高新平，彭钧亮，韩慧芬，周玉超，李力民，冯 艳

(1中国石油西南油气田公司工程技术研究院 2中国石油天然气集团公司油气藏改造重点实验室 3中国石油西南油气田公司储气库管理处)

一、研究背景

1.储气库注采特点

地下储气库必须具备“注得进、存得住、采得出”的要求，须在短时间内完成注气与采气(一般8个月内完成一次注气，4个月内完成一次采气)，形成一个注采周期。储气库注采井的生产不同于注水、采气井，其具有反复注采、强注强采的特征[1-2]。储气库的生产特征使储层压力快速急剧变化，随注采周期增加，储层微观渗流特征在不断变化[3]。

2.相国寺储气库注采压差对生产的影响

储气库注采生产是通过控制注采压差大小来实现对注采速度和注采量的控制。笔者在相国寺储气库实际的注采生产过程中发现，注采速度、注采量并不与注采压差存在严格的线性变化关系，而是呈现出一定的差异。分析认为是由于储层中微粒的运移，使得渗流通道不畅通造成的，即微粒运移对储层的伤害。因此开展实验研究找到合理的注采压差，既满足相国寺储气库注采生产的要求，又减小注采生产对储层的伤害，同时还能降低地面设备的负荷。

3.储气库微粒运移伤害研究现状

目前砂岩储气库已经在微粒运移对储层伤害方面取得了许多重要的成果和认识，但涉及碳酸盐岩裂缝-孔隙型储气库较少。微粒运移包括微粒释放、运移和堵塞过程[4-7]。微粒在运移发生前，首先从岩石骨架上脱离，然后在流体携带作用下发生运移，部分微粒在运移过程中产生滤集和吸附，堵塞油气渗流通道。微粒能否脱离岩石骨架表面，流体携带的微粒能否吸附到岩石骨架上，均取决于微粒和岩石表面的力学性质。如果颗粒与岩石表面的力学性质为吸引力，在流体中的微粒接触到岩石表面时会产生吸附，反之原本吸附在岩石上的微粒就会脱离，产生运移[8-10]。

二、实验研究

1.实验装置

实验使用岩心伤害评价仪、浊度仪、扫描电镜及岩心造缝装置等，实验主要由两大部分组成：一部分用于测试岩心渗透率，另一部分用于监测液体浊度。

岩心伤害评价仪主要由注入系统、温控系统、压力控制系统、回压系统、计量系统、数据采集与控制系统6部分组成，其中注入系统气体可调压0～14 MPa，温控系统可调温室温～150℃，压力控制系统最大围压70 MPa，计量系统电子天平精度0.001 g。

浊度仪对液体中含有微量不溶性悬浮物质，胶体物质等引起液体浑浊度的测试。量程0～4 000 NTU，精度小于±2%FS。

2.实验样品

实验岩样来自于相国寺储气库井下岩心，储层为碳酸盐岩裂缝-孔隙型的储气库，根据测井及取心资料分析，储层孔隙度介于1.8%～9.58%，渗透率介于0.5～30 mD。加工井下岩心为直径2.5 cm，长度5 cm的柱状岩心样，进行人工造缝并用氦气进行孔隙度与渗透率检测，笔者统计了20块岩心样的孔隙度与渗透率，选取12块与储层物性特征相近的岩心样作为实验岩样。

3.实验方法

储气库在注、采过程中，储层内部特征及流动特征在不断变化，为了明确这种变化对储层的伤害程度，对储气库储层注、采气过程进行模拟，用岩心渗透率的变化作为评价储层伤害大小的依据[11-12]。在岩心伤害评价仪出口端放置烧杯，用来收集微粒。将收集到微粒的液体在浊度仪上进行分析，对比分析渗透率与浊度变化关系来完成微粒运移对储气库储层伤害的模拟实验。

3.1 驱替方式的确定

分析相国寺储气库实际的注采生产，注采压差存在递增、波动、注采转换的变化特征。依据相似原理转换为室内实验，实现模拟实际生产全特征的实验评价，即驱替压差采用递增、波动、正反向3种驱替方式。

3.2 驱替压差的确定

以相国寺储气库实际生产的注采压差作为实验驱替压差，驱替压差计算见式(1)。

pzc=|pa-pb|

(1)

式中：pzc—驱替压差，MPa；

pa—井口油压，MPa；

pb—井下压力，MPa。

为研究的普适性，笔者将实验压差范围扩大，实验驱替压差值设置为1.5 MPa、2 MPa、4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa，实验时始终保持围压大于入口压力2 MPa。模拟储层温度、压力条件，进行微粒运移伤害实验。

3.3 损害大小的确定

人工造缝岩心的初始渗透率Ki，伤害实验后渗透率Kw，参照SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》。渗透率损害率见式(2)。

(2)

式中：Dw—损害率；Ki—岩心初始渗透率，mD；Kw—岩心伤害后渗透率，mD。

三、实验结果与讨论

1.驱替压差递增

气体驱替压差(Pzc)依次增大：1.5↑2↑4↑8↑10 MPa，实时检测出口端浊度及渗透率变化。

随着驱替压差增大浊度及渗透率曲线变化呈现出三个阶段，浊度：平缓、快速上升、平缓，渗透率：平缓、减小、下降(图1)。第一阶段Pzc：1.5～4 MPa，无微粒堵塞孔喉并运移出岩样，浊度、渗透率平缓；第二阶段Pzc：4～8 MPa，运移的微粒堵塞部分孔喉并运移出岩心样，浊度增大，渗透率减小；第三阶段Pzc：8～10 MPa，经过第二阶段，剩余能继续运移出岩心样的微粒极少，但更大粒径的微粒开始运移并堵塞部分喉道，因此表现出浊度平缓而渗透率下降。驱替压差4 MPa的渗透率为初始渗透率，10 MPa的渗透率为伤害后的渗透率，计算渗透率损害率，渗透率损害率为10.21%～21.30%，平均渗透率损害率为15.90%。

图1 浊度、渗透率随驱替压差增加的变化

因此在注气阶段，为避免微粒运移对储层造成伤害，控制注气压差小于第一临界压差4 MPa；在采气阶段，为使储层中的微粒运移出储层达到减缓对储层的伤害，控制采气压差大于第一临界压差4 MPa，小于第二临界压差8 MPa。

储层中的微粒运移存在临界压差，相国寺储气库储层微粒运移的第一临界压差为4 MPa，第二临界压差为8 MPa。当pzc<4 MPa时，无微粒运移；4 MPa≤pzc<8 MPa时，喉道壁上较松、分散的细小微粒，其中一部分运移出岩心样，另一部分堵塞喉道。8 MPa≤pzc≤10 MPa时，喉道壁上、岩石颗粒松散或胶结程度弱的微粒脱落，数量较少粒径相对变大，无法运移出岩心样并进一步堵塞喉道。

2.驱替压差波动

基于注采井的实际生产，设计两种类型的驱替压差波动。pzc在两个固定值之间来回波动：4 MPa、8 MPa、4 MPa、8 MPa、4 MPa、8 MPa、4 MPa，pzc波动式上涨：4 MPa、6 MPa、4 MPa、8 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、8 MPa、10 MPa，实时检测出口端的浊度及渗透率变化。

随着pzc波动更容易使前期堵塞的微粒发生进一步的运移，解堵或者产生新的堵塞。第一种驱替压差波动产生解堵的效果，部分堵塞微粒可在驱替压差波动时产生进一步突破，从而在一定程度上疏通了渗流通道，浊度与渗透率波动式增大；第二种驱替压差波动产生堵塞的效果，与第一种驱替压差相比，高压差波动时渗透率的降低幅度明显，表明更多微粒发生了运移并堵塞流动通道，渗透率波动式减小，浊度平缓趋势(图2)。驱替压差4 MPa的渗透率为初始渗透率，10 MPa的渗透率为伤害后的渗透率，计算渗透率损害率，渗透率损害率为9.17%～14.21%，平均渗透率损害率为10.76%，小于驱替压差递增对储层的伤害。

图2 浊度、渗透率随驱替压差波动的变化

因此在采气阶段，控制采气压差在4～8 MPa内并进行波动，在一定程度上能起到疏通储层渗流通道，产生解堵的效果。采气压差一旦大于8 MPa的波动，可使储层中的微粒发生明显的更长距离的微粒运移，增加在狭窄孔喉/裂缝处的堵塞风险，对储层产生堵塞的效果，甚至诱发潜在的出砂风险。

3.驱替压差正反向

转换驱替方向，驱替压差依次恒定为4 MPa、8 MPa、10 MPa，但驱替方向在每一个驱替压差值点都正反向变换，实时检测浊度及渗透率变化。驱替压差呈正反向变换、并伴有波动式时增时减，即模拟长时间多周期注采过程。

驱替压差正反向的变换，浊度：上升、缓慢、平缓，渗透率：减小、平缓(图3)。与驱替压差递增、波动的渗透率变化幅度相比，驱替压差正反向变化在8 MPa、10 MPa的渗透率减小幅度更低，趋于平缓的趋势，这是由于堵塞孔喉微粒再运移，在喉道及孔隙中来回振荡，使部分大微粒破碎成小微粒，并随天然气运移出储层，这在一定程度上减缓了渗透率的损害甚至有一定程度的改善。驱替压差4 MPa的渗透率为初始渗透率，10 MPa的渗透率为伤害后的渗透率，计算渗透率损害率，渗透率损害率为7.72%～10.62%，平均渗透率损害率为9.31%，小于驱替压差递增、波动对储层的伤害。

图3 浊度、渗透率随驱替压差正反向的变化

因此在注气阶段，控制注气压差小于4 MPa，避免注、采的转换及注气的停顿，能有效避免微粒运移对储层伤害；在采气阶段，控制采气压差在4～8 MPa，多频次小范围的注、采转换及采气停顿可使储层孔喉中的粒径较大微粒破碎成粒径较小的微粒，并随天然气运移出储层，可减缓渗透率的损害甚至在一定程度上得到改善。

四、应用实例

为验证在注采过程中，控制一定的注采压差可有效缓解由于微粒运移导致的储层伤害，选择相国寺储气库的两口注采井X1井和X2井来分析注采效果，X1井和X2井位于同一注采点，井型结构相同，相距20 m。

1.控压注气应用

控压注气应用前，注采井井口注气压力升高幅度高于地层压力的升高幅度，导致注气压差值不断增大，注气压差从2.3 MPa上升到5.1 MPa，地面设备注气压力达到了28.47 MPa。

控压注气应用后，控制注气压差小于第一临界压差4 MPa，保持2.7～3.9 MPa。整个注气作业平稳(图4)，即使注气量增加，井口注气压力与地层压力同步增大，压力差值依然保持在2.7～3.9 MPa范围内，地面设备注气压力22.41 MPa。地面设备工作压力下降了21.30%，有效的降低了地面设备负荷。无压力蹩跳现象，表明整个注气过程平稳，有利于对相国寺储气库储层的保护。

图4 2019年X1井注气曲线图

2.控压采气应用

控压采气应用前，注采井井口采气压力降低幅度高于地层压力降低幅度，致使采气压差不断增大，采气压差从2.7 MPa上升到5.5 MPa，但采气量却无变化，表明天然气从储气库储层到井筒流通不畅，不利于高效的采气。

控压采气应用后，控制采气压差在第一、第二临界压差之间，即4～8 MPa范围，并进行小幅度的压差波动，多频次、小范围的注采转换，井口与地层压力表现出同升同降的一致性特征(图5)，表明储层中的天然气能从储气库储层通畅的进入井筒并采出地面，平均提高注采压差46.80%，采气量增大且满足生产的需要，提高了储气库的运行效率。

图5 X2井采气曲线图

五、结论

(1)相国寺储气库强注强采、反复注采的生产特征使储层中微粒的运移更加复杂，目前微粒运移对相国寺储气库储层的伤害认识不清。使用常规实验方法难以准确评价微粒运移对相国寺储气库储层的伤害，通过探索建立的实验评价方法，能全特征地模拟实际生产评价微粒运移对相国寺储气库储层伤害大小。

(2)相国寺储气库储层中，运移的微粒来源于裂缝表面及孔喉处松散的细小微粒。相国寺储气库在注、采生产时应采用不同的措施，注气阶段，控制注气压差小于4 MPa，避免注、采的转换及注气的停顿；采气阶段，控制采气压差在4～8 MPa，多频次小范围的注、采转换及采气停顿，能有效降低微粒运移对储层的伤害。

(3)相国寺储气库在注、采生产时采用不同的措施，不但能够满足生产需要，而且有效降低了地面设备的负荷，同时缓解了由于微粒运移导致的储层伤害，提高了储气库的运行效率。