枯竭气藏改建储气库关键技术

Key Technologies of Gas Storage Reconstruction for Depleted Gas Reservoir

摘要: 从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发，综合采用室内实验和数值模拟等技术手段，重点研究了枯竭气藏改建储气库圈闭密封性机理，应用圈闭密封性评价、库容参数评价、注采能力评价和储气库运行参数评价4项储气库建设特色关键技术。提高枯竭气藏型地下储气库建库地质方案设计的科学性和可靠性，优化储气库运行参数。

Abstract: Based on the basic characteristics of multi-cycle, large flow, strong injection and strong production of gas storage, this paper focuses on the sealing mechanism of gas storage trap for reconstruction of depleted gas reservoir by means of laboratory experiments and numerical simulation techniques, and applies four key characteristic technologies of gas storage construction, including trap sealing evaluation, storage capacity parameter evaluation, injection and production capacity evaluation and gas storage operating parameter evaluation to improve the science and reliability of geological scheme design of underground gas storage for depleted gas reservoirs and optimize the operating parameters of gas storage.

1. 前言

地下储气库是将天然气重新注入地下可以保存气体的空间而形成的天然气气藏，是集季节调峰、事故应急供气、国家能源战略储备等功能于一身的能源基础性设施 [1] [2] 。

我国的天然气资源区与消费市场分离，建库资源分布不均，资源区主要集中在中西部地区，而天然气的主要用户市场在东部地区，重点消费市场区域内优质建库目标十分稀缺。储气设施具有战略储备、安全保供的重要作用。

本文以Y气藏为例，应用4项储气库建设特色关键技术，验证了该气藏改建地下储气库的可行性。

2. 圈闭密封性评价

2.1. 盖层密封性研究

1) 盖层泥岩突破压力空间分布

通过力学实验预测突破压力：当加载的压力为单轴抗压强度(UCS)的65%时，岩石内部开始产生微裂缝，可认为其对应的应力为岩石的突破压力。

通过计算Y气藏盖层的UCS ≈ 73 MPa，转换突破压力P为47.75 Mpa，远高于气藏原始地层压力37.4~38.3 MPa。

2) 盖层泥岩突破压力空间分布

通过三轴加载压缩与渗透率同步测试，分析盖层泥岩在注气过程中内部微观结构变化导致的渗透率变化特征，揭示损伤机理。当加载至60 MPa时(峰值强度的72%)，渗透率大幅度提升，表明样品内部产生连续通道裂缝。

2.2. 断层密封性研究

1) 断层静态封闭性研究

断层面泥岩涂抹分析法是定量确定断层密封性的一种方法，其中断层泥比率(SGR)是一个重要参数，该方法可以定量表征砂泥岩互层断层带内泥质的质量分数 [3] 。

计算公式是：

$\text{SGR}=\sum 泥岩厚度/垂直断距\times 100\%$ (1)

由计算可知：

① 北东走向大断层纵向延伸至厚层泥岩盖层顶部、断层断距大，整体封堵性较好，SGR大于0.6。

② 西南部断层断距逐渐减小，造成泥岩涂抹程度减小，断层密封性减弱。北西向小断层密封性较差，SGR小于0.3。

2) 断层动态密封性评价

断层开启与封闭状态主要由断面上正应力和流体压力的关系确定。断层面所受到正应力的大小决定了断层面结构间的紧密度，从而决定了断层的开启与封闭状态(图1)。如果断层面受到的压力越大，断层面的紧闭程度就越好；反之就越差 [4] [5] [6] 。

Figure 1. Schematic diagram of fault plane pressure

图1. 断层面压力示意图

断层面压力计算公式为：

$P=h\left({\rho }_{\alpha }-{\rho }_{\beta }\right)g\cos \theta +\sigma \sin \theta \sin \omega$ (2)

式中：P是断层面承受的正压力，MPa；h是断层面的埋深，m；ω是地应力与断层走向间的夹角，˚；g是重力加速度，m/s²； ${\rho }_{\beta }$ 是地层水密度，g/cm³； ${\rho }_{\alpha }$ 是上覆地层的平均密度，g/cm³；θ是断层面倾角，˚；σ是水平地应力，MPa。

断层封闭系数(If)指断层面所受正应力与流体压力的比值，即

$I_f＝P/f{\rho }_{w}gh$ (3)

式中：h是断层面的埋深，m； ${\rho }_w$ 为水的密度，1.0 g/cm³；f为异常压力系数。

当I_f ≤ 1时，断层开启，成为油气运移的通道，I_f值越小，断层开启程度就越高。当I_f > 1时，断层呈封闭状态，I_f值越大，断层封闭程度就越高。

根据Y气藏断层参数计算断面的开启压力为45.8 MPa，高于气藏原始地层压力，因此Y储气库上限压力用原始地层压力不会破坏密封性，其作为储气库是安全的。

2.3. 圈闭动态密封性评价

储气库寿命一般为50年，在储气库设计过程中，需要模拟储、盖层在多周期交变载荷下，储、盖层的损伤情况。选择泥岩样品，进行三轴加卸载同步渗透实验，通过分析渗透的变化，揭示样品的损伤过程，建立损伤演化模型，模拟储气库注采过程中盖层的损伤情况。

样品载荷增加，泥岩渗透系数增加；样品内部产生微裂缝损伤，形成连续裂缝，直至样品破坏；总加卸载循环60次后，样品破坏(图2)。

Figure 2. Cap rock mudstone damage curve under triaxial loading

图2. 盖层泥岩三轴加载损伤曲线

3. 多因素耦合的注采能力评价

3.1. 动态模型法确定产能

建立Y气藏地质模型，拟合2020年以来的Y5井产量、压力等生产历史，修正符合Y5井生产特性的动态模型。设计三个不同的采出制度，每个工作制度测试时间3天，模拟每一制度下稳定的井底流压，压差趋势性较好。

根据拟稳定流原理，建立二项式产能方程，得到井底流压为大气压时气井的绝对无阻流量。

3.2. 节点分析法确定注采能力

Y储气库根据气藏特征结合配套管网外输要求，确定井口最低压力9 MPa，进而确定储气库上限压力和下限压力分别为38.3 MPa和17.2 MPa。利用多因素耦合系统确定气井的IPR、冲蚀曲线，计算不同地层压力下的注采气量。

通过常规井不同管径在井口最小压力9 MPa时对应地层压力的采气量，其产气能力随地层压力下降而减小。气井的注气能力随地层压力增加而显著降低。直井选择Φ88.9 mm油管，气井协调合理产能(19.95~91.13) × 10⁴ m³/d，水平井选择Φ114.3 mm油管，气井协调合理产能(51.8~208) × 10⁴ m³/d。

4. 储气库运行参数评价

1) 库容确定

利用气藏压降法计算气藏动态储量，累积采出量与压力降呈良好的线性关系，确定Y气藏动态储量1.67亿方。

结合Y5井试井数据，用3口定向井通过数值模拟预测生产动态，做累计产气与压降关系曲线(P/Z~Gp)，回归得到动态储量(库容)为2.8 × 10⁸ m³。

2) 上限压力确定

气库上限压力确定原则主要是不破坏储气库的封闭性，同时，兼顾气库的目标工作气量与气井产能，以及对注气压缩机性能参数的影响。目前国内储气库上限压力一般取原始地层压力，综合分析，Y储气库合理上限地层压力确定为38.3 MPa。

3) 下限压力确定

满足调峰能力需求、满足处理及外输压力需求、避免边水影响、尽量减少垫气量。采用节点系统分析方法，预测了不同产量下气井的井底流压、地层压力，在满足单井最低调峰产量15万方/天的条件下，储气库下限地层压力为17.2 MPa。

4) 有效工作气量

上限地层压力38.3 MPa，下限地层压力17.2 MPa时，设计库容参数如下。动态库容：2.8亿方；工作气量：1.4亿方。

5. 结论

1) 根据Y气藏断层参数计算断面的开启压力为45.8 MPa，气藏原始地层压力37.4~38.3 MPa，因此Y储气库上限压力用原始地层压力不会破坏密封性，其作为储气库是安全的。

2) 利用多因素耦合系统确定气井的IPR、冲蚀曲线，计算不同地层压力下的注采气量，确定Y储气库的注采气能力。

3) 通过储气库运行参数、井型井数论证、上下限压力及优化储气库建库方案，确定了储气库库容2.8亿方，工作气量1.4亿方，库容利用率50%。