长庆储气库储层连通性评价技术研究

汤敬，刘晓龙，吕建，张英东，付江龙，赵长云

（1.中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边718500；

2.中国石油长庆油田矿区事业服务部湖滨花园物业服务处，陕西西安710021）

长庆储气库储层连通性评价技术研究

汤敬1，刘晓龙2，吕建1，张英东1，付江龙1，赵长云1

（1.中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边718500；

2.中国石油长庆油田矿区事业服务部湖滨花园物业服务处，陕西西安710021）

长庆储气库储层为下古生界碳酸盐岩地层，储层非均质性强，储层连通性评价存在一定难度。本文主要应用压力梯度法、地温梯度法、流体组分分析法、井间干扰分析法、生产动态分析法等储层连通性分析评价技术，结合长庆储气库压力测试、流体监测、生产动态等资料，对长庆储气库进行储层连通性分析，为后期井位部署、开发指标预测等提供依据。

储气库；连通性；压力梯度；流体组分；生产动态

长庆储气库位于靖边气田中区西部陕X井区，含气面积19.3 km2。储层为下古生界奥陶系马家沟组五1段，是碳酸盐岩性圈闭气藏，气藏埋深3470m～3 480 m，平均原始地层压力30.4 MPa。库区内投产直井3口，2013-2014年新钻水平井3口。库区内部储层分布稳定，边界封闭性良好［1］，为进一步落实库区内各井之间的连通性，应用压力梯度法、地温梯度法、流体组分分析法、井间干扰分析法、生产动态分析法等储层连通性分析方法对长庆储气库储层连通性进行评价［2-5］。

1　压力梯度法

按照石油工业标准SY/T6365-1998中的定义，压力系统是指受同一压力源控制的、能相互影响和传递压力的储集层统一体，在同一压力系统内，原始地层压力与气藏埋深应具有良好的线性关系：pi=αH+β。其中：pi为气藏中部原始地层压力；H为气藏中部海拔；α为气藏压力梯度；β为截距。

根据气藏工程基本理论可知，α取决于天然气密度；β决定气藏是否为同一压力系统，即β不同，压力系统不同。当缺乏这种关系式时，各井折算到同一基准面深度的原始地层压力值、压力因数相同或接近也是重要的判断依据。

库区内三口直井投产前进行了原始压力梯度测试，根据测试结果绘制压力梯度图（见图1、图2）。

图1　库区3口井原始压力梯度图

图2　库区3口井原始压力梯度图（折算至2003年）

三口井的原始地层压力与深度汇总（见表1），其中深度选取的是主力产层马五13的平均厚度。GY井投产前陕X井累计产气7 099.44×104m3，按照目前区块动储量评价结果，折算区块地层压力29.4 MPa；GY井试气测试（2003/6/24）气层中深压力为30.4 MPa，投产前（2003/9/2）测得气层中深压力为29.25 MPa，说明陕X井连续生产对GY井原始地层压力下降影响明显，可见彼此连通，同时由压力梯度图可以看出三口井折算到同一时间点压力梯度基本重合，可以认为其处在一个压力系统内。

表1　陕X井区3口井地层压力与海拔数据表

陕X井区分别于2012年、2014年开展整体关井测压，通过压力梯度分析，三条梯度线基本重合，进一步说明陕X库区属于同一压力系统（见图3、图4）。

图3　库区3口井2012年测试压力梯度图

图4　库区5口井2014年测试压力梯度图

2　地温梯度法

在同一压力系统中，各井应具有相同的温度场和同样的地温梯度。陕X库区三口直井2012年进行整体关井测压，根据测试结果绘制地温梯度曲线图，从图中可以看出地温梯度线基本重合；2014年整体进行关井测压，根据测试结果绘制地温梯度曲线图，从图中可以看出，三口直井和两口水平井地温梯度线也基本重合，因此可以判断这五口井属同一压力系统（见图5、图6）。

图5　库区3口井2012年测试地温梯度图

图6　库区5口井2014年测试地温梯度图

3　流体组分分析法

在同一压力系统中，各井气体组分相近。实际气田中气井一般有多个产层且各井气层不完全一致，故各井组分含量必定在一定区间变化，如果气井产层复杂，气体组分变化也会比较大。不同压力系统中气体组分可能相近，因此该方法是储层连通的必要条件，而不是充分必要条件。当地层压力依据不足时，组分含量可能是重要的判断依据。

根据库区内三口直井的气体组分数据（见表2），从表2中可以看出He组分在GY、GZ、陕X三口井中含量基本处在0.25～0.27范围内，CH4含量基本处在92.95～93.48范围内，C2H6含量基本处在0.321～0.387范围内，CO2含量基本处在5.88～6.353范围内，气体组分含量基本一致，具备处于同一压力系统的必要条件。

表2　2003年三口井各组分含量统计表

4　井间干扰分析法

在同一个储层连通体内，邻井的开发会对其他井产生干扰，如新井投产、工作制度的改变，相邻井会见到干扰信息，从而判断储层是否连通。

长庆储气库三口水平井其中靖平X1、靖平X2、靖平X3井于2013年、2014年完钻，其测试静压分别为11.90 MPa、20.41 MPa、9.53 MPa，远低于库区原始地层平均压力30.4 MPa，表明老井的生产对新投产的水平井产生了影响，库区为同一压力系统。但是靖平X2井的压力相对于靖平X1井、靖平X3井高，分析认为该井附近可能存在低渗带，使该井受老井生产的影响较小。

图7　库区三口直井产量数据图

图8　陕X井套压曲线图

库区内三口直井，在2008年4月生产期间，以陕X井为生产观察井，GY井和GZ井关井，观察生产井的产量、套压情况（见图7、图8）。从图7中可以看出，陕X井生产正常，如果其不受到邻井干扰，则其套压应该下降，而从图8中看出其套压逐渐上升，且无跌落过程，图中趋势线显示其压力整体呈上升趋势，表明其受到了GY井和GZ井能量的补充，表明其处在同一个压力系统内，即库区内连通。

5　生产动态分析法

在充分利用库区动态监测资料，选择一口井作为激动井，其他井作为观察井，利用注采试验，改变激动井的生产情况，同时连续监测观察井地层压力变化情况，判断邻井受到干扰情况，从而分析储层连通情况。

5.1GY井临时注采试验

长庆储气库于2012年开展先导性注采试验，库区内三口老井从2012年4月开始关井恢复压力。GY井用作激动井，于2012年9月27日开始注气，GY井注气初期井口压力10.0 MPa，注气量5.7×104m3/d。截止到12月16日注气81 d，累计注入气量614.9×104m3，日均注气量7.6×104m3。2012年12月27日开始采气，截止到2013年3月29日关井采气93 d，累计采气616.7× 104m3，日均采气量6.6×104m3。

为了研究库区储层连通性，选择库区老井陕X井和GZ井作为观察井关井，注气前井底下入存储式压力计连续监测井底压力变化情况。根据压力数据分析其受到GY井注采生产干扰情况（见表3）。

表3　GZ和陕X井见到干扰数据统计表

GZ井与GY井井口直线距离约2.9 km，GZ井自2012年4月21日关井后压力恢复速率逐渐趋于稳定，GY井2012年9月26日开始注气，注气开始第5天压力恢复速率明显上升，判断该井见到注气干扰；GY井2012年12月26日开始采气，采气开始第6天压力恢复速率明显降低，判断见到采气干扰。

陕X井与GY井井口直线距离约2.9 km，陕X井自2012年4月19日关井后压力恢复速率逐渐趋于稳定，GY井2012年9月26日开始注气，注气开始39 d压力恢复速率有所上升，判断该井见到注气干扰；GY井2012年12月26日开始采气，采气开始后42 d压力恢复速率明显下降，判断见到采气干扰。

GY井临时注采试验取得的认识：GZ井和陕X井在GY井注采气期间均受到干扰，表明库区老井井间连通性较好；陕X井受到干扰时间较长，压力传播速度较GZ井方向慢，表明GY井到陕X井方向局部物性较差。

5.22015年夏季注气干扰试验

长庆储气库于2015年开展首轮注采试验，6月5日靖平X1和靖平X3井开始注气，靖平X2井于9月至10月进行水平段改造，10月21日开始注气，截至2015年11月3日关井累计注气151 d，累计注气量1.38×108m3。

为了分析注采水平井和库区老井储层之间的连通性和注气过程地层压力分布情况，在库区内开展干扰试井。选取注采水平井为激动井开井生产，库区老井GY、陕X、GZ井为观察井，注气前井底下入连续存储式压力计连续监测井底压力变化情况。根据压力监测数据分析老井受到注采水平井注气干扰情况（见表4）。

表4　长庆储气库首轮注气三口老井见到干扰数据统计表

GY井从2015年3月20日关井后压力恢复速率逐渐趋于稳定，靖平X1井和靖平X3井注气前井底压力为7.99 MPa，注气后第5天压力恢复速率明显上升，井底压力为8.01 MPa，判断该井见到注气干扰。

陕X井从2015年3月20日关井后压力恢复速率逐渐趋于稳定，靖平X1井和靖平X3井注气前井底压力为6.79 MPa，注气后第6天压力恢复速率明显上升，井底压力为6.87 MPa，判断该井见到注气干扰。

GZ井从2015年3月20日关井后压力恢复速率逐渐趋于稳定，靖平X1井和靖平X3井注气前井底压力为7.29 MPa，于注气第12天压力恢复速率明显上升，井底压力为7.35 MPa，判断该井见到注气干扰。

从长庆储气库各井间的距离分析，判断GY井主要受到靖平X1井注气干扰，陕X井主要受到靖平X3井注气干扰，GZ井主要受到靖平X1井的干扰，受到靖平X3井的干扰较小。

靖平X2井于9月至10月进行水平段再次改造，10月21日开始注气，注气量130×104m3/d，靖平X1注气量由35×104m3/d降到22×104m3/d，靖平X3井注气量由50×104m3/d降到28×104m3/d，日注气量减少较大，GY井和陕X井压力恢复速率有所下降，GZ井压力恢复速率上升明显，表明靖平X2井注气后对GZ井干扰较大，说明靖平X2井改造后改善了井筒附近储层物性，库区内老井和注采水平井之间储层整体连通。

6　结论与认识

本文总结分析了储层连通性评价的多种技术方法，结合长庆储气库压力测试、动态监测、生产数据等资料对库区内储层连通性进行分析，结果表明库区储层连通性较好，为后期井位部署、开发指标预测及同类型储层连通性评价提供借鉴经验。

［1］刘能强.实用现代试井解释方法［M］.北京：石油工业出版社，2002.

［2］庄惠农.气藏动态描述和试井［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［3］代金友，齐恩广，等.靖边气田马五1+2古岩溶气藏储层连通性研究［J］.特种油气藏，2008，15（6）：27-31.

［4］刘琦，补成中，等.低渗气藏连通性分析新方法的应用及认识［J］.天然气技术与经济，2014，8（6）：27-30.

［5］雷群，万玉金，等.生产动态分析理论与实践［M］.北京：石油工业出版社，2008.

The research on reservoir connectivity evaluation techniques in Changqing gas storage

TANG Jing1，LIU Xiaolong2，LV Jian1，ZHANG Yingdong1，FU Jianglong1，ZHAO Changyun1
（1.Gas Storage Management Agency of PetroChina Changqing Oilfield Company，Jingbian Shanxi 718500，China；2.Mining Services of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

The reservoir of Changqing gas storage is the lower Paleozoic carbonate rock strata. It is hard to determine the reservoir connectivity because of tis strong heterogeneity.This paper mainly applied the method of pressure gradient and geothermal gradient，fluid group analysis method，interwell interference analysis method and production dynamic analysis to analyze the reservoir connectivity of Changqing gas storage，combined with Changqing gas storage pressure test，fluid monitoring and production performance data，which provide the basis for the late well location deployment and development index prediction.

gas storage；connectivity；pressure gradient；fluid group；production dynamic

TE822

A

1673-5285（2016）10-0066-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.016

2016－08-22

汤敬（1987-），2012年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业，现主要从事气藏型储气库项目建设和生产运行管理工作，邮箱：tjing1_cq@petrochina.com.cn。