引用本文
叶萍. 气藏型储气库群周期动态监测系统的建立与应用[J]. 录井工程, 2020,31(S1): 60-65.
YE Ping. Establishment and application of periodic dynamic monitoring system for gas storage group of gas reservoir type[J]. Mud Logging Engineering, 2020,31(S1): 60-65.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2020.S1.011  
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气藏型储气库群周期动态监测系统的建立与应用
叶萍
中国石油大港油田公司天津储气库分公司

作者简介： 叶萍 工程师,1984年生,2010年毕业于长江大学矿物学、岩石学、矿床学专业,现在中国石油大港油田公司天津储气库分公司从事储气库动态研究工作。通信地址:300280 天津市滨海新区海滨街道创业三路。电话:(022)25910299。E-mail:yeping01@petrochina.com.cn

摘要

动态监测是储气库群运行中的一项重要工作,贯穿于储气库群生产运行始终。为了保障地下储气库群安全、高效、科学合理的运行,大港油田气藏型X储气库群建立了以压力场监测、流体场监测、注采井生产能力监测及流体组分监测为主要内容的监测系统,实现了对储气库群全方位、立体化监测,为储气库群的运行管理、安全评价、动态分析提供了科学依据。通过该储气库群周期动态监测系统的建立和应用,不仅实现了X储气库群多周期的安全平稳生产,同时结合各个储气库实际注采特点、动用状况,指导X储气库群下步“扩容达产”方案的调整和优化,保证其安全高效、科学合理运行。

关键词: 气藏型; 储气库; 动态监测; 压力场; 流体场; 注采井; 流体组分; 扩容达产
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Establishment and application of periodic dynamic monitoring system for gas storage group of gas reservoir type
YE Ping
Tianjin Gas Storage Company of PetroChina Dagang Oilfield Company,Tianjin 300280,China
Abstract

Dynamic monitoring is an important task that runs through the production and operation of the gas storage group. To ensure the safe,efficient,scientific and reasonable operation of underground gas storage group,a monitoring system mainly for pressure field,fluid field,production capacity of injection and production wells and fluid composition was established by Dagang Oilfield X gas storage group of gas reservoir type. It has realized all-round and three dimensional monitoring of gas storage group and provided scientific basis for the operation,management,safety evaluation and dynamic analysis of gas storage group. The establishment and application of the monitoring system not only realized the multi-period safe and stable production of X gas storage group,but also guided the adjustment and optimization of the later expansion and production plan of X gas storage group by combining the actual injection and production characteristics and production conditions of each gas storage,which ensured safe,efficient,scientific and reasonable operation.

Keyword: gas reservoir type; gas storage; dynamic monitoring; pressure field; fluid field; injection and production wells; fluid component; capacity expansion and production
0 引言

大港油田X储气库群为京津冀地区国家级天然气资源战略储备库, 地理位置位于大港板桥油气田, 构造位置位于大张坨断层的上升盘, 区域内发育了一系列二级、三级及四级断层, 主要断层有大张坨断层、白水头断层及滨海断层等, 这些断层将研究区分割成多个复杂断块。X储气库群包括A、B、C共计3个储气库, 由凝析气藏改建, 其主要含油气层位为古近系沙一下亚段(板1、板3油层组)和沙二段(滨Ⅳ 油层组)。该储气库群自2014年6月投产以来, 已经顺利完成了6个周期的注采任务, 目前已经进入第7个注采周期。截至目前, 已累计完成注气14.65× 108 m3, 完成采气11.51× 108 m3。

随着该地下储气库群多周期高速注采的运行, 在交变应力下, 其地下流体分布形态发生了变化, 储气库群区域圈闭内的盖层、断层密封性风险增大, 因此迫切需要建立储气库周期动态监测系统, 实现对储气库的实时全方位、立体化监测, 为储气库群的运行管理、安全评价、动态分析提供科学依据。通过监测系统的建立和应用, 不仅可实现该储气库群多周期的安全平稳生产, 还可以结合各个储气库实际注采特点、动用状况指导储气库群下步“ 扩容达产” 方案的调整和优化, 进而保证储气库群的高效、科学合理运行, 为储气库群发挥调峰保供任务起到积极作用[1, 2, 3]。

1 储气库群周期动态监测系统的建立

储气库周期动态监测包括基于井工程监测的圈闭完整性监测和内部运行动态跟踪两项监测内容。圈闭完整性监测是通过对储气库区域内盖层、断层、气液界面、周边及溢出点等圈闭部位进行跟踪监测, 判断天然气是否漏失, 进而评价储气库圈闭的完整性。内部运行动态监测包括注采动态数据、内部温压、流体性质、气液界面与流体运移、注采井产能等动态参数的监测, 评价单井注采气能力、储集层性质、流体物性及变化, 指导储气库的“ 扩容达产” 和优化运行。

针对上述储气库群的圈闭密封完整性和内部运行动态等监测需要, 结合该储气库群实际运行需要, 建立了以压力场监测、流体场监测、注采井生产能力监测及流体组分监测为主要内容的监测系统, 实现了对储气库的全方位、立体化监测。压力场监测是指通过对储气库群监测井压力场的跟踪, 评价各储气库的完整性和内部连通关系; 流体场监测是指通过对储气库群监测井流体场的跟踪, 分析储气库的边水活跃程度, 指导优化储气库注采运行; 注采井生产能力监测是指在周期压力监测的基础上, 针对注采井开展系统试井+压力恢复+探边测试相结合的一体化精细测试, 以此评价注采井的注采气能力, 确定单井产能并有效指导产能方程修正, 进而指导“ 扩容达产” 方案调整; 流体组分监测可以分析监测各周期地下流体油、气组分的变化情况, 进一步判定各储气库扩容效果。监测系统具体流程如图1所示。

图1 储气库群动态监测系统流程

2 储气库群周期动态监测系统的应用
2.1 压力场监测

压力场监测系统是指通过储气库相邻断层监测井、储气库内部盖层监测井、注采井、溢出点监测井的压力监测, 实现对储气库群监测井压力场的跟踪, 以此评价断层密封性、盖层密封性、气库内部连通性。

2.1.1 断层密封性评价

断层密封性评价主要包括储气库边界断层密封性评价和储气库内部断层密封性评价。其中边界断层密封性评价尤为重要, 边界断层密封可靠与否涉及到所在储气库整体储气效果。以X储气库群A库为例, 对其边界断层监测井AJ 1井进行5个注采周期连续监测, 其地层压力始终保持在37.5 MPa左右(表1), 说明断层监测井没有受注气和采气的影响, 边界断层密封性良好。

表1 断层监测井地层压力数据对比 MPa

内部断层密封性评价可辅助评价气库内部连通性, 落实气库内气井的动用范围。以X储气库群B库为例, 通过其断层内部井BL 1井采气期间对BK 1井进行干扰测试(图2 ), 随着BL 1井的生产, BK 1井井口压力持续下降(图3), 两口井相互干扰连通, 说明B库内部断层之间不密封。

图2 B库井位分布

图3 B库生产曲线

2.1.2 盖层密封性评价

盖层密封性评价在建库前主要是对储集层之上的盖层进行宏观和微观特征分析, 宏观特征包括盖层厚度及横向连续性评价, 微观特征包括通过取心评价获取的岩石排驱压力、孔隙度、渗透率、孔隙中值半径、突破压力等。X储气库群三座储气库建库层之上均分布大套稳定泥岩, 厚度达50~300 m。建库后为确保盖层密封性, 通过监测井监测上覆盖层的压力变化情况来进一步整体评价气库密封性。三座气库分别部署1口盖层监测井, 通过多周期盖层监测井压力监测结果(表2)表明, 相应库区储集层盖层压力稳定, 盖层密封性很好。

表2 盖层监测井地层压力数据对比 MPa

2.1.3 气库内部注采井压力监测

气库内部注采井压力监测是评价气库连通性的有效手段, 利用注采平衡期测试各储气库单井点在注气后和采气后的压力。从周期压力变化曲线(图4)可以看出, C库和B库的各井(B库边部井BL 4井除外)单井压力均保持一致, 说明该储气库群储集层总体上连通性好。

图4 C库和B库注采周期压力变化曲线

2.2 流体场监测

流体场监测主要是通过气水界面监测井的压力变化来判断储气库水侵程度, 评价储气库边水的活跃程度, 从而指导边部井的合理开采。A库和B库的气水界面监测井AJ 2井和BJ 1井在注气和采气的各平衡期内, 压力变化幅度不大, 均在10%之内(表3), 表明注采气未波及到气水界面。同时B库低部位两口井和AK 1井在采气生产时均没有产水, 表明两个库边水均不活跃。但C库后期完善的监测井CJ 1井压力变化资料显示该库有一定的边水波及, 同时完善的低部位采气井CK 4井在采气末期产水量大幅度上升, 证实了C库存在边水侵入的影响, 据此在采气末期对边部井进行生产措施优化, 合理控制边部井在采气末期的采气速度[4]。

表3 气水界面监测井地层压力数据对比 MPa
2.3 注采井生产能力监测

注采井生产能力监测一方面是指通过压力监测跟踪研究, 开展注采过程中压力与采气、注气能力相关性的评价; 另一方面是指根据评价需求, 有针对性地开展不稳定试井、压力恢复、探边等一体化精细测试来获取注采井产能方程、储集层参数、井间连通情况等, 为储气库动态分析、效果评价及方案调整提供依据。

2.3.1 单位压差注采能力分析

单位压差注采能力分析是指通过多周期压力监测, 利用单位压差注采气量来分析储气库注采能力。X储气库群中的3个储气库, 由于生产能力不同, 设计配产不同, 在5个周期注采运行中, B库单位压升注入量始终高于设计值, 而A库和C库接近或低于设计值, 同时A库和C库单位压降采气量大幅度低于设计值。结合各库单井产能以及气库地质情况分析认为, C库低于设计值的主要原因是井网的控制程度低所致, A库则是由于库内水平井井控程度低, 而单一水平井难以达到设计指标。

2.3.2 系统试井注采能力分析

为了更好地分析生产井的注采能力, 各个储气库均选择代表性的注采井进行系统试井, 以此来修正产能方程, 进一步评价气井的注采能力。例如:对C库CK 4井进行压力系统试井(图5), 由指数式产能方程计算的地层压力下无阻流量为79.89× 104 m3/d, 由二项式产能方程计算的地层压力下无阻流量为71.54× 104 m3/d, 两种方法计算产能结果基本相似, 与该井实际产能相吻合。

图5 系统试井压力曲线

同样, 对B库整体进行了气井产能公式复算, 在储气库运行中适当提高个别单井产能[5, 6], 使注采方案更加科学合理, 从而加快了储气库的达容工作。

2.3.3 探边测试注采能力分析

探边测试主要是在注采井生产期间通过关井压力降落测试来计算地层有关参数, 确定可能存在的边界, 落实井的储集层物性, 流体波及范围等[7]。

以A库为例, 该储气库自投入运行以来, 实际注采能力均低于设计指标, 初期通过系统试井发现, 储集层存在一定的污染, 普遍认为污染是导致产能低的主要原因, 并认为随着地层近井筒地带高速注采, 污染有望得到排除, 从而达到设计产能, 但后期探边测试分析表明, 污染并不是导致储气库产能低的主要问题。在第3注气期对该储气库内AK 1井开展了探边测试。测试分析结果表明:首先井筒附近地层储集层物性较好, 并且探该井附近地层无污染; 其次本次测试探测到距离该井60 m处外围地层物性开始变差, 且有效水平段仅为199.7 m, 与实际钻遇气层水平段384.7 m相比缩短近二分之一, 表明注气动用程度较低; 最后本次测试未测试到断层, 说明注气区波及范围较小。探边测试结果进一步证明了AK 1井井网控制程度偏低, A库低部位未得到有效动用, 这是该储气库实际产能较低的主要原因。

2.4 流体组分监测

流体组分监测主要是指储气库经过循环注采, 其地下流体组分在注入气的置换下不断发生变化, 需通过对地下流体组分进行监测分析, 实现判断注入气在储气库中扩散和置换效果的目的。从地面取油、气样品进行分析, 结果(表4、表5)表明, 地下流体组分已经发生变化, 相比注气前, 注气后三个储气库内的天然气相对密度均有不同程度降低, 显示甲烷含量增加或无明显变化, 已产生一定达容效果。其中B库尤为明显, 天然气相对密度由注气前的0.71降至注气后的0.61, 甲烷含量由注气前的79%升至注气后的90%。

表4 注气前地面油气分析
表5 注气后地面油气分析
3 储气库运行优化及方案调整
3.1 储气库注采方式及配产配注措施优化

运用动态监测成果, 指导储气库注采方式及配产配注措施优化, 提高工作气量。通过单井精细测试评价注采气能力, 整体优化配产配注, 提高井控库存。B库和C库开展系统试井+压力恢复一体化精细测试, 落实了单井注采能力, 通过气井的产能公式复算, 使运行的注采方案更加合理与科学, 从而促进了储气库的“ 扩产达容” 工作。

为了确保交气量, B库在方案运行中, 充分考虑了气藏高部位岩性尖灭、局部微相变化和低部位构造控制等因素, 采取了中间注气、边部有效采气(油)的针对性方案, 注入的轻质组分对原地下相对重质组分形成有效气驱, 从而驱替地下重质组分扩散, 使得边部气井由原建库前没有产油量到第二、三周期单井产凝析油20~30 m3/d, 经过5个周期累计生产凝析油约8 000 m3, 产油排液的同时也起到了扩容效果。

3.2 储气库“ 扩容达产” 方案调整

在该储气库群监测系统的指导下, 结合各气藏实际注采特点和气藏动用状况, 编制部署了新井、老井相结合的扩容达产调整方案, 优化了气库的注采方式和运行压力[8], 具体优化调整内容如表6所示。

表6 大港油田X储气库群“ 扩容达产” 调整方案

通过扩容达产方案的调整和优化, 库容由原设计7.82× 108 m3增加至8.65× 108 m3; 工作气量由原计划2.5× 108 m3增加至方案实施后的4.53× 108 m3。通过运行方案的不断优化, 逐步提升了储气库群的扩容达产能力。目前储气库群工作气量已达到设计的86%, 预计在下一个采气周期实现设计达产目标。

4 结论与认识

(1)监测系统的建立对储气库群的平稳运行和下步方案优化发挥了重要作用。通过对储气库开展系统性动态监测, 为储气库群的安全、高效、科学运行提供了重要技术支撑。

(2)储气库动态监测系统监测资料的取得, 为储气库跟踪分析及方案调整提供依据, 集成多方信息的综合监测资料, 使气库调整方案更加科学合理。通过近两年的实施, 目前X储气库群工作气量达到设计的86%。

(3)储气库动态监测工作尚处于初步建设阶段, 为了适应储气库“ 扩容达产” 、优化运行需求, 监测体系有待进一步的开发和完善。

(编辑 唐艳军)

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