S3 储气库扩容上产技术研究与应用

关键字：精细地质研究；低效井治理；提压扩容潜力

1.研究背景

1.1 储气库概况

S3 储气库由气顶油环边底水油藏改建而成，储气目的层为热河台油层，油层埋深 2470～2875m ，属于中低孔中低渗储层，平均孔隙度 15% ，平均渗透率 60mD ，原始地层压力 28.2MPa 。

1.2 储气库注采运行情况

S3 储气库设计运行压力为 12～28.9MPa ，部署注采井 12 口，2022 年注气投产，2022 当年 12 月采气投产，注采井分批投产，2024 年全面投产，目前已完成三注三采，达容率 83.5% ，视地层压力-库存量关系曲线向右偏移，表明储气库处于逐步达容阶段，但仍处于建库初期。

S3 储气库库存量及库存动用程度逐年提升，按照目前运行趋势，预计再经过八个注采周期后方可实现达容达产，与方案设计的两年达容五年达产还存在较大差距。为了提高建库效率，亟需开展相关研究，缩短气库达容达产时间。

2.存在问题及潜力分析

2.1 地质特征认识不足，需进一步开展精细地质研究

S3 储气库为构造-岩性油气藏，油气分布受构造和沉积双重控制，属于浊流沉积的中低孔中低渗储层，砂体横向变化快，新钻井资料显示，储层实际地质特征与设计阶段的认识存在偏差，需要开展地质体精细评价研究。

2.2 受储层特征影响，部分注采井未达到设计指标

S3 储气库属中低孔中低渗储层（孔隙度分布主要在 10～20% ，平均14.5% ；岩心渗透率分布主要在 5～100mD ，平均 24.5mD ），注采过程中存在启动压力大（初期注气生产压差需达到 8.0～9.7MPa ，平均吸气天数 8天）、压力传导慢（注气初期注采井与监测井压力相差 5MPa 以上）等特征。

北部储层砂体及物性发育更差、同时水淹程度高，注采井投产后注采能力相对较低，导致北部注采井未达到设计注采指标。数值模拟显示储气库经过三轮注采后气层范围逐步扩展到原始气液界面，库存平面控制程度与近井地带含气饱和度进一步提高。由于北部区域注采效果差，导致含气饱和度较低，动用效果差，影响储气库整体注采能力发挥。

2.3 储气库盖层密封性良好，具备进行提压扩容潜力

储气库目的层之上全区分布大套泥岩，厚度 100～300m ，平均 220m ，盖层厚度大。通过波阻抗反演及建模技术预测储气库泥岩盖层分布稳定。通过压汞实验得出，储气库泥岩盖层毛细管排替压力在 33.1～41.1MPa 之间，储气库在设计压力范围内运行，盖层密封性能力强，表明储气库垂向密封性较好，具备提压扩容潜力。针对上述问题及潜力，我们逐一制定了针对性的解决对策。通过开展地质体精细评价技术研究、提高单井注采能力技术研究与应用、储气库提压扩容技术研究，深化地质特征认识、提升低效井注采能力、实现储气库扩容上产。

3.主要做法

3.1 地质体精细评价技术研究

3.1.1 精刻构造特征

开展 VSP 测试，应用带通滤波技术，补偿高频成分，提高地震资料分辨率，筛选有利属性，落实整体构造形态，同时对部分断层进行了调整，新增含油气面积 0.36km² ，新增库容 1.0×10⁸m³ 。

取消断块西侧断层后，原断层外侧位于油水界面附近的一口老井，只下入表层套管，裸眼完井，如不及时处理会影响储气库整体运行安排，存在井控安全隐患，对该井实施封堵，解除安全隐患。

3.1.2 明确沉积微相展布特征

热 III 油组主要为水层，热 II 油组为主要建库层位。热 II_4-6 时期，重力流动力增强，沟道变宽，沉积砂体增厚，热 II_1-3 时期重力流动力变弱，砂体变薄，建库区沟道消亡，仅在 S32 井一线发育沟道。沟道主要发育厚层砂砾岩，沟道侧缘发育薄层含砾细砂岩，沟道间主要为泥岩。

3.2 提高单井注采能力技术研究

3.2.1 针对注采能力较差井，采取强化注采措施，改善吸气差状况

根据历年测试的流压资料分析总结得出“储气库流压与井口油压关系曲线”以及“流量与井筒压降关系曲线”。从中可以看出井口油压与流压呈线性关系，同样的流压下，井口压力越高，单井注气量越高。由此可见，提高井口注气压力可提高注采井生产压差，提高注气量。

图 1 油压与流压关系曲线 图2 不同流压下流量与井筒压降关系曲线

2022 年第一批投产的注采井投产初期效果不理想，采取加强注采措施取得了较好的效果。2025 年注气期对第二批投产实施提压注气，实施提压后，低效井吸气效果明显改善，提高了近 1 倍，通过优化注采调控，逐步提升单井注采效果初见成效。

3.2.2 针对性储层污染注采井，采取酸化措施，解决近井地带污染

针对储层污染井，通过分析漏失情况，进行酸化体系优选，确定合理的前置酸和主体酸，以达到解除堵漏剂和钻井液造成的堵塞和改善储层物性的目的。S3-6 井钻至目的层时漏失钻井液 2829m³ ，根据孔隙度及生产层厚度计算，污染半径达到 10.64m 。通过针对性采取酸化措施后日注气量快速上升至 32×10⁴m³/d ，较酸化前平均注气量提高 13×10⁴m³/d ，酸化后达到单井注采设计指标。

3.3 开展储气库提压扩容技术研究

3.3.1 进行地应力测试试验

为验证目的层热河台油层上覆盖层的密封性，选取钻遇盖层的老井进行小型压裂地应力测试，测得盖层最小水平主应力 S_Hmin 为 43.31MPa ，远高于上限压力 28.9MPa，证明盖层密封性强，具备提压扩容潜力。

3.3.2 模拟储气库注采过程储层有效应力变化

储层有效应力随流体压力变化而瞬速变化，变化幅度大；盖层底部有效应力随储层注采气压力变化，变化幅度相对储层较小。S3 储气库上限压力由 28.9MPa 提高至 33MPa，增加库容 1.0×10⁸m³ ，模拟结果显示运行良好。

4.成果应用情况

4.1 基于构造新认识的储量增长

通过对构造的重新落实，部分断层进行了调整，新增含油气面积0.36km² ，新增库容 1.0×10⁸m³ ，可新增部署注采井 3 口。

4.2 单井注采气能力均有不同程度的改善

S3 储气库通过对单井注采能力采取针对性措施，三轮注采后，通过对系统试井资料以及注采气指数变化分析，随着注采轮次的增加，第一批投产的注采井单井注、采气能力均逐年变好。第一批投产单井最大日注气量29～56×10⁴m³ ，最大采气量 20～67×10⁴m³ ；第二批投产的注采井实施强化注气后，注采能力提升了 1 倍，单井注采气能力呈逐轮提高的趋势。

4.3 提高储气库上限压力实现库容和工作气量的扩充

为了进一步提高气库建库效率，开展提压增容可行性研究，通过储气地质体精细刻画，攻关静态封闭能力及四维地应力模拟动态密封性定量评价技术，结合注采动态分析，明确提压潜力为 4MPa，可增加工作气量1.0×10⁸m³ ，缩短气库达容周期 2 年。

5.结论

（1）S3 储气库属于中低中低渗储层，部分井注采效果较差，通过强化注采、酸化等针对性措施，单井注采能力大幅度提高。

（2）S3 储气库盖层密封性强，通过开展提压扩容技术研究，可极大提高储气库运行效率，缩短储气库达容达产时间。

（3）S3 储气库扩容上产技术较好的解决了该类储气库存在的问题，为该类储气库提质增效提供重要方向。

参考文献：

[1]丁国生,王云,完颜祺琪,王皆明,胥洪成,李康,夏焱,李丽锋,曾德军,刘主宸. 不同类型复杂地下储气库建库难点与攻关方向[J]. 天然气工业,2023,v.43;No.360(10):14-23.