黄 昕，刘思良，岳三琪，付 玉，朱泽正，荐小纯

（1.中国石油化工股份有限公司天然气分公司，北京 100000；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500；3.中石化重庆天然气管道有限责任公司，重庆 408001）

地下储气库地层压力影响因素灰色关联分析

黄 昕1，刘思良1，岳三琪2，3，付 玉2，朱泽正2，荐小纯2

（1.中国石油化工股份有限公司天然气分公司，北京 100000；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500；3.中石化重庆天然气管道有限责任公司，重庆 408001）

地下储气库注气过程中地层压力不断升高，过高的地层压力可能导致断层封闭性遭到破坏而发生天然气泄漏事故。需要分析各影响因素对地层压力的影响程度，得到影响地层压力的主要因素，为储气库安全运行提供参考。利用灰色系统理论的关联度分析法分析各影响因素与地层压力的关联度，通过关联度反映各影响因素对地层压力的影响程度。分析表明影响程度由大到小依次为注气速度、储层厚度、渗透率、孔隙度、井距、注采井到断层距离、运行井数。由关联度分析结果可知为保证储气库安全运行应合理选择注气速度和运行井数。

储气库；地层压力；影响因素；关联度；灰色关联分析

储气库是重要的天然气调峰手段，其中枯竭气藏型储气库是目前世界范围内使用最广泛的地下储气库，目前国内超过90%的地下储气库为枯竭油气藏型储气库[1，2]。在储气库的一个运行周期的注气末期地层压力很大，气井附近的断层有破裂风险，从而发生天然气泄漏事故[3]。因此需要从地层压力的影响因素着手，分析各影响因素对地层压力的影响程度，为储气库的安全合理运行提供参考。本文以国内X储气库为基础，使用灰色关联度分析法分析注气速度、注采井之间的井距、注采井到断层距离、运行井数这4个运行参数和储层厚度、孔隙度、渗透率3个地质参数对地层压力的影响程度。

1 灰色关联分析法简介

地下储气库的地层压力受到多个注采参数和地质参数的综合影响，可以使用灰色系统理论中关联度分析法[4-6]，此方法可以分析各影响因素与地层压力之间的关联度，找出对地层压力影响较大的因素，并对各影响因素即各注采、地质参数按其对地层压力的影响程度排序。关联度可以表示发展过程中影响因素与研究对象间相对变化的情况，因此关联度可以表示研究对象与其影响因素中间的关联性大小，如果影响因素与研究对象在发展过程中相对变化保持基本一致，则两者之间关联度大，反之则小。理清影响因素与研究对象之间的关联关系，能够对系统认识更加清楚，从而找出主要影响因素和潜在的影响因素。灰色关联分析法计算较为简便，不需要呈现典型的分布规律，对于样本数量也没有严格的要求。

灰色关联分析法分析步骤如下[7，8]：

（1）确定反映系统行为特征的参考序列和影响系统行为的比较序列；

（2）对参考数列和比较数列进行无量纲化处理；

（3）求参考数列和比较数列的绝对差序列；

（4）计算参考数列和比较数列的灰色关联系数；

（5）计算关联度；

（6）依据关联度排关联序。

2 储气库概况及地层压力影响因素

2.1 储气库概况

X储气库有4条边界断层，边界断层主要对储气库起封闭作用，储层深度在2 259 m～2 743 m。储气库存在弱边水但并不活跃，储层由8个砂组组成，分别是S2X1-S2X4、S2X8、S3S1-S3S3。储层岩石应力敏感指数在0.09～0.11，为弱应力敏感。X储气库的构造高部位有6口注采井，构造低部位有7口注采井，13口注采井集中在其中一条断层附近。储气库单井注气速度为10×104m3/d～50×104m3/d，平均孔隙度是 0.2，平均渗透率为58.5 mD，储层平均有效厚度为50 m，因为孔隙度、渗透率变化范围很小，可近似看成均质储层，13口井的井距平均值为159 m，各井到断层的垂直距离的平均值为90 m。X储气库运行和地质参数变化范围（见表1）。

表1 X储气库运行和地质参数表

2.2 地层压力影响因素

地下储气库注气阶段，随天然气不断注入地层压力升高，运行参数和地质参数均会影响到地层压力大小。对于均质地层，高压气藏注气过程中（地层压力大于15 MPa）地层中任意一点的压力计算公式[9]为：

由式（1）看出注气速度、注采井之间的井距、注采井到断层距离、运行井数等运行参数和储层厚度、孔隙度、渗透率等地质参数对地层压力均有影响。对以上7个影响因素进行关联度分析，得到各影响因素对地层压力的影响程度大小。

3 灰色关联分析

利用灰色系统理论中的关联度分析法，结合X储气库实际地质资料和生产运行数据分析7个影响因素对地层压力的影响程度，按照关联度分析的6个步骤进行分析。

（1）确定参考序列和比较序列。储气库运行过程中的地层压力构成参考序列：x0=（x01，x02，x03，x04，x05）；7 个影响因素构成比较序列：xi=（xi1，xi2，xi3，xi4，xi5），i=1，2，…，7。xi表示7个影响因素（见表2）。

根据表1中的X储气库实际生产数据和地质资料，将每个影响因素设置5组不同值，利用式（1）计算出每组数据的地层压力，每组设置值和地层压力计算值（见表3）。

（2）无量纲化处理。对表3中的数据进行无量纲处理，得到无因次数据（见表4）。

表2 比较序列表

表3 计算数据表

表4 无因次数据表

（3）求参考数列和比较数列的绝对差序列。分别用表4中的参考序列和比较序列做差后取绝对值而得到绝对差序列，绝对差数据（见表5）。

（4）计算关联系数。由表5中的最小和最大绝对差分别为0.024 4和0.8，取分辨系数ρ=0.5，关联系数[8]计算公式为：

利用式（2）结合表5得到关联系数（见表6）。

（5）计算关联度。因为设置的每组数据都是随机的，互不影响，因此各因素在不同的设置方案中等权，所以权重 ω1=ω2=ω3=ω4=ω5=0.2，关联度[8]计算公式为：

利用式（3）和表6得到各影响因素与地层压力之间的关联度（见表7）。

（6）依据关联度排关联序。关联度的大小反映了各影响因素对地层压力的影响程度，由表7各影响因素对地层压力的影响程度由大到小依次为：注气速度>储层厚度>渗透率>孔隙度>井距>注采井到断层距离>运行井数。从关联度看出，注采井到断层距离、井距、运行井数的关联度差距较小，说明对地层压力的影响程度差别不大。

表5 绝对差数据表

表6 关联系数表

表7 关联度数据表

4 结论

（1）利用灰色系统理论中的关联度分析法可以对地层压力的影响因素进行分析，关联度大小反映了各影响因素对地层压力的影响程度，利用关联度分析法结合X储气库运行和地质资料得到各影响因素的影响程度由大到小依次为：注气速度>储层厚度>渗透率>孔隙度>井距>注采井到断层距离>运行井数。

（2）储气库的注气阶段地层压力逐渐升高，注气速度对地层压力影响最大，同时虽然运行井数的关联度相对较小，但从关联度数值在0.6以上说明对地层压力的影响依然较大，所以在储气库注气阶段应选择合理的注气速度和运行井数。

（3）储气库的储层厚度、渗透率、孔隙度、井距、注采井到断层距离均可看作是固定值，但可以通过运行不同的注气井使实际运行井的井距发生变化，从而达到减缓地层压力迅速升高的目的。

符号注释：

p-t时刻与井底径向距离r处的地层压力，MPa；p0-开始生产时地层压力，MPa；qSC-地面流量，m3/ks；pSC-地面压力，MPa；T-地层温度，℃；TSC-地面温度，℃；μ0-开始注气时天然气黏度，mPa·s；Z0-开始注气时天然气偏差因子，dless；ZSC-地面条件下天然气偏差因子，dless；k-地层渗透率，D；h-地层厚度，m；η-气体渗流导压系数，m3/ks；t-注气时间，ks；r-计算点到井底径向距离，m。

［1］殷建平，汤妍姣.欧洲6国及美国国家天然气储备状况［J］.天然气地球科学，2014，25（5）：783-790.

［2］张刚雄，李彬，郑得文，等.中国地下储气库业务面临的挑战及对策建议［J］.天然气工业，2017，37（1）：57-59.

［3］谢丽华，张宏，李鹤林.枯竭油气藏型地下储气库事故分析及风险识别［J］.天然气工业，2009，29（11）：116-119.

［4］曹树刚，徐阿猛，刘延保，等.基于灰色关联分析的煤矿安全综合评价［J］.采矿与安全工程学报，2007，24（2）：141-145.

［5］谭学瑞，邓聚龙.灰色关联分析:多因素统计分析新方法［J］.统计研究，1995，12（3）：46-48.

［6］梁光川，蒲宏斌，郑云萍，等.地下储气库优化设计的灰色关联分析法［J］.天然气工业，2004，24（9）：142-144.

［7］王学萌，张继忠，王荣.灰色系统分析及实用计算程序［M］.武汉：华中科技大学出版社，2001.

［8］杨茜茜，李相方，吴琼.开发技术对气藏阶段采收率影响的灰色关联分析［J］.岩性油气藏，2011，23（1）：107-110.

［9］李传亮.油藏工程原理［M］.北京：石油工业出版社，2011：278－288.

Grey relational analysis to influencing factors of formation pressure of underground gas storage

HUANG Xin1，LIU Siliang1，YUE Sanqi2，3，FU Yu2，ZHU Zezheng2，JIAN Xiaochun2
（1.Natural Gas Branch，SINOPEC，Beijing 100000，China；2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China；3.Sinopec Chongqing Natural Gas Piping Co.，Ltd.，Chongqing 408001，China）

In the process of gas injection in underground gas storage,the formation pressure is rising continuously,and the high formation pressure may lead to the damage of fault sealing and the occurrence of natural gas leakage.It is necessary to analyze the influence degree of each influence factor on formation pressure,and get the main factors that affect formation pressure,so as to provide reference for safe operation of gas storage.The correlation degree of each influence factor and formation pressure is analyzed by the method of correlation analysis of grey system theory,and the influence degree of each influence factor on formation pressure is expressed by correlation degree.The analysis shows that the influence degree from large to small is gas injection velocity,reservoir thickness,permeability,porosity,well spacing,injection production well to fault distance,and operation well number.According tothe correlation analysis,the gas injection rate and the number of operation wells should be selected reasonably in order to ensure the safe operation of the gas storage.

underground gas storage；formation pressure；influence factor；relational grade；grey relation analysis

TE822

A

1673-5285（2017）08-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.012

2017－07-19

黄昕，男（1982-），工程师，本科毕业于西安石油大学石油工程专业，中国石油大学（北京）工商管理硕士研究生，现主要从事天然气项目管理与安全生产运行工作，邮箱：hx_218@163.com。