基于多周期注采的气藏型地下储气库储层渗流规律

2023-11-15高新平彭钧亮李力民陈明君

天然气工业 2023年10期

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。