基于多周期注采的气藏型地下储气库储层渗流规律

范 宇 高新平 宁 飞 彭钧亮 李力民 彭 欢 陈明君

1.中国石油西南油气田公司工程技术研究院 2.中国石油西南油气田公司技术咨询中心 3.重庆相国寺储气库有限公司 4.油气藏地质及开发工程全国重点实验室·西南石油大学

0 引言

近年来，随着天然气消费量的快速增长，储气能力不足与天然气安全平稳供应之间的矛盾进一步加剧。地下储气库作为保障天然气能源市场安全、平稳运行的“压舱石”，在天然气全产业链中起到不可或缺的作用[1-2]。根据国际经验，天然气对外依存度一旦超过30%，地下储气库工作气量就需要超过消费量的12%，而中国2022年天然气对外依存度达40.9%，而地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的4%～5%，中国地下储气库建设目前还处于快速发展初期[3-6]。中国新建地下储气库大多由于地质条件复杂而存在建设难度大、运行风险高、建库成本高等难题[7-9]。提高地下储气库储气调峰能力，不仅应注重建设规模，还应加强对已建成地下储气库潜力的挖掘，以确保地下储气库高效运行。

地下储气库注采生产具有多周期、大流量、强注强采的特征，这种特征必然会引起储层渗流特征变化，不利于地下储气库高效运行[10-13]：①不合理的注采压差将引起储层微粒运移堵塞油气渗流通道[14-15]；②储层有效应力发生周期性变化，表现出应力敏感性[16-18]；③注采生产时，储层渗透率受温度变化影响[19-21]；④储层岩石力学特征随多周期注采发生变化[22-23]。国内外研究表明，地下储气库在多周期注采生产时，会引起储层岩石强度、有效应力、注采压差及温度的变化，进而影响注采效果，但尚未就如何确保储气库高效注采提出建议措施，且常规实验评价方法难以准确评价多周期注采对储层的伤害程度，缺乏一套基于地下储气库多周期注采生产特征的实验评价方法。

针对碳酸盐岩气藏型储气库（以下简称储气库）高效注采的技术难题，笔者以相国寺储气库储层为研究对象，基于储气库注采生产特征建立实验方法，开展储层岩石强度、有效应力、注采压差和温度变化对储层注采能力影响实验，通过检测实验过程中岩样的抗压强度、渗透率、线性膨胀率变化，分析多周期注采对储气库储层渗流特征的影响，并以此建立基于储层保护的储气库高效注采技术。研究结果为优化储气库注采制度提供实验技术支撑，同时为其他储气库制定高效注采方案提供指导和经验借鉴。

1 实验准备

1.1 实验样品

实验岩样来自于相国寺储气库储层岩心（图1-a），根据测井解释及岩心分析，孔隙度介于2.5%～16.1%，平均为4.94%；渗透率介于0.1～1 151.60 mD，平均为11.9 mD。加工岩心为直径约2.5 cm，长度约5 cm 的柱状样（图1-b、c）；除岩石力学实验外，其余柱状样采用劈裂法进行人工造缝，获得天然裂缝粗糙表面（图1-d）；再用热缩管包裹柱状样，检测柱状样的孔隙度与渗透率。为了更好地开展实验比对，将实验岩心按孔隙度、渗透率划分为优（孔隙度为16.1%左右、渗透率为20 mD 左右）、中（孔隙度为4.94%左右、渗透率为11.9 mD 左右）、差（孔隙度为2.5%左右、渗透率为0.1 mD 左右），优选能代表储层物性特征的柱状样作为实验样品（表1）。

表1 实验样品孔渗参数检测结果统计表

图1 实验样品照片

1.2 实验流体

检测柱状样的孔隙度与渗透率，流体采用氮气、氦气；不同有效应力模拟实验、注采压差模拟实验，流体采用纯净水；温度对储层岩石渗透率影响实验，流体采用氮气。

2 实验方法

现有实验评价是在储层状态不变，即在同一温度（初始储层温度）、压力（初始地层压力）下开展实验，这与储气库在注采生产过程中储层状态周期性变化实际不相符。为了模拟储气库在多周期注采过程中岩石抗压强度、有效应力、注采压差、温度变化对储层的影响，建立了模拟储层多周期注采过程的储层伤害实验评价方法，实验过程更符合储气库实际注采生产工况。

2.1 实验条件参数设计

储气库运行时上覆地层压力保持不变，储层孔隙压力在注气时升高、采气时降低，其始终在储气库上、下限压力之间反复变换。依据相似相近原理，室内实验采用定围压、变孔压的方式开展，利用围压模拟上覆地层压力，注入压力模拟储层孔隙压力，注入压力改变模拟储气库储层多周期注采过程压力的变化。

根据储气库储层上覆地层压力测井解释结果，确定实验围压为71 MPa。由于储气库多周期注采实际运行压力介于11.6～30.0 MPa，有效应力介于41.0～59.4 MPa，注采生产压差介于2.5～5.3 MPa，储层温度介于37.85～61.89 ℃，为提高实验研究的针对性及准确性，实验有效应力取40 MPa、50 MPa、60 MPa，实验驱替压差取2 MPa、3 MPa、4 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa，实验温度取30 ℃、40 ℃、50 ℃、60 ℃、70 ℃。

2.2 实验方案

为了准确评价储气库多周期注采生产过程中，储层岩石抗压强度、有效应力、注采压差、温度变化对储层的影响。模拟储气库储层多周期注采生产状态，检测实验样品抗压强度，评价岩石抗压强度变化对储层裂缝产生及储气库安全运行的影响；检测实验样品渗透率的变化，评价有效应力变化对储层渗流能力的影响；检测实验样品渗透率、流体浊度，评价注采压差变化引起微粒运移对储层的伤害程度；检测实验样品线性膨胀率、渗透率，评价注采生产过程储层温度变化对储层渗流能力的影响（表2）。

表2 储气库多周期注采对储层影响实验方案设计表

1）储层岩石抗压强度实验：利用多功能岩石力学仪开展三轴岩石力学实验，选取物性特征相近的3个实验样品，设置实验温度为60 ℃，实验围压（有效应力）分别为40 MPa、50 MPa、60 MPa，加载至目标围压值并保持不变，稳压30 min，评价不同围压下，实验样品的抗压强度。

2）储层岩石渗流能力实验：使用岩心伤害评价仪开展实验，选取6 个实验样品，每2 个物性特征相近编为1 组，共3 组，每组2 个样品分别开展储层物性、多周期注采伤害实验。确定实验驱替流量，排除速敏的影响[24]，线性加载围压，加载速率为1 MPa/min，加载至71 MPa 并保持不变，稳压30 min；在稳定驱替流量下进行有效应力加载，先由60 MPa 按10 MPa梯度减小至40 MPa，再由40 MPa 按10 MPa 梯度增加至60 MPa，每个有效应力点稳压60 min，检测实验样品的渗透率并计算渗透率变化值（ΔK）：

式中ΔK表示渗透率变化；K'表示注气阶段有效应力60 MPa 下的渗透率，mD；K''表示采气阶段有效应力60 MPa 下的渗透率，mD；K0表示样品初始渗透率，mD。

3）微粒运移对储层伤害实验：利用岩心伤害评价仪开展实验，选取物性特征相近的4 个实验样品，实验温度60 ℃，实验时始终保持围压大于入口压力1.5～2 MPa。2 个实验样品压差由2 MPa 按1 MPa梯度增加至7 MPa，2 个实验样品压差由7 MPa 按1 MPa 梯度减少至2 MPa，检测渗透率变化，收集出口端液体，观测浊度变化。

4）温度敏感性实验：利用动态膨胀试验仪开展线性膨胀率实验，气测渗透率仪开展渗透率实验，选取6 个实验样品，每2 个物性特征相近编为1 组，共3 组，每组2 个样品分别开展储层岩石线性膨胀率[25]、岩石渗透率实验。实验温度由70 ℃按10 ℃梯度降低至30 ℃，再由30 ℃按10 ℃梯度升高至70℃，每个温度点保温30 min，测5 个周期的线性膨胀率、渗透率。

3 结果与讨论

3.1 有效应力对岩石抗压强度的影响

岩石受力会发生形变，经历压实、弹性及破碎变化。岩石体积由压缩转为膨胀的点是岩石内部结构由压缩转为裂纹萌生，最终导致岩石渗透率由降低转为升高的关键点[26-29]。从应变曲线分析可以看出（图2），随着有效应力的升高，岩石抗压强度逐渐升高，其体积膨胀点（a1、a2、a3）应力是峰值强度的70%～80%。继续加压后岩石发生共轭剪切破坏（图3），其残余强度是峰值强度的60%～80%。在最低有效应力40 MPa 下，按峰值抗压强度302 MPa的70%计算，体积膨胀点应力为211.4 MPa；按峰值抗压强度60%计算，残余强度为181.2 MPa；体积膨胀点应力及残余强度远大于储气库运行时最大有效应力71 MPa（上覆地层压力）。因此，注采生产过程岩石抗压强度变化不会造成新裂缝产生，避免了储层渗透率增加，即使发生岩石破碎，其强度仍足以支撑上覆地层。

图2 三轴岩石力学应力—应变曲线图

图3 实验样品剪切破坏后裂缝走向图

3.2 有效应力对储层渗流能力的影响

3.2.1 有效应力对单周期注采储层渗流能力的影响

对不同物性特征的实验样品开展单周期注采模拟实验，实验结果如图4所示。同一样品，在不改变有效应力条件下，注气阶段渗透率大于采气阶段，说明注采生产对储层注采能力的伤害是不可逆的；初始渗透率、孔隙度依次增大的不同样品（4 号＜5 号＜6 号），在注采结束后，样品相对渗透率4号（0.48）＜5号（0.55）＜6 号（0.65），说明岩石渗流能力与储层初始物性正相关，即储层初始物性越好，注采后储层渗流能力越高。在注采结束后，样品渗透率变化（ΔK）4 号（0.08）＞5 号（0.07）＞6 号（0.05），说明ΔK与储层初始物性反相关，即储层初始物性越好渗透率变化值（ΔK）越小，注采生产对储层渗流能力伤害越弱。

图4 不同储层物性特征的样品相对渗透率随有效应力变化曲线图

3.2.2 有效应力对多周期注采储层渗流能力的影响

对不同物性特征的实验样品开展多周期注采实验，其中7 号样品相对渗透率、孔隙度与储层物性中值一致，代表储层物性特征，其渗透率随多周期注采变化曲线如图5所示。同一注采周期，注气时相对渗透率随有效应力的升高而增大，采气时随有效应力降低而减小；同一有效应力点，注气相对渗透率大于采气，差异随着有效应力的增大而变大，说明有效应力的变化对储层伤害不可逆。不同注采周期下，相对渗透率随注采周期的增加而减小，从第1注采周期开始时的0.75 减小至第5 注采周期结束时的0.43，但幅度逐渐变小，在第3 注采周期后趋于稳定，说明随注采周期的增加，有效应力的变化对储层渗流能力伤害变弱且趋于稳定。

图5 不同注采周期注采系数随有效应力变化曲线图

3.3 注采压差对储层渗流能力的影响

储气库是通过控制注采压差实现注采生产。压差递增时（图6-a），浊度平均增加0.18 NTU，相对渗透率平均损害率8.5%，对储层伤害弱。在2～4 MPa压差下，浊度、相对渗透率与初始一致，无微粒运移；在4～5 MPa 压差下，浊度快速上升，相对渗透率缓慢下降，这是因为大量较小粒径微粒开始运移，堵塞极少数尺寸小的孔喉，但这部分孔喉对整体渗透率影响小；在5～7 MPa 压差下，浊度缓慢上升，渗透率缓慢下降，运移的微粒变少，仍有少数尺寸小的孔喉被堵塞，对储层整体渗透率影响小。

图6 浊度、相对渗透率随驱替压差的变化曲线图

压差递减时（图6-b），浊度平均增加1.33 NTU，但渗透率损害率仅为0.13%，可视为对储层无伤害。在7 →4 MPa 压差下，浊度快速增加，渗透率下降缓慢，说明有大量微粒被运移出储层；在4 →2 MPa 压差下，浊度、相对渗透率基本保持不变，说明基本无微粒运移。

对比分析发现，压差递减运移出的微粒（1.33 NTU）是压差递增（0.18 NTU）的7 倍多，且对储层渗流能力几乎无伤害。

3.4 温度对储层渗流能力的影响

3.4.1 温度对储层岩石膨胀率的影响

不同储层物性特征的样品均具有热膨胀性，即温度升高膨胀，温度降低收缩。由多周期注采下储层岩石线性膨胀率随温度的变化曲线图可以看出（图7），线性膨胀率变化幅度随注采周期增加而减小，且从第3 周期后趋于稳定。储气库储层在投入运行的前3 个注采周期，体积受温度影响大，每完成一个注采周期，储层体积都将缩小；从第4 注采周期开始，储层体积受温度影响变小，注采周期完成后，储层体积基本能恢复。

3.4.2 温度对储层岩石渗透率的影响

由多周期注采下储层渗透率随温度的变化曲线图可以看出（图8），岩石渗透率随温度升高而减小，随温度降低而增大；渗透率变化幅度随周期增加而减小，从第4 周期开始趋于稳定。说明储气库在投入运行前3 个注采周期，储层渗透率受温度影响大，每完成一个注采周期，储层渗透率都将减小；而从第4 注采周期开始，储层渗透率受温度影响减小，注采周期完成后，储层渗透率基本都能恢复。多周期注采下储层渗透率并未增大，说明储气库注采生产引起的储层温度变化，不会使岩石热破裂造成渗透率急剧增大。

图8 多周期注采下储层渗透率随温度的变化曲线图

对比图7、图8可知，线性膨胀率与渗透率变化趋势相反，即温度升高，线性膨胀率增大、渗透率减小；温度降低，线性膨胀率减小、渗透率增大。这是因为与砂岩储层不同[30-33]，碳酸盐岩裂缝—孔隙型储层温度变化引起热胀冷缩，温度升高，岩石基质体积增大的同时也压缩了孔隙空间，造成岩石体积增大渗透率减小；温度降低，岩石基质收缩的同时释放了孔隙空间，造成岩石体积减小渗透率增大（图9）。

图9 岩石孔隙空间受温度的影响机理示意图

4 基于储层保护的注采技术措施

4.1 扩大运行压力上下限

储气库运行有效应力变化会引起岩石抗压强度的变化，但不会造成新裂缝产生而导致储层渗透率增加，不影响储气库储层安全性，结合前人对相国寺储气库研究得出盖层、断层动态密封性良好，储气库不存在气体漏失风险的认识[34-36]，储气库仍有扩大运行压力上下限的潜力。因此，适时扩大储气库运行压力上下限，既安全可行，又能增大储层渗流能力，同时提升储气库工作气量。

4.2 开展储层改造

注采生产会对储层渗流能力造成伤害，储层初始孔隙度、渗透率越好伤害越弱。在储气库投运前进行储层改造，可以提高储层的初始渗透率、孔隙度，能减小注采生产对储层的伤害。由于有效应力、温度变化对储层渗流能力的伤害主要发生在前3 个注采周期，为维持储气库储层注采能力，可以从第4注采周期开始扩大储气库运行上下限，进行储气库扩容。

4.3 控制注采压差

储气库注气压差递增，采气压差递减。在注气阶段应控制注气压差小于4 MPa，使储层温度缓慢下降，最大限度利用库容，同时避免微粒运移对储层造成伤害。在采气阶段应维持高生产压差4～7 MPa，快速采气使储层温度迅速升高，岩石基质膨胀压缩孔隙体积，有利于其中的天然气排出，也有利于携带出储层中的微粒疏通渗流通道，提高天然气的采收率。

5 应用成效

相国寺储气库注采井完井后，通过开展储层酸化改造作业，改善储层渗流能力，注采井平均注采量达到100×104m3/d 以上，表现出较好的注采能力，为之后储气库强注强采、大吞大吐创造了良好的储层渗流条件。从第4 注采周期开始扩压增量工程建设，相国寺储气库运行上下限压力由13.8～28.0 MPa扩大至11.6～30.0 MPa，库容由42.6×108m3提升至45×108m3，工作气量由22.8×108m3提升至26×108m3，各项监测数据显示，相国寺储气库动静态密封性良好。

整体控制相国寺储气库注采生产压差，2022年10月完成第10 注气期，控制注气压差2～4 MPa，储层温度从61.52 ℃缓慢下降至56.93 ℃并保持，累计注气21.5×108m3，同比增长12.6%，期间注气压力与地层压力同步增加，说明储层渗流通道通畅。2023年3月完成第9 采气期，维持高采气压差4～7 MPa，采气开始时储层温度从57 ℃快速升高至62.97 ℃，并保持储层温度高于注气时储层温度，储层渗流通道体积比注气时减小，有利于排出其中的天然气增加采气量，累计采气22.5×108m3，同比增长13.7%，期间连续64 天日采气量突破2 000×104m3，提高了相国寺储气库注采效率。

6 结论及建议

1）基于储气库实际注采生产特征建立的实验方法，能够模拟储层岩石渗流特征随多周期注采生产的变化，实验过程更符合储气库生产实际。

2）多周期注采引起的储层有效应力变化不会造成新裂缝产生，岩石强度足以保障储气库扩容后的运行安全；在储气库投运前进行储层改造，可以增大储层初始渗流条件，减小注采生产对储层渗流能力造成的伤害。

3）有效应力、温度、微粒运移对储层渗流能力伤害主要发生在前面3 个注采周期，从第4 注采周期开始通过提高储气库运行的上下限压力进行储气库扩容，可以有效减小有效应力、温度、微粒运移对储层渗流能力的伤害。

4）合理控制注采压差可以实现同周期注气时储层微粒运移造成的伤害在采气时解除，缓解注气时储层温度下降库容体积减小的影响，有利于采气时储层温度上升渗流通道缩小而排出更多天然气，保障储气库工作气量，提高储气库注采效率。