岩性气藏储气库库址选择与效果分析
时间：2023-05-28 16:45:18 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
杨琼警，田婉玲，王亚兰，孙建伟
（1.中国石油长庆油田气田开发事业部，陕西西安 710018；
2.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安 710016；
3.中国石油集团测井有限公司长庆分公司，陕西西安 710200；
4.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安 710299）
天然气作为一种商品，具有生产、运输、储存和销售的属性，而气藏型储气库具有建设费用低、安全性能高、储存规模大的特点[1]，成为天然气储存的主要设施之一[2]，目前发达国家的地下储气库技术比较成熟，而我国还处在起步阶段，没有成熟经验可以借鉴，为了适应我国经济发展对天然气资源需求的不断增加而季节调峰供应存在缺口的新情势，迫切需要建立大型地下储气库以及形成适合我国地质特征的地下储气库配套技术。
长庆气区作为我国最大的天然气生产基地，年产天然气量460×108m3以上，是我国陆上天然气管网枢纽中心，具备储气库建设的天然优势。但是，长庆气区主要为岩性圈闭气藏，具有“渗透率低、储层非均质性强、无明显封闭边界”等特征，库址筛选难度大，经过六年多的探索和研究成功筛选储气库建设有利区4个，建成运行储气库1座，并针对岩性气藏形成了一套科学的储气库库址筛选方法。
1.1 地理位置
储气库主要作用就是应急和调峰作用，因此从应急角度出发，储气库一般靠近下游用户选址；
从调峰保供角度出发，选址一般依靠大中型气田[3]。
长庆气区天然气产量达到460×108m3/a 以上，占全国产量1/4，周边管网配套齐全，建成10 余条外输管线，连同2 条西气东输管线，是中国陆上天然气生产基地和枢纽中心，具备气田生产和储气库调峰结合的有利条件，对于高效发挥气区天然气生产能力，平抑天然气供需峰谷差，增强气区整体调峰保供综合能力有着独特的地理条件。
S 储气库位于长庆气区中部，距陕京首站9.3 km，具备天然气的快速“上传”、“下载”的便利条件。目前，S储气库新钻注采水平井3口，利用老井采气3口，监测井5口，完成了两个周期的注采调峰生产，累计注气4.5×108m3，采气1.5×108m3，最高日调峰供气160×104m3。发挥了配合主力气田生产调节，保障下游用户需求的重要作用。
1.2 构造特征分析
气藏型储气库一般选取气田储集层的构造相对高部位，有利于气体聚集，更好的控制气体外溢。
S 储气库位于靖边气田中西部，构造简单，马五1+2地层构造为一区域性西倾大单斜，平均坡降7～10 m/km。在极其平缓的单斜背景上发育鼻状、穹形、箕状和盆形等一系列小幅度构造，其鼻轴走向为NE、NEE，呈雁列式排列。鼻状隆起不具备圈闭和分隔气藏的能力，但对天然气储渗条件有一定的控制作用，在含气层存在的情况下，正向构造部位有利于气井高产，是开发井部署的主要依据之一。通过对各井区气井物性参数和产能统计结果得出，马五1+2 内储集物性由鼻隆→鼻翼→鼻凹部位呈逐渐降低的趋势，通过开发井的钻井证实，在继承性的构造低洼部位，不利于天然气聚集，属低孔、低渗区，含气性较差，气井产能较低。鼻隆部位有利于气井高产，是库址筛选的有利区。S 储气库主要面积位于鼻隆部位，并在鼻隆部位部署3 口注采井，满足强注强采的调峰需求，能有效规避气体外溢风险。
1.3 圈闭性评价
圈闭性评价是储气库选址的一项重要工作，是决定目标区能否建库的关键因素。岩性气藏是由于储集层岩性改变而造成圈闭。这类气藏的圈闭条件是由于储层本身的岩石性质变化造成的。因此，主要是对目标区储集层接触（盖层、底板和外围）岩性的圈闭性进行评价。
1.3.1 静态评价 静态资料的圈闭性评价是一个从宏观到微观的评价过程，开展目标区原始地层压力、地震、测录井、岩心等资料的收集和分析，首先通过地震资料对区域整体地层分布情况进行评价，研究目标区储集层、边界、盖层及底板的区域展布情况；
其次是利用测井和录井资料对岩性变化的进一步研究，通过参数对比了解储集区盖层、底板和边界岩性的封闭能力；
最后是室内岩心突破压力实验，对封堵能力进行直接的定量评价。
S 储气库储集层马五1+2 上部本溪组铝土质泥岩为气藏直接盖层，平面分布稳定，厚度9.9～34.3 m，平均17.4 m，通过突破压力实验发现围压大于47 MPa（表1），远大于原始地层压力30.4 MPa，具有良好的封盖能力；
底板为马五3 泥质云岩和云质灰、泥岩，该层段未进行过开发，厚度15.9～29.8 m，平均25.8 m，测井解释物性低，渗透率较小，但由于其横向连续分布，同时储气库运行时气体向下运移的可能性较小，所以认为马五3溢失风险低，具有良好的密封性[4]。
表1 采1 井盖层本溪组泥岩段突破压力实验参数
储气库外围圈闭性评价主要是根据完钻井的合成地震记录与钻井揭示的储层保存情况进行波形归类，建立侵蚀量与地震波形之间的对应关系，再通过地震模型正演，分区域建立解释模式系列，根据侵蚀异常点段的分布进行平面组合，勾绘出侵蚀沟槽的平面展布形态，分析认为库区储集层被南北两条次级潜沟和东部的一条主潜沟所夹持，三条侵蚀潜沟的地震响应明显，侵蚀异常可靠，侵蚀潜沟展布形态落实；
西侧储集层保留，但岩性灰化程度高，致密[5]，具有一定的封堵能力。
1.3.2 动态评价 动态评价是根据目标区气井动态监测数据对区域圈闭性进行定量评价，主要是通过目标区与邻区地层压力对比，结合压力恢复试井等数据分析，确定目标区储集层是否存在圈闭。
在S 储气库圈闭动态评价过程中，首先利用气井监测资料，建立压降曲线，对目标区直井及周围邻近直井地层压力进行评价，区内3 口采气直井平均地层压力10.4 MPa，邻区气井平均地层压力14.4 MPa，高出目标区近4 MPa，说明储集层互不连通。同时库区东南方向新钻监测2 井储层压力28.35 MPa，相比区内3 口直井压力相差近18 MPa。综合评价S 储气库与邻区不连通。
对目标区内部边缘3 口采气井关井90 d 开展压力恢复测试（表2）。说明目标区存在封闭边界，但区内储层物性较好。
表2 压力恢复试井解释数据统计表
通过静动态资料分析S 储气库区域盖层、底板发育，分布稳定，具有较好的封盖能力；
储集层北部及东北部被侵蚀沟槽分割，西部、南部及东南部储层致密，构成了气藏的有效遮挡。气藏圈闭性评价表明S 储气库区域储层封闭性较好，具备建设储气库的封闭条件。
1.4 储层物性
气藏型储气库为了满足调峰需求，生产运行过程是一个高强度的注采过程，因此一般是在气田的储集层物性较好、单井生产能力强的区域筛选库址。
根据该气田67 口井试井解释成果，渗透率主要分布在1～5 mD，且与无阻流量相关性较好；
S 储气库试井渗透率为10～23 mD，无阻流量为60×104m3/d～115×104m3/d，是该气田主力储层平均试气无阻流量的4 倍以上。其中采6 井压力恢复试井资料解释，该井试井渗透率为23 mD，无阻流量为115×104m3/d。
（1）S 储气库位于陆上输气管网中心，长庆气区中部，具有气源下载上传的独特优势。生产过程中极大的平衡了下游用户需求不均衡和气田调峰能力不足的问题，有效的发挥了储气库的季节调峰作用。
（2）储层展布稳定，构造刻画精细，注采水平井实施效果好。3 口注采水平井平均水平段长度1 443 m，钻遇储层长度1 325 m，储层钻遇率92.1%，折算原始地层压力条件下求得无阻流量为112.64×104m3/d（表3）。
表3 注采井实施参数统计表
（3）注采能力满足储气库达容达产初期要求。2015年储气库建成投产运行，截止目前完成了七个周期注采生产，累计注入20.24×108m3，累计采出14.95×108m3，平均日注182.62×104m3，最大日注260×104m3；
平均日采308.3×104m3，最大日采419×104m3。达到注采运行设计指标。
（4）水平井注气过程中，3 口直井采气井关井，进行同层监测，发现压力恢复速率增大，注气前后井口套压增加3～4 MPa，井间干扰明显。说明储气库内部储集层连通性好。
（5）在注采过程中通过对5 口监测井压力进行连续监测（表4），注气前后监测井井口压力变化小于0.2 MPa，说明储气库封闭性较好。
表4 监测井压力变化统计表
（1）储气库选址必须与现有气田生产和管网相结合，才能有效缓解供需矛盾，消减峰谷差，符合目前天然气生产和需求的实际情况。
（2）根据气藏型储气库天然气的聚集和运移特点，库址优选构造相对高部位，防止天然气外溢。
（3）岩性气藏的圈闭性论证是库址筛选的一个难点，重点要开展以下几个方面的分析论证：①通过地震资料解释分析，宏观掌握库区边界岩性变化情况及盖层、底板地层展布特征；
②结合气井动态生产资料，核实气藏边界；
③通过钻、录、测井资料对比分析，掌握物性变化对圈闭的影响；
④通过岩心室内实验，进一步量化储气库的圈闭能力，为后期储气库建设运行方案指标设置提供依据。
（4）优选气田中储集层物性好的区域，满足储气库天然气“快进快出、大吞大吐”的生产特点。
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