鉆井2口以及6口老井，另外還包括油氣邊界處的井均應定期進行取樣分析，檢測示蹤劑含量，分析氣體運移方向及分布情況。

2.4.2 資料錄取及分析內容

注氣井：記錄日注氣量、壓縮機出口壓力、壓縮機出口溫度、井口油壓、套壓、井口溫度等數據，建立單井日報系統及單井注氣數據庫。

監測井：除定期（每一至二月）進行一次流體樣品監測分析外，同時還應進行壓力、溫度測量，分析氣庫區內壓力、溫度變化情況及其分布狀況。

2.5 氣庫正常運行階段監測與資料錄取

2.5.1 生產動態資料錄取

采氣井：記錄油嘴、日產油、日產氣、日產水、井口油壓、套壓、回壓、流壓、流溫、井口溫度、含水、含砂等數據，計算月、年、累計時間的油、氣、水產量。同時記錄分離器溫度及壓力等數據，建立單井日報系統及單井生產數據庫。

注氣井：記錄日注氣量、壓縮機出口壓力、壓縮機出口溫度、井口油壓、套壓、井口溫度等數據，建立單井日報系統及單井注氣數據庫，計算月、年、累計注氣量數據。

每月編制氣庫全區月度報表，內容同日報表，增加靜壓、靜溫等項目。

2.5.2 壓力及溫度監測

主要包括：生產井每月測流壓梯度、流溫梯度數據，時間間隔要求均勻，必要時可增加測量次數；單井停氣期內每月測一次靜壓點帶溫度，必要時可增加測量次數；氣庫停氣期內所有井測取靜壓、靜溫等資料；為了及時了解水體情況，對氣庫氣水邊界處的部分井每注氣期和采氣期開始前進行壓力測量與流體取樣分析。

2.5.3 流體分析

為了及時掌握氣庫內流體分布及移動規律有必要進行流體取樣分析，在采氣期及注氣期內每月進行一次注、采井流體取樣，樣品（包括油、氣、水）進行全分析。

2.5.4 固井及套管檢測

為了監測固井質量及檢查套管密封性，在氣庫停氣期內對氣庫的注、采轉換井進行放射性測量，尤其對固井質量差的部位進行重點監測，以掌握是否有滲漏現象發生。

2.5.5 氣庫動態分析

地下儲氣庫采取的高速注采、周期性壓力高低往復變化是其主要運行特點，相應帶來了對儲氣庫孔隙結構與物理性質及對固井質量，對地下油、氣、水分布形態的嚴重影響，因此，決定了長春氣庫的動態分析工作必須實現正規化、系統化。具體要求為：采氣期和注氣期實行現場動態跟蹤分析，由現場管理人員完成；采氣期與注氣期結束后，分別進行氣庫運行狀態的動態分析，提出下一運行階段的合理運行方案。此項工作由技術支持單位組織科技人員完成。

3 監測方案部署

監測井部署盡量利用氣庫現有井基礎上進行，防止新鉆井增加成本。氣庫監測方案的主要內容為：斷層密封性監測、氣液界面運移監測、地層壓力監測、流體監測及生產能力監測等。

監測特殊性要求：（1）氣庫縱向氣層多，非均質性強，需要進行常規分層溫度、壓力監測，建議選用光纖傳導監測；（2）氣庫縱向發育有3條較大斷層，對氣庫縱向封閉性存在潛在隱患，需要重點對蓋層進行封閉性監測。

根據監測方案的目的及要求，設計了氣庫的監測方案（表1）。

表1 長春氣庫監測方案表

4 結論

（1）長春油田氣頂儲氣庫星6區塊構造簡單、封閉性強，目的層埋藏適中（＜2500m），儲層物性較好，單井產能較高，適宜建庫；

（2）通過物質平衡方法計算，星6氣頂儲量10.55×10108m3，原始條件下地下氣態空間較大；

（3）利用目前通用的“節點法”進行了氣井管徑優選與產量計算，在氣庫運行壓力區間，氣井均采用3 (1/2) ″油管生產，星6斷塊氣井采氣能力為25～40×108m3之間。

（4）對目標區塊庫容參數研究，氣頂部分可建成庫容為9.75×108m3、工作氣量4.41×108m3、墊氣量5.34×108m3，另外油層剩余油溶解附加墊氣量1.24×108m3，油層及氣頂總墊氣量6.58×108m3。

（5）氣庫方案設計注氣期為每年的4月25日-10月31日，共計190天，采氣期為11月15日-4月14日，共計150天，其余時間為平衡期共計25天。新鉆氣庫注采井12口，老井利用監測井6口，氣庫日采氣水平為294×104m3，日注水平232×104m3。