双6储气库运行综合评价及扩容潜力研究

李晓光，户昶昊，闵忠顺，盛 聪，刘 洁，李 滨

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

随着中国天然气消费市场的不断扩大，储气库建设的重要性愈发凸显。经过20多年的发展，中国地下储气库建设已大幅提速，储气能力明显提升，在库存管理、运行优化、方案调整等方面也积累了一定经验[1]。中国已建成的储气库中，气藏型储气库占总数的90%以上。目前，辽河油田在气藏型储气库建设领域取得了长足进步，2013年建成了东北第一座大型地下储气库——双6储气库，投入运行6 a来，累计注气量为67.2×108m3，累计采气量为32.66×108m3，为京津冀及东北地区的平稳供气作出了重要贡献，但目前双6储气库仍然存在调峰能力不足的问题。经过多周期的注采运行，双6储气库扩容特征明显。此阶段系统评价储气库生产动态，深入分析储气库扩容影响因素，是储气库建设与管理的重要内容。

1 储气库概况

双6区块位于双台子河下游西岸的欢喜岭油田东部，构造上处于双台子断裂背斜带的主体部位，构造面积约为15 km2，呈北东向长轴断裂背斜构造形态，被2条边界断层所夹持，内部被近东西向的2条断层分割成双6和双67两个北东倾没的断鼻构造，建库区在构造高点的核心部位，东部构造变低，西部存在溢出点，不同层位构造形态继承性强(图1)。目的层为沙一段、沙二段兴隆台油层，处于扇三角洲前缘亚相部位，以辫状分流河道与河口坝微相沉积为主，物源来自北西方向，储层物性较好，平均孔隙度为17.5%，渗透率为166 mD，属于中孔、中渗储层，内部隔夹层较为发育，是一个典型的气顶油环边底水油气藏[2]，断块内有统一的油气水界面和压力系统。气藏具有常规的温压系统，原始地层压力为24.27 MPa，压力梯度为0.009～0.010 MPa/m。

截至建库前，双6区块共投产各类老井41口，目前已封井39口，有2口老井作为观察井。区块累计产气层气39×108m3，采出程度为77%，累计产溶解气13×108m3，采出程度为65%，累计产油195×104t，采出程度为23%，气藏接近枯竭。2011年确定利用双6、双67块改建储气库，设计运行压力为10.00～24.00 MPa，库容量为41.32×108m3，工作气量为16×108m3，最大日采气量为1 500×104m3/d，共部署15口注采井，包括9口水平井和6口直井。

2 注采运行效果评价

2.1 储气库气驱效果分析

储气库的注采气能力受到多因素的影响，如砂体的展布特征、储层物性、水淹程度等，这些因素最终体现在储层连通性上[3]，储层连通性决定了储气库内部各区域的压力和流体传导是否均衡。双6区块位于扇三角洲前缘，储层孔隙发育，在平面上具有较好的延展性和连通性，在注采动态过程中也得到了较好的反映。利用储层发育的优势，在注采过程中优化注采时序和注采气量，通过对地层压力的持续监测，结合数值模拟结果显示：注气期地层压力稳步提高，采气期地层压力均衡下降，各注采井在注采期间井点压力均匀，井间压差小于2.00 MPa，注采末期压力快速平衡，平面上压力由高部位向边部逐渐传导，最终趋于一致。

2.2 动静态结合评价储气库封闭性

双6储气库是由枯竭的油气藏改建而成，断层、盖层的封闭性直接影响储气库的安全及运行效率，进行储气库圈闭性评价意义重大。

目的层上覆盖层是一套均质、全区稳定分布的深灰色泥岩，厚度为200～400 m[4]。从微观上看，泥岩的胶结性和成岩性均较好且致密，通过对双032-28井泥岩段岩心进行压汞实验、常规岩性分析、突破压力实验分析，表明盖层的孔喉小，突破压力大于35.00 MPa，远远高于储气库运行的上限压力，封闭性良好，是理想的盖层。针对断层，运用定量评价的方法进行系统研究。通过区域三角图版来判定断层面上不同深度、不同断距处岩性对接关系，利用SGR属性刻度建立断层封闭能力定量表征模型，确定断层封闭的突破压力临界值。评价结果认为，边界2条断层突破压力均大于26.16 MPa，因此，在注气压力不超过26.16 MPa时，圈闭整体具有较好的密封性。此外，双6储气库的断层上部活动期消失在泥岩盖层中，流体向上溢出的可能性极小。

在实际注采运行过程中，通过对双6储气库各周期压力和注采气量进行分析，发现各周期储气库单位压力的注采气量基本保持稳定，并且储气库在平衡期压力的波动幅度较小(图1)，均小于0.40 MPa，说明储气库密封性较好。

图1 双6储气库压力曲线

为确定断块外部是否有气体泄漏，选择双6储气库外2口井进行连续压力监测。结果表明，在注采过程中随着双6储气库内部压力周期性变化，北部的双56块和南部的双7块内部2口观察井的地层压力一直保持不变，未发现气体泄漏和应力集中的现象。

综合多方面评价，认为在目前压力状况下圈闭的密封性较好，但是在双6区块内部发育多条断层，随着注采运行，在储气库强注强采的频繁周期性交变应力作用下，仍然可能出现盖层、断层应力疲劳现象，存在一定风险，在运行过程中需加强监测。

2.3 注采井网适应性研究

双6储气库油气层厚度较大，隔夹层较为发育，以泥质隔夹层为主，分布较为稳定，内部夹层的厚度为0.5～10.0 m，平均分布频率为0.7 层/m，夹层密度为25%，这种地质特征决定了在注采井部署中，采用直井-水平井组合井网能更好地提高库容的控制程度。

水平井作为注采井在中国储气库建设中的应用比例较小，尚处于探索阶段。双6储气库属于气顶油环边底水的油气藏类型，在储气库强注强采、快速注采的情况下，直井井网会降低储气库的调峰能力，而水平井的注采能力强、生产压差小，能够有效抑制边底水推进，但对于层状发育的储层来说易损失库存量。因此，结合双6区块的储层发育特点，在储层厚度大、构造高部位部署水平井，在薄互层、构造低部位部署直井。混合井网提高了储气库的调峰能力，增加了储井控库存量，与单一的直井井网或水平井井网相比优势明显(图2)。

图2 不同井网累计产气量预测曲线

2.4 单井注采能力评价

储层物性好坏体现在储气库运行过程中能量传导是否迅速，其直接影响单井的注采气能力。双6储气库属于中孔、中渗储层，良好的物性条件为保持较强的注采气能力奠定了基础。双6储气库设计水平井单井采气能力为80×104～110×104m3/d，实际采气量为142×104～153×104m3/d；直井设计单井采气能力为40×104～55×104m3/d，实际采气量为43×104～71×104m3/d，所有井注采气能力均超过了设计指标，且水平井采气能力远高于直井。

自投产以来，对储气库内15口注采井的产量和压力等数据持续跟踪，并进行系统试井，推导出每口井的产能二项式方程，根据各周期监测资料不断修正产能方程，为单井配产配注提供依据。

经过多周期压力恢复测试分析，注采井的有效渗透率逐年增大，表皮系数降低(表1)，说明近井地带的储层物性通过循环注采得到一定的改善，井底渗流条件得到了明显改善，单井的注采气能力得到了大幅提升。

表1 双6-H2313井压力恢复测试数据

3 扩容调峰潜力分析

3.1 储气库扩容潜力分析

根据储气库各个周期的时间节点，绘制储气库多周期库存量和视地层压力关系曲线，通过库存管理和对运行曲线的变化规律分析，可定性判定储气库的扩容、漏失、水侵等现象[5-6]。图3是双6储气库从2014年投入运行以来至2020年第4采气期结束的运行曲线。由图3可知：随着注采运行，储气库内存气量逐渐增加，压力水平逐渐提高，在第5注气末期，压力已经接近方案设计的上限，库容也已经超过设计的最大值。曲线向右偏移比较明显，表明储气库处于持续扩容阶段；随着注采周期的增加，偏移幅度逐渐减小，表明储气库扩容趋势趋于稳定，各项技术指标稳定增长，但增幅逐渐降低，扩容速度逐渐减慢。

图3 双6储气库运行曲线

结合双6储气库气顶油环边底水油气藏的地质特征，分析储气库扩容的原因主要为：①在储气库快速强注强采过程中，气液界面逐步下降。通过对注采井进行油气水组合识别测试，持续对气液界面进行监测，发现多口注采井气液界面均有不同幅度的下降，平均下降33 m。同时，从数值模拟结果来看，在水体能量相对较强的东北部和西南部，水体向外推进150 m左右，也证实气液边界向外发生一定幅度的推移，边水外推增加了含气孔隙体积，从而增大了库容量。据数值模拟计算，目前天然水侵排出25%，后期通过精细调控注采气量，均匀推进气液界面，还可继续排出5%。②采气过程中带出部分原油，影响了库容量。经统计，双6储气库在实际循环注采过程中累计采出原油1.44×104t，同时，数值模拟结果也表明，储气库内部含油饱和度随注采周期的增加而逐渐减小，储层中的原油储量呈现较为明显的下降趋势，双6区块的下降幅度最大。因此，原油的采出增大了库容量。

基于储气库注采运行过程中油相和水体对库容的影响，建立了气顶油藏库容计算方法，在储气库运行曲线定性分析的基础上，根据物质平衡原理，可以计算气库的最大建库潜力[7-9]：

Gsc=(Voh-Vrh-Vsw-Vrg)/Bg+Gs+(G-GP)

(1)

式中：Gsc为库容量，108m3；Voh为原始烃体积，108m3；Vrh为剩余烃体积，108m3；Vsw为目前存水量，108m3；Vrg为反凝析体积，108m3；Bg为天然气体积系数；Gs为原油二次溶解气量，108m3；G为天然气地质储量，108m3；GP为累计产气量，108m3。

根据圈闭密封性的评价结果，气库上限压力可达到26.00 MPa，此时，库容量为57.54×108m3，工作气量为32.22×108m3。

3.2 井网对库容的控制程度评价

双6储气库注采井主要集中部署在储层较为发育、砂体连通性好的构造中高部区域，但受到井网、注采速度等限制，无法保证所有区域都得到有效动用。针对双6储气库直井和水平井2种井型，建立不稳定分析理论数学模型，利用试井分析解释中的典型图版匹配方法，通过BLASINGAME分析模型，对储气库目前15口注采井进行拟合，求取各气井井控半径和井控库存等关键参数，从而确定现有井网控制的区域和库存量[10-11]。

通过井控诊断分析，直井的井控半径为100～320 m，水平井的井控半径为500～1 000 m，现有15口注采井对静态库存的控制程度在70%左右。通过对单井井控半径面积进行叠加，局部存在未动用区，缺乏有效控制，Ⅱ组未动用库存集中在双6块中低部位，Ⅲ组主要集中在双67块高部位(图4)，为下步调整井位部署提供了依据。

图4 双6储气库井控示意图

3.3 扩容调峰调整措施

根据单井动用库存分析，结合数值模拟预测，在运行压力范围内，双6储气库井网理论采气量可以达到18.40×108m3，但与工作气量32.22×108m3相比，调峰能力明显不足，为满足气库扩容后的调峰需求，需要新增注采井来完善注采井网，提高气库的调峰能力。

新井部署范围需要重点考虑井网控制程度较低的区域，同时需要避开3个不适合的区域：一是水体能量相对较强的东北部和西南部，防止出现水体突进和边水侵入现象；二是断层附近，防止储层缺失和密封性改变；三是低渗区和致密区，防止注采井产能过低影响调峰能力。在上述原则的指导下，根据气库流体的分布规律，结合目前井网的控制程度及剩余流体分布规律，在气顶的空余地带和油气接触带附近利用直井-水平井组合井网部署了15口新井，其中包括5口水平井和10口直井。预计新井实施后，双6储气库最大日调峰气量可达到3 175×104m3/d，气库全区基本可以得到有效动用。

双6储气库是由带油环的枯竭油气藏改建而成，这类油气藏在建设储气库的同时，油层部分可以通过多周期注采气与采油相结合的方式，提高原油采收率，从而提高整体的经济技术指标[12-18]。通过数值模拟技术，模拟了多周期循环注采之后剩余油的分布区域，在剩余油富集地区优选排液井开展排液扩容，预计可在原油采收率提高8.8个百分点的基础上，增加库容量为3.5×108m3。

4 结 论

(1) 双6储气库地理位置优越，构造落实，断层、盖层封闭性强，砂体连通性好，储层发育，物性好，属于气顶油环边底水油气藏，储集空间较大，适合建设地下储气库。

(2) 双6储气库自2014年投产以来，经历了“六注四采”的平稳高效运行，通过综合运用监测资料和数值模拟等技术，全面分析生产动态和周期运行规律，结果显示储气库整体封闭性可靠，单井注采能力逐年增强，注采运行效果良好。

(3) 储气库局部存在未动用区，具备较大扩容调峰潜力，原油的采出和边水外推是气库扩容的主要原因。

(4) 在库存分析和井控诊断的基础上，充分利用扩容空间，采用直井-水平井组合井网新增部署注采井15口，随着井网的不断完善，储气库的调峰能力显著增强。同时优选排液井探索排液扩容，在增加原油采收率的同时扩大库容量。