基于多周期注采的气藏型地下储气库储层渗流规律.pdf
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1、第 43 卷第 10 期2023 年 10 月 103 天然气工业Natural Gas Industry引文:范宇,高新平,宁飞,等.基于多周期注采的气藏型地下储气库储层渗流规律J.天然气工业,2023,43(10):103-111.FAN Yu,GAO Xinping,NING Fei,et al.Seepage law of gas-reservoir UGSs during multi-cycle injection and productionJ.Natural Gas Industry,2023,43(10):103-111.基于多周期注采的气藏型地下储气库储层渗流规律范 宇1高新
2、平1宁 飞2彭钧亮1李力民3彭 欢1陈明君4 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摘要:气藏型地下储气库(以下简称储气库)会面临多周期、大流量地强注强采,其生产特征会使储层物性发生改变,进而影响注采井产能及储气库整体运行效果。为此,以碳酸盐岩气藏型储气库储层为研究对象,建立了模拟储气库实际注采生产特征的实验方法,并开展了储层岩石强度、有效应力、注采压差和温度对注采能力影响的实验,最后形成基于储层保护的储气库高效注采技术方案。研究结果表明:注采过程岩石抗压强度的变化对储气库运行
3、无影响,注采生产对初始物性越好的储层渗流能力伤害越小,且伤害随注采周期的增加趋于平稳;控制一定的生产压差,可避免微粒运移对储层的伤害并有利于排出储层中的微粒;储层渗流能力随温度升高而降低,温度变化对储层渗流能力伤害主要发生在前 3 个注采周期。结论认为,储气库在投运前进行储层改造、从第 4注采周期开始进行储气库扩容和控制生产压差注采,能显著提高注采效率并起到储层保护的作用,该认识对优化储气库注采制度提供技术支撑,对其他储气库制定高效注采方案具有重要借鉴意义。关键词:气藏型储气库;岩石抗压强度;储层渗流能力;微粒运移;注采压差;高效注采技术DOI:10.3787/j.issn.1000-0976
4、.2023.10.011Seepage law of gas-reservoir UGSs during multi-cycle injection and productionFAN Yu1,GAO Xinping1,NING Fei2,PENG Junliang1,LI Limin3,PENG Huan1,CHEN Mingjun4(1.Engineering Technology Research Institute,PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610017,China;2.Technical Con
5、sulting Center,PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610017,China;3.Chongqing Xiangguosi Underground Gas Storage Co.,Ltd.,Chongqing 400120,China;4.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation/Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China)Natura
6、l Gas Industry,vol.43,No.10,p.103-111,10/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:An underground gas storage(hereinafter referred to as UGS)rebuilt from a gas reservoir has the operation characteristics of multi-cycle and high-rate injection and production,which lead to the changes in reservoir p
7、hysical properties,and further affecting the productivity of injection and production wells and the overall operational efficiency of the UGS.To address this problem,this paper establishes an experimental method of simulating UGSs actual injection and production characteristics by taking the storage
8、 strata of a carbonate gas-reservoir UGS as an example.Based on this,the effects of reservoir rock strength,effective stress,injectionproduction pressure difference and temperature on injection and production capacities are experimentally investigated.Finally,a UGS efficient injection and production
9、 technology scheme based on reservoir protection is prepared.And the following research results are obtained.First,the change in rock compressive strength in the process of injection and production has no influence on UGS operation.The seepage capacity of reservoirs with better initial physical prop
10、erties is less susceptible to the damage from injection and production,and the damage tends to stabilize with the increase of injectionproduction cycles.Second,keeping the production pressure difference at a certain level can avoid reservoir damage from particle migration and facilitate the discharg
11、e of particles out of the reservoir.Third,reservoir seepage capacity decreases with increasing temperature,and the damage of temperature change to reservoir seepage capacity occurs mainly in the first three injectionproduction cycles.In conclusion,carrying out reservoir transformation before the UGS
12、 is put into operation,starting storage capacity expansion in the fourth injectionproduction cycle and controlling the production pressure difference can significantly improve the injectionproduction efficiency and protect the reservoir.These research results provide a technical support for optimizi
13、ng UGS injection and production systems,and are of great significance for guiding the efficient injectionproduction schemes of other UGSs.Keywords:Gas-reservoir UGS;Rock compressive strength;Reservoir seepage capacity;Particle migration;Injectionproduction pressure difference;High-efficiency injecti
14、onproduction technology基金项目:中国石油油气和新能源公司 2022 年科技课题“碳酸盐岩气藏高效建库关键技术研究及现场试验”(编号:2022KT2303)、中国石油西南油气田公司 2018 年科研项目“相国寺储气库注采井储层伤害评价研究”(编号:20180303-12)。作者简介:范宇,1979 年生,正高级工程师,本刊编委;主要从事井工程技术研究和管理工作。地址:(610017)四川省成都市青羊区小关庙后街 25 号。ORCID:0009-0007-2510-1245。E-mail:通信作者:高新平,1983 年生,高级工程师;主要从事油气田增产改造研究和现场应用工作
15、。地址:(610017)四川省成都市青羊区小关庙后街 25 号。ORCID:0009-0002-9061-7911。E-mail:2023 年第 43 卷 104 天 然 气 工 业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
16、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: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;储层有效应力发生周期性变化,表现出应力敏感性16-18;注采生产时,储层渗透率受温度变化影响19-21;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
17、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
18、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%
19、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)。图1实验样品照片表1实验样品孔渗参数检测结果统计表样品号长/mm直径/mm渗透率/mD孔隙度153.6925.060.1101.9%253.2525.200.3862.8%351.5625.080.4241.5%452.6725.050.1242.1%554.6525.1810.8155.4%653.4725.1323.72016.9%752.1625.1010.1055.1%851
20、.2125.060.6705.3%954.2525.2122.1203.4%1053.8325.157.2112.7%1151.9925.0713.1812.2%1252.3125.128.1462.7%1353.1525.1715.3272.9%1452.8125.130.2982.5%1551.0925.345.3793.9%1654.8925.0614.2575.4%1752.4625.090.7743.1%1851.7125.016.1174.1%1953.8125.1517.0804.6%备用51.3725.1210.5264.7%第 10 期 105 范宇等:基于多周期注采的气藏型
21、地下储气库储层渗流规律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
22、、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、
23、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)。1)储层岩石抗压强度实验:利用多功能岩石力学仪开展
24、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 个物性特征相表2储气库多周期注采对储层影响实验方案设计表方案项目目的参数设计1储层岩石抗压强度实验模拟不同有效应力下,岩石抗压强度的变化规律有效应力:40 MPa、50 MPa、60 MPa应力加载:横向位移控制,加载速率为 2.3 mm/min2储层岩石渗流能力实验模拟不同有效应力下,
25、注采阶段岩石渗流能力变化规律有效应力:40 MPa、50 MPa、60 MPa围压加载速率:1 MPa/min流量:驱替流量模拟不同有效应力下,多周期注采岩石渗流能力变化规律有效应力:40 MPa、50 MPa、60 MPa围压加载速率:1 MPa/min流量:驱替流量3微粒运移对储层伤害实验模拟不同注采压差下,微粒运移对储层渗流能力的影响注采压差:2 MPa、3 MPa、4 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa4温度敏感性实验模拟注采生产过程储层温度变化对储层岩石线性膨胀率的影响降温过程:70 60 50 40 30 升温过程:30 40 50 60 70 周期:5 轮次升降温模拟注采
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- 基于 周期 气藏型 地下 储气库储层 渗流 规律
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