王曉薔

大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院

作為季節(jié)調(diào)峰和應(yīng)急供氣設(shè)施，地下儲(chǔ)氣庫具有儲(chǔ)存量大、調(diào)峰范圍廣、機(jī)動(dòng)性強(qiáng)、經(jīng)濟(jì)合理、使用年限長(zhǎng)、安全系數(shù)大等優(yōu)點(diǎn)，一直被世界各國廣泛應(yīng)用。目前世界上約有700 座地下儲(chǔ)氣庫，工作氣量高達(dá)4 165×108m3。中國石油天然氣股份有限公司在國內(nèi)已建成10 座儲(chǔ)氣庫（群），主要集中在環(huán)渤海灣及其周邊地區(qū)，以滿足京津冀尤其是北京地區(qū)冬季調(diào)峰和應(yīng)急需求。為滿足黑龍江、吉林和內(nèi)蒙古東部地區(qū)天然氣調(diào)峰需求，必須盡快增加儲(chǔ)氣調(diào)峰能力，減少“氣荒”現(xiàn)象，切實(shí)保障安全平穩(wěn)供氣。因此，大慶油田緊抓中俄東線供氣有利時(shí)機(jī)，謀劃儲(chǔ)氣庫集群建設(shè)。A 區(qū)塊屬于中淺層砂泥巖薄互層枯竭氣藏，目前處于開發(fā)中后期，改建為儲(chǔ)氣庫更能發(fā)揮其優(yōu)勢(shì)。

1 地質(zhì)特征

1.1 地層構(gòu)造特征

A 區(qū)塊地勢(shì)平坦，主要為農(nóng)田耕地。該地區(qū)屬大陸性季風(fēng)氣候，多風(fēng)干旱，四季變化較明顯，河流、湖泊不發(fā)育，局部有低洼積水區(qū)，范圍較小。區(qū)域構(gòu)造位于松遼盆地中央坳陷區(qū)三肇凹陷、明水階地與東北隆起區(qū)銜接的宋站鼻狀構(gòu)造上，儲(chǔ)層發(fā)育在泉頭組的泉三、四段扶余油層，直接蓋層為上部的青山口組青一、二、三段，屬于構(gòu)造-巖性氣藏。東側(cè)高部位由兩條北北東走向正斷層形成遮擋條件，北側(cè)一條北西向斷層與北北東向斷層相交共同形成圈閉遮擋條件，高點(diǎn)埋深-1 048 m，閉合線深度-1 130 m，構(gòu)造幅度82 m，扶余油層頂面圈閉面積3.8 km2。

1.2 蓋層與斷層封閉性評(píng)價(jià)

青山口組區(qū)域蓋層條件良好，沉積了一套暗色泥巖，該套泥巖厚度近300 m，分布穩(wěn)定，其中青一段地層厚度在100 m 左右，如圖1 所示，它是盆地北部良好的區(qū)域蓋層，對(duì)本區(qū)天然氣起到很好的封蓋作用。目前區(qū)域內(nèi)經(jīng)過泉頭組斷裂形成的斷距均未超出青山口組地層厚度，可以作為泉頭組儲(chǔ)層的區(qū)域蓋層。各時(shí)期發(fā)育的斷層多數(shù)在嫩江組早期的泥巖中消失，少數(shù)斷至上覆泥巖中消失，斷距一般都小于100 m，扶余儲(chǔ)層通過斷面與青一段泥巖對(duì)接，區(qū)域蓋層及局部蓋層條件均為良好。

圖1 蓋層地層對(duì)比Fig.1 Stratigraphic correlation of caprock

斷層封閉性受多種因素影響，主要從斷層兩側(cè)巖性、斷層的活動(dòng)強(qiáng)度、斷移地層的砂泥比值和泥巖涂抹層分布的連續(xù)性等因素綜合進(jìn)行分析。A 區(qū)塊最大圈閉范圍內(nèi)斷穿儲(chǔ)層的斷層共有5 條，其中一條斷層位于構(gòu)造低部位，向上消失于青山口泥巖蓋層中，未斷穿蓋層，因此對(duì)封閉性有影響的有4 條斷層，為源儲(chǔ)蓋斷層、儲(chǔ)蓋斷層。4 條斷層延伸長(zhǎng)度0.5～8.7 km，斷距12～170 m，斷層兩側(cè)均為砂泥對(duì)接，生長(zhǎng)指數(shù)0.88～1.23，表明4 條斷層活動(dòng)強(qiáng)度弱。泥巖涂抹系數(shù)平均1.2，斷層泥分布率平均84.81%，斷面正壓力10.5～18.71 MPa，泥質(zhì)含量平均81.2%，根據(jù)斷層側(cè)向、垂向封閉性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)斷層封閉性均較好[1-6]。

1.3 儲(chǔ)層特征

A 區(qū)塊地層屬白堊系下統(tǒng)泉頭泉四段地層，厚度160～180 m，埋深1 258 m；儲(chǔ)層為扶余油組的扶一、扶二油層，厚度一般為120 m 左右，屬于砂泥巖薄互層[7-9]，砂巖厚度0.8～4.4 m，小層層數(shù)較多，平均砂地比32%，層間隔層發(fā)育，層間距1.6～16.4 m，為辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體[10-11]；巖性為粉砂巖、細(xì)砂巖夾雜色泥巖、灰黑色泥巖薄層的巖性組合，石英含量35%，長(zhǎng)石含量41.5%，巖屑含量23.5%；孔隙類型以原生粒間孔為主，有一定的非均質(zhì)性，膠結(jié)類型以接觸式為主，膠結(jié)程度中等。

巖心分析表明，孔隙度分布范圍集中在15%～25%，平均有效孔隙度20.6%，空氣滲透率分布范圍集中在1～100 mD，平均空氣滲透率43.3 mD；測(cè)井解釋孔隙度主要介于21%～29%之間，滲透率主要介于25.88～35.74 mD 之間；產(chǎn)量遞減分析法解釋孔隙度20.1%，儲(chǔ)層滲透率9.61 mD。綜上結(jié)果表明，A區(qū)塊儲(chǔ)層物性具有中孔、中滲特征。

A 區(qū)塊儲(chǔ)層所在的泉頭組以曲流河、三角洲、濱淺湖相沉積為主，泉三段沉積相類型為曲流河相，地層呈泥包砂狀，單砂體厚度較大；隨著水體的不斷加深，泉四段沉積時(shí)期過渡為三角洲平原相，地層呈砂泥互層狀，儲(chǔ)層最發(fā)育，但單砂體厚度不大。有效儲(chǔ)層集中分布在扶余油組的扶一油層至扶二油層上段，砂體多層疊置，儲(chǔ)層物性好，河道對(duì)有效儲(chǔ)層的控制明顯，配合構(gòu)造形成巖性邊界。有效儲(chǔ)層均發(fā)育一條疊置主河道，扶一油層河道呈近南-北方向展布，天然堤欠發(fā)育，決口扇不發(fā)育，上段河道最寬處達(dá)到1 000 m，砂巖厚度11.4 m，下段河道最寬處達(dá)到1 500 m，砂巖厚度3 m；扶二油層上段河道呈近北東-南西方向展布，河道寬度1 800 m，邊灘欠發(fā)育，決口扇不發(fā)育，砂巖厚度9 m，如圖2所示。

圖2 A區(qū)塊扶一油層、扶二油層砂組沉積相圖Fig.2 Sedimentary facies diagram of sand formation of Fu-1 Oil Layer and Fu-2 Oil Layer in Block A

2 氣藏特征

A 區(qū)塊初始地層壓力12.7 MPa，地層壓力系數(shù)0.58，扶余油層溫度58 ℃。統(tǒng)計(jì)分析含氣面積內(nèi)氣井天然氣組分資料，扶余油層天然氣為干氣，天然氣相對(duì)密度為0.586 5，CH4含量94.6%（體積分?jǐn)?shù)，下同），C2H6含量1.5%，N2含量2.96%，CO2含量0.083%；區(qū)塊地層水為碳酸氫鈉型，氯離子質(zhì)量濃度為52.54～1 232.48 mg/L，總礦化度為355.84～2 538.56 mg/L。

油組氣層均位于斷塊高部位，油層厚度大，試氣未見水，受構(gòu)造控制，氣藏單砂體橫向變化快，含氣單砂體發(fā)育位置不統(tǒng)一，受巖性因素的控制，氣藏邊部整體表現(xiàn)為構(gòu)造-巖性氣藏。通過井間砂體對(duì)比可知，氣層砂體相變快，井間連通性差，不同砂體存在不同氣水界面，因此該氣藏?zé)o統(tǒng)一的氣水界面。利用容積法計(jì)算氣藏水體規(guī)模為935×104m3，對(duì)氣藏水侵影響較小。

A 區(qū)塊先后投產(chǎn)氣井共2 口，初期油壓10.4 MPa，日產(chǎn)氣量3.03×104m3，試氣無阻流量20.35×104m3，目前油壓3MPa，日產(chǎn)氣量1.0×104m3。氣田已進(jìn)入開采中后期，截至目前，區(qū)塊累產(chǎn)氣量1.4×108m3，單位壓降采氣2 645×104m3/MPa。

3 儲(chǔ)氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)

3.1 運(yùn)行周期設(shè)計(jì)

結(jié)合季節(jié)用氣量需求，將儲(chǔ)氣庫全年運(yùn)行分為五個(gè)階段。采取“先注后采”的方式，注氣期為5～9 月，共153 天，采氣期為11 月到次年3 月，共153 天，平衡期春季、秋季各30 天，共60 天，見表1。安排平衡期主要是為了關(guān)井進(jìn)行壓力恢復(fù)，得到相應(yīng)的壓力資料進(jìn)行分析，以確定地層參數(shù)變化情況；其次是為了對(duì)地面的設(shè)備進(jìn)行檢修，保障儲(chǔ)氣庫平穩(wěn)運(yùn)行。

表1 儲(chǔ)氣庫全年運(yùn)行時(shí)間安排Tab.1 Annual operation schedule of the gas storage

3.2 運(yùn)行壓力設(shè)計(jì)

為了保證儲(chǔ)氣庫安全，上限壓力設(shè)計(jì)原則為保證較高的庫容規(guī)模同時(shí)不破壞儲(chǔ)氣庫圈閉密封性，包括斷層密封性、蓋層密封性以及不封閉水體邊界密封性。根據(jù)國內(nèi)儲(chǔ)氣庫調(diào)研，大港油田板南、華北油田蘇橋等儲(chǔ)氣庫上限壓力均取值為原始地層壓力[12-13]。由于A 區(qū)塊氣藏埋藏較淺，老井均未實(shí)施壓裂，且未開展蓋層巖心突破壓力實(shí)驗(yàn)和巖石力學(xué)參數(shù)測(cè)試，因此儲(chǔ)氣庫設(shè)計(jì)安全運(yùn)行的上限壓力采用氣藏原始地層壓力12.7 MPa。

下限壓力設(shè)計(jì)原則要求儲(chǔ)氣庫保持較高的工作氣規(guī)模，工作氣量比例在40%～50%之間；保證月調(diào)峰氣量計(jì)劃，末期單井產(chǎn)能應(yīng)在3×104m3/d 以上；根據(jù)最近集氣站井口壓力和管線損耗值，外輸井口壓力不低于5.3 MPa。因此設(shè)計(jì)不同下限壓力庫容參數(shù)指標(biāo)進(jìn)行對(duì)比，見表2。綜合考慮調(diào)峰需求、地質(zhì)因素和管網(wǎng)外輸限制，確定儲(chǔ)氣庫下限壓力為7 MPa。

表2 儲(chǔ)氣庫不同下限壓力庫容參數(shù)Tab.2 Storage capacity parameters of gas storage with different lower limit pressures

3.3 庫容及工作氣量、氣墊氣量評(píng)價(jià)

A 區(qū)塊根據(jù)地震解釋及儲(chǔ)層預(yù)測(cè)成果重新落實(shí)含氣面積和有效厚度，利用容積法分單砂體計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量3.56×108m3。該區(qū)塊水體規(guī)模較小，水氣比平均為0.037，水體能量較弱，多周期注采庫容增量可忽略不計(jì)，因此計(jì)算庫容量時(shí)可以忽略水侵影響。就定容（或弱邊水）儲(chǔ)氣庫而言，可以簡(jiǎn)化成一個(gè)封閉的儲(chǔ)集氣的地下容器，根據(jù)物質(zhì)平衡原理，一般利用氣藏壓力與累積產(chǎn)氣量間的變化規(guī)律即壓降法確定儲(chǔ)氣庫的庫容量。A 區(qū)塊近似于定容封閉氣藏，因此利用壓降法計(jì)算庫容為2.91×108m3，如圖3所示。

圖3 A區(qū)塊壓降曲線Fig.3 Pressure drop curve of Block A

通過歷史單位壓降采氣量折算儲(chǔ)氣庫工作氣量，考慮壓力擴(kuò)散不均衡、高速注采導(dǎo)致的單位壓降采氣量降低等因素，計(jì)算工作氣量1.4×108m3。目前地層壓力較低，未達(dá)到儲(chǔ)氣庫運(yùn)行下限壓力，需要先注入氣墊氣，將A區(qū)塊作為一個(gè)整體進(jìn)行參數(shù)計(jì)算，根據(jù)壓力與庫容量的關(guān)系計(jì)算氣墊氣量為1.51×108m3，補(bǔ)充氣墊氣量0.74×108m3。

3.4 注采能力評(píng)價(jià)

在給定的地層壓力條件下，利用氣井的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程計(jì)算出不同注采氣量與井底流壓的關(guān)系，結(jié)合垂直管流方程計(jì)算井筒流動(dòng)能力，繪制單井流入流出交匯曲線如圖4、圖5 所示，根據(jù)節(jié)點(diǎn)法分析得到A 區(qū)塊氣井的注采氣能力[14-16]。油管內(nèi)徑為76 mm，在地層壓力7～12.7 MPa、井口壓力5.5 MPa 折算到井底流壓時(shí)計(jì)算直井采氣能力為3×104～17×104m3/d，平均采氣能力為10×104m3/d ；在地層壓力7～12.7 MPa、井口壓力13 MPa 折算到井底流壓時(shí)，計(jì)算直井注氣能力為6.5×104～19.5×104m3/d，平均注氣能力15×104m3/d。

圖4 儲(chǔ)氣庫氣井采氣能力預(yù)測(cè)Fig.4 Prediction of gas production capacity of gas wells in gas storage

圖5 儲(chǔ)氣庫氣井注氣能力預(yù)測(cè)Fig.5 Prediction of gas injection capacity of gas wells in gas storage

由于A區(qū)塊老井中沒有水平井，且周邊區(qū)塊沒有可類比的水平井，因此利用數(shù)值模型模擬注采5 個(gè)周期，對(duì)直井和水平井單井日產(chǎn)氣量進(jìn)行類比，計(jì)算水平井增產(chǎn)倍數(shù)約為直井的0.61～2.32 倍（圖6），平均為1.5 倍。根據(jù)地質(zhì)特征分析該區(qū)塊儲(chǔ)層層位過多，水平井只能動(dòng)用較少的主力產(chǎn)層。

圖6 數(shù)值模擬注采5個(gè)周期直井和水平井單井日產(chǎn)氣量類比Fig.6 Numerical simulation of daily gas production analogy in vertical and horizontal wells for 5 cycles of injection and production

4 儲(chǔ)氣庫方案設(shè)計(jì)

4.1 方案設(shè)計(jì)原則

儲(chǔ)氣庫規(guī)劃設(shè)計(jì)根據(jù)用氣需求與規(guī)律，按“季節(jié)調(diào)峰”設(shè)計(jì)方案，遵循以下原則：①由于各層位之間物性、壓力相近，因此采用一套層系建立儲(chǔ)氣庫；②優(yōu)選構(gòu)造相對(duì)有利、儲(chǔ)層相對(duì)發(fā)育部位部署注采井，分批實(shí)施、適時(shí)優(yōu)化、逐步推進(jìn)；③注采井?dāng)?shù)根據(jù)單井的平均日注采量和儲(chǔ)氣庫的工作氣量、注采周期確定。

4.2 整體方案部署

大慶市冬季采暖量最大，夏季僅城市居民和工商服行業(yè)用氣，冬、夏用氣波動(dòng)性較為劇烈，因此月不均勻系數(shù)在12 月最高。根據(jù)大慶地區(qū)各年規(guī)劃銷售量以及用氣不均勻系數(shù)測(cè)算歷史調(diào)峰需求[17]，制定相應(yīng)的采氣期產(chǎn)量，計(jì)算最大日調(diào)峰量為134×104m3，見表3，結(jié)合單井注采能力，確定相應(yīng)的注采井?dāng)?shù)。設(shè)計(jì)部署兩套方案：方案一為直井方案，部署11 口直井；方案二為直井+水平井方案，部署2口直井，6口水平井。

表3 采氣期產(chǎn)量變化Tab.3 Production change in gas production period

4.3 方案模擬對(duì)比與優(yōu)化

結(jié)合儲(chǔ)氣庫方案部署，考慮不同調(diào)峰能力，以三維地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，應(yīng)用英國PE 公司的REVEAL 油氣藏?cái)?shù)值模擬軟件建立數(shù)值模型。由于A區(qū)塊生產(chǎn)歷史時(shí)間長(zhǎng)，為提高數(shù)模運(yùn)算速度和準(zhǔn)確模擬氣藏的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化，建模時(shí)以一個(gè)月為一個(gè)時(shí)間步建立生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模型，通過調(diào)整方向滲透率、垂向傳導(dǎo)率等參數(shù)進(jìn)行擬合，擬合地質(zhì)儲(chǔ)量誤差為0.14%，擬合井底壓力誤差在±10%以內(nèi)，擬合結(jié)果較為可靠。應(yīng)用擬合模型，按照儲(chǔ)氣庫部署方案，將氣藏生產(chǎn)至目前地層壓力水平，開展儲(chǔ)氣庫注采研究。綜合考慮壓力限制、最小產(chǎn)氣量等生產(chǎn)約束限制條件，對(duì)儲(chǔ)氣庫生產(chǎn)潛力進(jìn)行預(yù)測(cè)，為儲(chǔ)氣庫安全、平穩(wěn)運(yùn)行提供有力依據(jù)。

對(duì)比儲(chǔ)氣庫不同方案預(yù)測(cè)指標(biāo)，約束條件一致，模擬5 個(gè)注采周期，方案一設(shè)計(jì)注采井型為直井，不同運(yùn)行周期階段注采氣量均達(dá)到設(shè)計(jì)工作氣量1.4×108m3（圖7），交替注采后期地層壓力達(dá)到設(shè)計(jì)上限壓力12.7 MPa、下限壓力7 MPa，見表4；方案二設(shè)計(jì)注采井型為水平井+直井，預(yù)測(cè)結(jié)果均未達(dá)到設(shè)計(jì)指標(biāo)（表4）。該區(qū)塊儲(chǔ)層具有多層、單層厚度薄特點(diǎn)，采用直井能夠動(dòng)用所有氣層，因此推薦方案一直井方案作為實(shí)施方案。

表4 不同方案預(yù)測(cè)指標(biāo)匯總Tab.4 Summary of forecast indicators of different schemes

圖7 不同方案運(yùn)行周期注采氣量對(duì)比Fig.7 Comparison of gas injection and production volume in different operation cycles

5 結(jié)論

（1）A 區(qū)塊構(gòu)造簡(jiǎn)單，圈閉范圍內(nèi)蓋層和斷層密封性較好，儲(chǔ)層巖性主要為含泥砂巖，巖相為辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂體，物性條件較好，具備建庫的有利地質(zhì)條件。

（2）A 區(qū)塊屬于枯竭的中淺層氣藏，氣田開發(fā)程度較高，屬于正常壓力、溫度系統(tǒng)，氣體中二氧化碳含量較小且不含硫化氫，水體規(guī)模對(duì)氣藏水侵影響較小，具有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力，具備建庫的有利氣藏條件。

（3）A區(qū)塊設(shè)計(jì)儲(chǔ)氣庫運(yùn)行壓力為7～12.7 MPa，庫容為2.91×108m3，工作氣量為1.4×108m3，補(bǔ)充氣墊氣量為0.74×108m3，運(yùn)行參數(shù)基本合理；根據(jù)數(shù)值模擬方法優(yōu)選注采井方案，部署直井11 口，方案切實(shí)可行。

結(jié)論認(rèn)為，A 區(qū)塊砂泥巖薄互層氣藏具備改建儲(chǔ)氣庫的可行性。