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地下储气库是当前我国最主要的天然气调峰手段之一，为我国天然气产业稳步发展起到重要作用。截至2019年底，我国已建成储气库(群)14座，形成工作气量约114×108 m3[1-2]。枯竭型储气库是通过在油气枯竭井中注入天然气建库，因此研究天然气注入后地层压力、储层物性与累积注气量的变化规律对于气库的安全运行和科学管控极为重要。王飞等在储气库建设前运用压恢试井及生产动态分析方法确定近井地带储层物性、边界位置及控制储量，为库区指标设计提供理论依据[3]。汤敬等利用温压梯度、井间干扰等分析方法确定库区储层连通性，为后期井位部署提供依据[4]。岳三琪等根据能量守恒原理，利用伯努利方程推导地下储气库注气期、关井期井底压力计算方程，计算井底流压及静压，为注采周期内压力变化、库容量、工作气量等研究提供理论基础[5]。于洋等利用PIPESIM软件进行储气库注采阶段井筒温度和压力分布预测，解决了储气库井测试作业风险大、费用高的难题[6]。陈显学等在采气阶段利用系统试井进行单井采气能力评价研究，确定了产能方程、无阻流量，并进行合理配产[7]。
上述研究均没有考虑储气库频繁注采气操作对储层物性造成的影响及变化规律，在储气库运行过程中，连续4年监测注入结束后停注阶段的压降数据并进行试井分析，从时间推移角度分析地层压力和储层物性随累积注入量的变化规律，以指导储气库科学安全运行。
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辽河油田SL储气库是中国最大的气顶油环边底水储气库，构造上位于双台子断裂背斜带的主体部分，构造面积约15 km2。设计运行压力8~26 MPa，最大库容量57.54×108 m3，有效工作气量32.22×108 m3，基础垫气量及附加垫气量20.0×108 m3，最大日调峰气量3 110×104 m3，最大日注气量2 025×104 m3/d，单井采气能力80×104 m3/d，单井注气能力75×104 m3/d，部署井位30口。SL储气库2014年4月开始运行，截至2020年12月正常注采井13口，其中水平井8口，直井5口。从运行初期至今，每个注入阶段后都选取特定井持续开展压降试井，明确地层压力、储层物性、油藏模型随注入量的变化规律，为储气库制定科学注采方案及安全运行提供保障。
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压降试井属于不稳定试井，在储气库运行过程中，监测停注后井底压力随时间的不稳定变化过程，通过分析注入量与压力数据，识别测试层油藏类型、计算物性参数、估算井底污染、判断测试井附近的边界及井间连通性等[8-13]，并且对不同注入周期后得到的地层参数进行对比，预测变化规律。
A1井为注采直井，完钻井深为2 570.0 m，气层段2 370.9~2 525.6 m，注气厚度105.3 m，地层破裂压力为38.09 MPa。自2014年持续开展注入后压降测试，测试仪器下深为油层中深2 498.25 m，分析了整个库区垫气阶段结束后的2017—2020年连续4年的压降测试情况，为使测试数据及解释结果分析更具有对比性和针对性，每次压降测试均历时120 h。4年实测压降数据见表1，压降曲线对比见图1。
表 1 A1井4次压降测试数据
Table 1. Data of four drawdown tests in Well A1
年份 日注量/
(104m3 · d−1)井口油压/
MPa实测压降/
MPa压降幅度/
MPa2017 63 12.314 14.800~10.568 4.232 2018 40 13.867 16.267~15.242 1.025 2019 30 15.984 18.456~18.099 0.357 2020 20 20.725 23.216~23.049 0.167 
图 1 A1井4年实测压降曲线
Figure 1. Measured pressure drop curve of Well A1 in the last four years
从表1可以看出，由于连续注气导致库容量增加，井口油压呈现上升趋势，即使2017—2020年注气量逐次减少，A1井实测注气压力也逐年增高，注气后压降幅度反而减少，出现“难注入”现象。
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对A1井进行压降试井分析，图2为2017年双对数拟合曲线，压力与导数曲线早期重合并呈现斜率为“1”直线，为井筒储集阶段，导数曲线出现“驼峰”后下降，为表皮效应，最后出现径向流动阶段，表现为“井筒储集+表皮+均质+无限大”油藏模型特征。解释得到储层渗透率4.78×10−3 μm2，表皮因数−2.4，地层压力10.23 MPa，探测半径85 m。
图 2 A1井2017年双对数拟合曲线
Figure 2. Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2017
图3为2018年双对数拟合曲线，早期导数超越于压力曲线之上，出现明显变井筒储集和表皮效应，过渡段持续时间短，很快出现径向流动段，反映近井地带储层流度得到改善，表现为“变井筒储集+表皮+均质+无限大”油藏模型特征。解释得到储层渗透率8.47×10−3 μm2，表皮因数−5.3，地层压力15.01 MPa，探测半径125 m。
图 3 A1井2018年双对数拟合曲线
Figure 3. Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2018
图4为2019年双对数拟合曲线，变井筒储集和表皮效应之后，导数曲线与压力曲线呈现出斜率为“1/2”的平行直线，平行直线距离为0.301，后期出现径向流动段，表现为“变井筒储集+表皮+无限导流垂直裂缝+均质+无限大”油藏模型特征。解释得到储层渗透率15.81×10−3 μm2，表皮因数−6.2，地层压力17.86 MPa，探测半径307 m。
图5为2020年双对数拟合曲线，其形状与2019年类似，选取同样模型进行分析。解释得到储层渗透率30.43×10−3 μm2，表皮因数−6.6，地层压力22.95 MPa，探测半径330 m。4年度试井解释结果见表2。
图 4 A1井2019年双对数拟合曲线
Figure 4. Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2019
图 5 A1井2020年双对数拟合曲线
Figure 5. Log-log pressure fitting curve of Well A1 in 2020
表 2 A1井4次压降试井解释成果对比
Table 2. Comparison between interpretation results of four drawdown tests in Well A1
年份 有效
渗透率/
(10−3μm2)井筒储集常数/
(m3 · MPa−1)表皮
因数地层
压力/MPa探测
半径/m2017 4.78 7.81 −2.4 10.23 85 2018 8.47 12.0 −5.3 15.01 125 2019 15.81 57.4 −6.2 17.86 307 2020 30.43 57.9 −6.6 22.95 330 将4年的双对数曲线进行对比分析，见图6，可以看出导数曲线井筒储集阶段持续时间逐年延长，压力曲线与导数沿纵坐标轴逐渐下移且曲线开口逐年变小，油藏模型由2017年和2018年的“均质+无限大”向2019年和2020年“无限导流垂直裂缝+无限大”过渡。说明注采层位由于受到注采气影响，近井地带储层物性得到改善，有效渗透率增加，气体流动能力增强。2019年以后地层改善程度增强，出现类似于“高渗条带”特征，探测半径增大，注入气体向距井筒较远范围内流动，而且由于累积注气量增多，地层压力相应增加，说明地层渗透率和地层压力与累计注入量正相关(图7)。需要密切监测注气压力和地层压力，确保储气库处于8~26 MPa安全运行区间范围。
图 6 4年双对数曲线对比图
Figure 6. Comparison between log-log pressure curves in the last four years
图 7 A1井地层压力和有效渗透率与累积注气量关系
Figure 7. Relationship of formation pressure and effective permeability vs. cumulative gas injection of Well A1
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SL库区内注采井井距为230~300 m，将A1井4个年度压降试井分析得到的探测半径与井距相对比，2019年注气波及范围达307 m，2020年为330 m，说明2019年A1井与邻井基本连通，2020年井间已经完全连通，且连通性较好。从库区内13口井地层压力及压力系数(表3)看，至2020年库期内注采井压力系数基本一致，说明库区内已形成统一的压力系统，至2020年11月，地层注入压力达到24 MPa，SL储气库处于停产状态。
表 3 库区13口井地层压力及压力系数对比
Table 3. Comparison of formation pressure and pressure coefficient between 13 wells in the storage area
年份 参数 A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 平均值 2017 p/MPa 10.23 10.96 12.81 11.68 9.27 11.10 9.19 11.80 12.01 11.60 9.10 11.47 12.04 11.02 Cp 0.418 0.507 0.558 0.538 0.435 0.480 0.394 0.501 0.521 0.498 0.415 0.477 0.498 0.480 2018 p/MPa 15.01 15.30 13.70 16.00 14.50 13.50 13.50 13.60 13.50 13.60 15.50 15.90 15.96 14.58 Cp 0.613 0.707 0.596 0.736 0.680 0.584 0.578 0.578 0.585 0.584 0.707 0.662 0.660 0.636 2019 p/MPa 17.86 16.92 17.29 16.93 18.71 17.33 18.43 19.13 18.01 18.21 17.10 18.23 18.31 17.88 Cp 0.729 0.782 0.752 0.779 0.877 0.750 0.789 0.813 0.781 0.782 0.780 0.759 0.757 0.779 2020 p/MPa 22.95 20.30 21.61 20.35 19.94 21.64 21.89 22.04 21.61 21.80 20.54 22.57 22.61 21.53 Cp 0.937 0.939 0.940 0.936 0.935 0.936 0.937 0.937 0.937 0.936 0.937 0.939 0.935 0.937 注：p—地层压力，Cp—压力系数。 -
(1)在不影响储气库正常运行情况下，库区注采井停注后持续压降试井，判断油藏模型变化，计算近井储层物性参数、地层压力及注气波及范围。
(2)地层压力随累积注气量增加而增加，导致注气压力也增加，停注后压降幅度变小，出现“难注入”现象，应密切关注地层压力及注气压力。
(3)随注气时间延长及累积注气量增加，SL储气库储层类型由“均质+无限大”逐渐向类似于“无限导流垂直裂缝+无限大”过渡，导数特征曲线变化明显且存在持续加强趋势。
(4)由于受到注入气的影响，近井地带物性得到改善，地层渗透性增强，污染程度得到改善，注入气平面波及范围增大，井间连通性增强，目前整个库区是统一的压力系统。
(5)注气井压降试井技术操作方便，干扰因素少且便于控制，在SL储气库现场应用50余井次，为地质人员了解库区地层变化规律提供依据，有助于库区安全运行及科学管控。
Application of drawdown test technology in SL underground gas storage of Liaohe Oilfield
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摘要: 在储气库运行过程中，由于周期性注采气造成库区内压力频繁变化，导致储层注采能力及物性出现不确定性的变化，为此，持续开展了停注后压降试井工作，监测注采井压力与注采气量，总结库区内地层压力、储层物性参数(井筒储集系数、表皮因数、渗透率等)、储层边界随时间与累积注入量的变化规律，明确了注采井注气波及范围及地层连通情况，为地下储气库安全运行及科学管控提供了可靠依据。从建库初期至目前，压降试井技术现场应用50余井次，保证了注气压力、地层压力满足储气库安全运行设计要求，也为辽河油田其他储气库群监测工作提供了可借鉴的经验。Abstract: In the operation process of gas storage, cyclic gas injection and production causes frequent pressure change in the storage area, leading to uncertain change of reservoir injection/production capacity and physical property. Drawdown test after injection stopping was carried out continuously and the pressure and gas injection/production rate of injection/production wells were monitored. In addition, the variation laws of formation pressure, reservoir physical properties (well storage coefficient, skin factor and permeability) and reservoir boundary with time and cumulative gas injection in the storage area were summarized, and the gas injection swept scope of injection/production well and the formation communication situation were clarified, so as to provide a reliable basis for the safe operation and scientific control of underground gas storage. The drawdown test technology has been applied more than 50 well times since the initial stage of gas storage construction, which ensures gas injection pressure and formation pressure to satisfy the design requirements for the safe operation of gas storage and provides reference experience for the monitoring operation of other gas storage groups in Liaohe Oilfield.
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图 1 A1井4年实测压降曲线
Figure 1. Measured pressure drop curve of Well A1 in the last four years
图 6 4年双对数曲线对比图
Figure 6. Comparison between log-log pressure curves in the last four years
图 7 A1井地层压力和有效渗透率与累积注气量关系
Figure 7. Relationship of formation pressure and effective permeability vs. cumulative gas injection of Well A1
表 1 A1井4次压降测试数据
Table 1. Data of four drawdown tests in Well A1
年份 日注量/
(104m3 · d−1)井口油压/
MPa实测压降/
MPa压降幅度/
MPa2017 63 12.314 14.800~10.568 4.232 2018 40 13.867 16.267~15.242 1.025 2019 30 15.984 18.456~18.099 0.357 2020 20 20.725 23.216~23.049 0.167 
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表 2 A1井4次压降试井解释成果对比
Table 2. Comparison between interpretation results of four drawdown tests in Well A1
年份 有效
渗透率/
(10−3μm2)井筒储集常数/
(m3 · MPa−1)表皮
因数地层
压力/MPa探测
半径/m2017 4.78 7.81 −2.4 10.23 85 2018 8.47 12.0 −5.3 15.01 125 2019 15.81 57.4 −6.2 17.86 307 2020 30.43 57.9 −6.6 22.95 330
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表 3 库区13口井地层压力及压力系数对比
Table 3. Comparison of formation pressure and pressure coefficient between 13 wells in the storage area
年份 参数 A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 平均值 2017 p/MPa 10.23 10.96 12.81 11.68 9.27 11.10 9.19 11.80 12.01 11.60 9.10 11.47 12.04 11.02 Cp 0.418 0.507 0.558 0.538 0.435 0.480 0.394 0.501 0.521 0.498 0.415 0.477 0.498 0.480 2018 p/MPa 15.01 15.30 13.70 16.00 14.50 13.50 13.50 13.60 13.50 13.60 15.50 15.90 15.96 14.58 Cp 0.613 0.707 0.596 0.736 0.680 0.584 0.578 0.578 0.585 0.584 0.707 0.662 0.660 0.636 2019 p/MPa 17.86 16.92 17.29 16.93 18.71 17.33 18.43 19.13 18.01 18.21 17.10 18.23 18.31 17.88 Cp 0.729 0.782 0.752 0.779 0.877 0.750 0.789 0.813 0.781 0.782 0.780 0.759 0.757 0.779 2020 p/MPa 22.95 20.30 21.61 20.35 19.94 21.64 21.89 22.04 21.61 21.80 20.54 22.57 22.61 21.53 Cp 0.937 0.939 0.940 0.936 0.935 0.936 0.937 0.937 0.937 0.936 0.937 0.939 0.935 0.937 注：p—地层压力，Cp—压力系数。
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图(7) / 表 (3)
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