呼图壁储气库边底水水侵前缘动用及注采风险评价

廖伟，刘国良，李欣潞，张赟新，郑强，陆叶

（中国石油 新疆油田分公司 呼图壁储气库作业区，新疆 克拉玛依 834000）

近些年来，中国加快了地下储气库的建设，储气库在冬季天然气调峰、战略储备等方面发挥了重要作用[1-7]。目前，中国由天然气藏转建的储气库基本为水侵型衰竭气藏，深入研究水侵型储气库水侵前缘动用能力，提出动用政策，对改善储气库注采运行效果具有重要意义[8-12]。

随着储集层压力降低，水侵型储气库的边底水周期性侵入储集层，且水侵前缘的运移受储集层非均质性、储集层压力、注采强度等因素的影响大。地层水是否平稳运移，对气水过渡带宽度影响极大，直接影响储气空间动用效率[13-15]。前人针对气水互驱导致的注气损耗，提出了水侵型储气库多周期注采能力预测模型[16]；为确定水侵型储气库初期投产的配注量，建立了以物质平衡原理为基础、以气水界面稳定运移临界流速为约束的配注量确定方法[17]；以二项式产能方程为基础，建立了基于有效渗透率的储气库单井增产潜力模型[18]；利用吸吮-排驱相渗评价技术和多次注采循环核磁共振技术，研发了水侵型储气库的物理模拟实验装置，揭示了多周期水侵过程中气水运移微观机理[19]。但是，对水侵型储气库水侵前缘动用政策以及动用风险评价的研究仍然较少。

本文以呼图壁储气库为例，分析了边底水储气库水侵前缘恢复动用的可行性，提出了储气库水侵前缘动用对策，建立了影响注采井水侵的动、静态参数评价指标体系，制定了边底水储气库水侵预警机制。

1 呼图壁储气库概况

呼图壁储气库由带边底水砂岩气藏改建而成，位于准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带东段，受喜马拉雅运动的挤压应力作用，构造形态为近东西向展布的长轴断背斜[20]，东西长约20.0 km，南北宽约3.5 km，构造闭合高度约180 m。构造内部主要发育3 条北西—南东走向、南西倾向的大型逆断裂，分别为呼图壁断裂、呼图壁北断裂和呼001井北断裂（图1），均断穿了储集层和直接盖层，其中，呼图壁断裂和呼图壁北断裂向上断穿了新近系安集海河组区域盖层。储气库储集层为古近系紫泥泉子组，顶界埋深约3 500 m，包括紫泥泉子组二段一砂组和二砂组，岩性以细砂岩和粉砂岩为主，厚度约120 m。其中，一砂组的平均孔隙度为16.40%，平均渗透率为39.3 mD；二砂组的平均孔隙度为18.13%，平均渗透率为31.7 mD。气藏直接盖层为紫泥泉子组三段泥岩，厚度约150 m；气藏区域盖层为新近系安集海河组泥岩，厚度约870 m。气藏属于受构造和岩性控制的具边底水凝析气藏，驱动类型以凝析气的弹性膨胀能量为主，建库前气藏西部低部位具边水弱水侵。

呼图壁储气库2013 年建成投运，设计运行压力为18.0～34.0 MPa，设计库容量为107.0×108m3。储气库现有35口注采井，共经历了7个注采周期，总体运行平稳，注采气量逐步增大，地层压力稳步提升。截至第七周期，累计注气113.8×108m3，累计采气78.2×108m3，库存量为99.8×108m3，达容率为93.2%。

2 水侵区及气水前缘动用的可行性

呼图壁储气库水体不活跃，水体能量有限，水侵区域局限于H2002 井以西构造低部位（图1），面积为2.41 km2。储气库扩容过程具有先快后慢的特点，主要扩容在建库前纯气区和气驱水纯气区，即储气库中部及东部主体区域，加大周期注气量。第一到第三注采周期，储气库地层压力低，注入气以弥补亏空空间为主，有效库容量增加较快；第四注采周期起，随着储气量增多，地层压力提高，不同周期的有效库容量随压力变化的趋势基本一致，增容幅度变小（图2），单位压力下库容的变化量，即弹性库容率变化也很小，表明储气库扩容难度增大。只有通过水侵区（储气库西区低部位区域）的恢复动用，才能达到储气库扩容的效果。投产的35 口注采井，整体上产水量及水气比均较低，水气比保持在1.0 g/m3左右。从第三周期开始，在西区位于水侵前缘的H13 井实施低气量试注和试采，从第三至第七周期实现了连续注采气，累计注气1.37×108m3，累计采气0.90×108m3，平均日注气23.03×104m3，平均日采气22.91×104m3。表明储气库西部构造低部位注采井整体利用风险较小，为水侵区的有效动用提供了依据。

与2012年建库前含气饱和度相比，通过7个周期注采，到2019 年的第七注采周期末，呼图壁储气库西区水侵区含气饱和度增大，气驱扩容显著（图3）；东区受地层非均质性和气水渗流能力差异影响，局部存在气窜，气驱水现象明显，含气饱和度增加，北区也存在微弱扩容。位于华北地区的苏桥储气库为典型的水驱气藏型储气库，其多周期注采结果表明，由于注采井注采速度和储集空间物性的差异，气水过渡带宽度为50～200 m。因此，针对呼图壁储气库西区水侵区的地质条件及地层压力状况，采取合理的注采政策，水侵区及气水前缘具有恢复可动用性，具备继续扩容潜力。

3 水侵区及水侵前缘动用对策

3.1 水驱前缘位置的确定

在现场注气过程中，对气体进行了示踪剂标识，采用气相色谱仪测量产出气体中示踪剂浓度的变化[21]。将该数据输入示踪剂数值模拟器（CMGSTAR），对历史拟合数据进行校正[22]。根据示踪剂浓度的变化，对注入气体进行标识，从而识别注气前缘形态及变化趋势。

利用示踪剂实时追踪注气前缘推进发现，注气初期地层压力低，注入气体迅速扩散，井眼周围注入气浓度高，随着注入时间增加，地层压力逐步增大，注入气扩散变缓；由于储集层物性差异，注入气影响范围具有选择性和方向性，气藏边部区域由于构造较平缓，容易出现指进现象，需要减缓注气速度。利用单井不稳定模型参数和数值模拟，确定气水前缘位置，制定单井注采方案，克服了平面非均质性的影响，注入气体逐渐向西部和东部扩散（图3），有效动用了水侵区，增大了储气库容积。

3.2 渗流能力的提高

呼图壁储气库地层倾角仅5°左右，重力作用可以忽略，驱替主要受注气压力的影响。在储气库注气过程中，气水过渡带逐渐变窄。在注入压力的作用下，天然气逐渐进入气水过渡带，随着注入压力的不断增大，更多气体进入地层岩石孔隙中，较小的孔隙也逐渐被注入的天然气所占据，气体在注采过程中的干燥作用，使得地层水饱和度不断减小，含气饱和度逐渐增大。根据岩石相渗曲线，多次注采气相渗透率逐步提高，逐步改善了储集层的渗流能力，有益于未利用井产能的提高。

以东区H1井为例，该井处在构造较低部位，位于气水前缘（图1），2015年4月投产，第二周期到第五周期日注气量小于30×104m3，经过3 个周期的注气驱替，含气饱和度增大且气水前缘明显外推，气相渗透率增加，储集层的渗流能力增强。注采6周期后，日注气量提高到50×104m3以上。复压测试结果表明，通过多轮次注采吞吐后，储集层表皮系数由8.7下降至3.2，渗流能力明显提高。

4 储气库动用后水侵风险预警

4.1 水侵风险评价指标体系

对含边底水储气库的多周期注采进行风险评价，不但需要考虑众多的影响因素，而且需要考虑各因素的相互作用，考虑因素过多或过少，均会影响到评价结果的准确性。在调研国内外水驱气藏气井见水风险评价方法及水淹型储气库库容影响因素的基础上，结合呼图壁储气库运行状况，建立了影响注采井水侵的动态参数和静态参数评价指标体系，动态参数包括产水矿化度、产水Cl-含量、日产水量、生产水气比、油压、实际产气量与水锥临界产气量的关系、射孔段至气水前缘的距离等，静态参数主要包括最低射孔层段与水侵层间是否有隔层、固井质量等。水侵风险评价指标体系具体包括9 个评价指标，将水侵区的注采井依据水侵风险划分为4个等级，分别为水侵高风险井、水侵中风险井、水侵低风险井及无水侵风险井（表1）。

表1 呼图壁储气库水侵风险评价指标Table 1.Indexes evaluating water invasion risk of Hutubi UGS

4.2 储气库注采井水侵风险评价

依据地质特征、注采井位置、井况等资料，参考动态监测资料，结合注采井的注入及采出气情况，分析第七注采周期末单井的水侵风险等级，其中，有H4井、H2 井和H11 井3 口高风险井，H3 井、H12 井、H13 井、H27 井、H28 井和H29 井6 口低风险井，其余的21 口井均为无风险井。

无水侵风险井占总井数的70%，主要位于储气库的中部和东部主体部位，采气周期内平均日采水量小于1 t，水气比小于4 g/m3，产水Cl-含量小于2 000 mg/L，射孔层段与气水前缘距离大于1 200 m，射孔段与水层及中间段固井质量较高，综合评价得分小于0.40。

水侵低风险井占总井数的20%，主要位于储气库的西部水侵前缘和紫泥泉子组二段第二砂层组注采井，采气周期内平均日采水量小于1 t，水气比小于4 g/m3，产水Cl-含量小于3 000 mg/L，射孔段距离气水前缘900～1 200 m，射孔段与水层及中间段固井质量较高，注入气井口压力小于15 MPa，综合评价得分为0.40～0.50。

水侵中风险井平均日采水量大于1 t，水气比大于4 g/m3，产水Cl-含量在2 000～3 000 mg/L，射孔层段距离气水前缘600～900 m，射孔段与水层及中间段固井质量合格，实际产气量大于水锥临界产气量，综合评价得分为0.50～0.55。研究区无水侵中风险井。

水侵高风险井占总井数的10%，主要位于储气库的西部水侵区，采气周期内平均日采水量大于1 t，水气比大于4 g/m3，产水Cl-含量大于3 000 mg/L，射孔层段距离气水前缘小于600 m，射孔段与水层及中间段固井质量为合格，实际产气量大于水锥临界产气量，综合评价得分大于0.55，如果水侵区的井射孔段与水层段固井质量不合格，直接判定为水侵高风险井。

4.3 水侵风险预警机制及抑制水侵管控

水侵风险预警机制是指根据不同水侵等级有针对性地区别管理注采井，特别是针对高风险井，通过实时跟踪动态数据，加大动、静态数据采集密度，并对数据进行及时分析，从而优化与调整生产参数，为储气库有效扩容及抑制水侵前缘推进提供重要保障。

（1）根据日产水量和水气比变化断定水侵风险

根据储气库7 个周期单井日产水量及水气比数据统计（图4），日产水量大于1 t且水气比大于4 g/m3时，生产地层水，应该立即关井，防止水侵进一步加重。

（2）依据Cl-识别法控制水侵速度 针对地层产水与凝析水的矿化度及Cl-含量不同，加强注采井水样分析化验，运用凝析水-混合水-边底水的Cl-识别单井产水性质，水性分析资料直接反映了该井的水侵程度，再通过排查单井生产地层水产水量大小、水气比等情况，控制单井产水量，保证储气库的优良运行。

（3）依据井口压力变化判断水侵影响 储气库7个周期注采实践表明：正常投产的注采井，在注气期随着注入气量的增加，井口压力缓慢上升，注采气压力与油压的差值始终能保持±0.1MPa，且油压始终不低于15 MPa。水侵区的未利用井，在现场实施试注、试采过程中，由于地层水的影响，试注时油压快速上升到注气压力、井口流量计无气量显示，在第六周期实现短期试注的注采井井口压力上升的斜率为0.074 4，油压上升速度是已投产井的1.6倍；在实施试采时，依据注采井与水侵前缘的不同距离，井口压力在开井短期内快速下降至进站门限压力（低于10 MPa），然后无气量产出，该水侵区的注采井应该立即关井，防止水侵进一步加重。

（4）调整优化注采速度及注采气量，控制气水前缘推进速度 通过示踪剂数值模拟单井不同周期临界产气量与其距边底水的距离，从而预测潜在水侵的注采井。依据水侵高风险井生产动态数据，调整注采速度及注采气量，采取多注、少采对策，抑制水侵速度，从而达到扩容及应急调峰目的。以H13 井为例，数值模拟结果表明，该井临界采气量与其距边底水距离正相关（图5）。当边底水外推至距本井1 200 m时，该井临界采气量为30.1×104m3/d，而实际采气量不能大于该数值。

5 结论

（1）以呼图壁储气库为例，评价了边底水储气库气水前缘恢复动用的可行性，并给出了储气库水侵前缘动用的对策：利用示踪剂数值模拟技术确定注气前缘位置，通过多周期注采，提高储集层渗流能力。

（2）建立了影响注采井水侵的动、静态参数评价指标体系，将注采井依据水侵风险划分为4个等级。以呼图壁储气库为例，评估目前无水侵风险井21 口，占总井数的70%，主要位于储气库的中部和东部主体部位；低水侵风险井6 口，占总井数的20%，主要位于储气库紫泥泉子组二段第一砂层组的西部水侵前缘和第二砂层组靠近底水区的注采井；高水侵风险井3口，占总井数的10%，主要位于储气库的西部水侵区。

（3）制定了边底水储气库水侵预警机制，在生产管理过程中加大动态资料监测力度，及时跟踪中—高水侵风险井的产水量及水气比变化、产水Cl-含量、井口压力等，调整优化注采速度及注采气量，从而控制气水前缘推进速度。