陕224 储气库注采井注采能力影响因素分析

吕 建，李眉扬，汤 敬，李 婷，付江龙，薛 伟

（中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边 718500）

利用衰竭气藏建设储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点。自2010 年起，在长庆气区已开采气藏建设储气库，优选榆林气田南区上古砂岩气藏和靖边气田陕224 井区下古碳酸盐岩气藏建设先导试验区[1]。目前两座储气库均已建成，2011-2013 年榆林南储气库先导试验区已开展两轮注采试验，陕224 储气库准备开展首轮注采试验。

陕224 井区为碳酸盐岩气藏，井区较小，采出程度高，老井均为直井，单井产量较高，但含有硫化氢，对改建储气库带来巨大挑战，需开展注采试验落实酸性气体在注采过程中的变化规律。因注采井设置为大井眼水平井，产能预测没有经验依据，注采水平井注采能力不明确，产能影响因素不落实，不利于开展注采试验，同时注采能力是影响储气库规模的决定性因素。因此，需分析陕224 储气库注采井注采能力影响因素，针对产能影响因素，提出改善措施，提高注采井注采能力。

1 陕224 储气库概况

1.1 陕224井区基本情况

陕224 井区位于靖边气田中区西部，含气面积19.3 km2，地理位置位于陕西省靖边县海则滩乡和内蒙古自治区河南乡，地表为沙漠、丘陵，地势相对平坦，海拔1 200 m～1 400 m。该井区构造简单，为相对平缓的西倾单斜，地层倾角约在0.15°～0.5°，马五13气层埋深3 450 m 左右；其沉积相单一，主要为潮上含膏云坪；储层岩性以泥-细粉晶白云岩为主，另外含有含泥云岩、含灰云岩、灰质云岩以及次生灰岩等；主力储层马五1+2以成层分布的溶蚀孔洞为主要储集空间，见少量晶间微孔，网状微裂缝为主要渗滤通道；气体组分表现为含硫型干气气藏，地层水为弱酸性CaCl2水型。气藏密封性评价表明陕224 井区储层封闭性较好，具备建设储气库的封闭条件。

1.2 陕224 储气库基本情况

陕224 储气库功能定位为季节调峰，设计库容量10×108m3，工作气量达到5×108m3，平均注气规模240×104m3/d，平均产气规模400×104m3/d。

陕224 储气库共部署注采水平井3 口，设计水平段长度1 500 m，注采水平井井身结构采用Ф508.0 mm表套+Ф339.7 mm 技术套管+Ф244.5 mm 生产套管+Ф139.7 mm 筛管完井；水平段钻井液采用强抑制全酸溶无伤害暂堵完井液体系，储层改造工艺采用连续油管酸化改造工艺。

2 注采水平井实施情况

2013 年完钻、试气完井1 口靖平XX-X-1 井。靖平XX-X-1 井于2013 年5 月14 日完钻，完钻井深5 329 m，水平段长1 652 m，有效储层钻遇率66.9 %；2013 年8 月26 日完成试气作业，测试静压11.90 MPa，流压7.19 MPa，产气量5.758 8×104m3/d，计算无阻流量7.652 6×104m3/d。

2014 年完钻、试气完井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 日完钻，完钻井深4 887 m，水平段长度1 177 m，有效储层钻遇率76 %。由于施工过程中连续油管下放遇阻，该井实际连续油管下入深度3 953.0 m，下入水平段长度243.0 m。2014 年12 月17 日至12 月20 日对该井采用单点法测试求产，测得地层中部静压为24.66 MPa。在流压20.02 MPa 下，井口产量4.678 6×104m3/d，计算无阻流量13.122 9×104m3/d。靖平XX-X-3 井于2014 年4 月22 日完钻，完钻井深5 215 m，水平段长度1 500 m，有效储层钻遇率62.2 %。2014 年7 月1 日完成试气作业，测试静压9.53 MPa，流压7.12 MPa，产气量5.649×104m3/d，无阻流量9.489 9×104m3/d。

3 注采井注采能力影响因素分析

3.1 地质因素

靖边气田水平井产能影响因素主要有地层压力、渗透率、有效厚度、水平段长度和表皮系数，储层各向异性和偏心距因储层有效厚度较薄（2 m～5 m）影响不大。

目前注采水平井只开展了短期“一点法”试气和目前地层压力情况下的短期放压生产，生产动态不足以反映气井真实的产能，且无测井综合解释资料及试井资料，对储层发育认识仅局限于现场录井资料和3 口老井生产、试井资料，因此，本次分析从注采井录井、试气资料和3 口老井试井资料分析注采水平井产能影响因素[2]。

3.1.1 剥蚀区对注采水平井产能的影响 靖平XXX-1 井钻遇炭质泥岩，判断进入本溪底部，侧钻后垂深下降2.8 m 后在储层内，说明地层剥蚀至马五12段；靖平XX-X-2 井两次斜井段均发现本溪地层加厚，说明下古地层存在剥蚀，初步判断露出马五12。靖平XX-X-3 井自4 261 m 钻遇大段铝土质泥岩，判断为本溪底部泥岩，说明沿水平段方向目的层上部地层存在剥蚀，部分位置地层剥蚀至五12段。

水平段钻遇剥蚀区导致水平段钻遇较大段非储层段，致使3 口注采水平井有效储层厚度减少、储层钻遇率降低，降低了注采水平井注采能力。靖平XX-X-1 井水平段长1 652 m，有效储层长1 105 m，有效储层钻遇率66.9 %；靖平XX-X-2 井水平段长1 177 m，有效储层长894 m，有效储层钻遇率76 %；靖平XX-X-3井水平段长1 500 m，有效储层长933 m，有效储层钻遇率62.2 %。

针对地质认识问题，建议加强地质研究和储层精细化描述，最大可能的准确预测地质模型，指导注采井的实施，确保实施效果。

3.1.2 地层压力对注采水平井产能的影响 通过压力测试，3 口注采井和3 口老井目前地层压力已降至8.40 MPa（除靖平XX-X-2 井压力异常外），比区块原始地层压力下降22.0 MPa（见表1），注采井产能受到较大影响，除XX-X-2 井外平均无阻流量降至8.57×104m3/d，比区块内老井直井平均无阻流量低较多，采气产能下降较大，但注气能力增强（见图1）。

表1 陕224 储气库压力测试统计表

图1 无阻流量随地层压力下降曲线模拟图

3.1.3 靖平XX-X-2 井压力异常对注采水平井产能的影响 通过试气发现该井压力异常，靖平XX-X-1 井井口压力7.80 MPa、靖平XX-X-2 井井口压力18.80 MPa、靖平XX-X-3 井井口压力6.80 MPa，井口压力相差较大。通过复查该井钻井实施、两次回填侧钻、地质导向、试气等过程资料，分析认为压力异常可能是非目的层气藏窜入、目的层气藏本身压力异常两种可能性，非目的层气藏窜入可能为本溪组上部气藏、马五12或马五14气藏窜入。综合分析认为：（1）该井目前地层压力异常是本溪组砂岩气藏窜入的可能性较大；（2）由于该井试气改造程度有限，综合老井及水平井实施情况认为该井近井地带受泥浆侵入影响导致储层连通性下降，三口注采井主力储层相互连通，但关井条件下短期内难以达到地层压力平衡。

该井的压力异常，对储气库注采生产组织带来困难，3 口井在低注气压力下无法同时注气，致使储气库初期注气能力下降，但采气能力有所增加。

3.2 钻井因素

综合考虑注采水平井钻井工程实施过程，主要存在两个方面问题对注采井储层造成较大的伤害，一定程度的降低了注采水平井的注采能力。

3.2.1 较高的钻井液密度对储层伤害较大 3 口注采井为大井眼水平井，钻井工艺难点大，加之地质情况出现较大变化，钻遇支潜沟，导致钻遇较长段的泥质岩性段，井壁出现不同程度的垮塌、卡钻，造成钻井复杂。为了保障钻井液具有强抑制防塌性，有效解决储层泥岩夹层的垮塌，采取提高钻井液性能的方式提高抑制防塌性。注采井设计钻井液密度1.02 g/cm3～1.08 g/cm3，水平段初期钻井液密度为1.20 g/cm3～1.32 g/cm3，钻遇复杂后提高泥浆密度为1.29 g/cm3～1.55 g/cm3，靖平XX-X-2 井最高提升至1.55 g/cm3（见表2）。

注采水平井目前地层压力为8.5 MPa～9.5 MPa，压力系数0.28，水平段较高的泥浆密度、大的压差使得储层产生了应力敏感伤害。

3.2.2 钻井、完井周期长对储层伤害较大 注采井钻井、完井周期过长，尤其是完井周期，基本在36.4 d～53.5 d（见表3），高密度的泥浆性能下，加之钻井工程中的起下钻、钻具摩擦等因素，长时间侵泡，使得低压储层受到较大程度的伤害，产生水锁伤害和压力敏感伤害，近井地带储层受到污染，储层渗透率在一定程度上降低。

表2 注采井水平段钻井液性能统计表

表3 注采井钻井周期统计表

针对以上问题，建议加强储层保护技术研究，优选适合低压储层的钻井液体系[3]，减少在施工过程中对储层的伤害；另一方面，提高钻井、完井速度，尤其是打开储层的水平段施工和完井施工，如优选钻具组合和钻头，实现快速钻进，强化完井工序组织，减短完井周期等。

3.3 试气因素

为了保护储气库盖层密封性，陕224 储气库注采井采用连续油管均匀布酸酸洗工艺，简单解除泥浆污染。通过现场施工，存在以下施工问题[4]（见表4）。

（1）50.8 mm 连续油管在下入过程中，频频遇阻，导致连续油管无法下入井底，仅靖平XX-X-3 井实现全井段酸洗；靖平XX-X-1 井下深4 713 m，有616 m水平段无法酸洗；靖平XX-X-2 井仅在下入遇阻过程中布酸解阻注酸47 m3，有934 m 水平段无法酸洗。

（2）布酸过程中，布酸工作压力较低（靖平XX-X-1最高25 MPa），酸压深度有限，无法保障酸化幅度。

针对以上问题，建议优化酸洗工艺设备，尽可能实现全井段布酸酸洗；另一方面，优化改造工艺，考虑在保障盖层密封性的前提下，选择最大程度解放储层的改造方式，如控制工作压力的酸压改造，既保证了酸洗改造深度、幅度，也保障了注采井初期的注采能力。

4 结论

本文通过下古气藏储气库注采井注采能力影响因素主要是受地质、钻井、试气等三个方面影响[5]。其中，地质因素主要是受到区块剥蚀区及目前地层压力的影响；钻井因素主要是钻井液密度大、钻井、完井周期长导致储层产生水锁伤害和压力敏感伤害；试气因素主要是目前酸洗连续油管下深和布酸工作压力限制。针对以上注采井注采能力影响因素提出改善的有效方法及措施，提高注采井注采能力，为陕224 储气库注采试验做准备。

表4 注采井连续油管布酸施工情况表

［1］ 兰义飞，王东旭，何磊，等.靖边气田水平井产能影响因素分析［J］.低渗透油气田，2009，（1）：50-54.

［2］ 李晓平，刘启国，赵必荣.水平气井产能影响因素分析［J］.天然气工业，1998，18（2）：53-56.

［3］ 赵巍，王勇茗，高云文，等.靖边气田水平井下古生界储层保护钻井液研究与应用［J］.石油天然气学报，2013，（3）：231-233.

［4］ 杨树合，何书梅，季静，等.地下储气库评价设计方法及应用［J］.新疆地质，2002，20（3）：271-273.

［5］ 肖学兰.地下储气库建设技术研究现状及建议［J］.天然气工业，2012，32（2）：79-82.