气藏型储气库建库评价关键技术

气藏型储气库建库评价关键技术
郑得文;胥洪成;王皆明;孙军昌;赵凯;李春;石磊;唐立根
【摘要】Due to the significant differences in development modes and operation rules of underground gas storage (UGS) and gas reservoir,the design of UGS construction has its own particularity and complexity.Key evaluation techniques in the process of gas reservoir being converted into underground gas storage were proposed and field application was analyzed.The construction and operation experience of the first batch commercial UGS in China was summarized,the mechanisms of multi-cycle injection and production with large flux in short-term was examined and some concepts were proposed such as the dynamic sealing of traps,the effective pore volume of UGS and the high velocity unstable seepage flow with finite supply.Four key technologies of UGS,i.e.,trap sealing evaluation,gas storage parameter design,well pattern optimization and monitoring programs design were created.Preservation condition,storage capacity,effective injection & production and safe operation technology problems of UGS were solved respectively.The geological program design technology system of UGS construction in a gas field was gradually enriched and improved.These technologies have successfully guided geological plan design and implementation of UGS construction in a gas reservoir,the effects of dilatancy and production were great,and the actual dynamic was very consistent with design indicators.%从储气库与气藏在开采方式和运行规律方面的差异性出发,考虑气藏型储气库建库评价技术的特殊性和复
杂性,提出了储气库特色建库评价关键技术,并进行了矿场应用实例分析.通过总结国内第1批商业储气库建设运行经验,深入研究储气库短期大流量往复注采的内在机理,提出圈闭动态密封性、建库有效孔隙空间、高速不稳定渗流有限供给等理念,创建了圈闭密封性评价、库容参数设计、注采井网优化和监测方案设计4项储气库特色关键技术,分别解决储气库保存条件、容量大小、高效注采、安全运行方面的技术瓶颈,丰富和完善了气藏型储气库建库地质方案设计技术体系.这些技术成功指导了某气藏建库地质方案设计和现场工程实施,扩容达产效果好,实际动态与方案设计指标吻合程度高.
【期刊名称】《石油勘探与开发》
【年(卷),期】2017(044)005
【总页数】8页(P794-801)
【关键词】气藏型储气库;动态密封性;库容参数;产能评价;注采井网;监测方案
【作者】郑得文;胥洪成;王皆明;孙军昌;赵凯;李春;石磊;唐立根
【作者单位】中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室,河北廊坊065007;中国石
油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石油天然气集团公司油气地下储库工程
重点实验室,河北廊坊065007;中国石油勘探开发研究院,河北廊坊065007;中国石
油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室,河北廊坊065007
【正文语种】中文
【中图分类】TE822
气藏型储气库是经济有效的储气调峰设施，在保障天然气安全平稳供应中发挥了不可替代的作用。

国外储气库主体配套技术趋于成熟和完善，而国内目前总体上仍处于初级阶段。

20世纪末，在大港地区陆续建设了大张坨、板中北等6座水侵砂岩
气藏型储气库，经过16个周期注采运行，工作气量达到18.6×108 m3，为北京
地区冬季调峰保供做出了重要贡献。

该库群是国内第1批建设运行的商业储气库，设计、运行经验有限，目前评价显示工作气量设计指标偏高、运行效率偏低，同时监测重视力度不够，天然气损耗量大。

这对储气库设计、评价、运行等关键技术提出了更高要求。

国内真正大规模建库始于2010年，同年启动了新疆呼图壁、西南相国寺、辽河双六等 6座气藏改建储气库工作，从此中国石油储气库建设进入了
第 2个重要阶段[1]。

通过总结第1批储气库建设运行经验，全面更新设计理念，
建库评价关键技术取得突破，气藏型储气库建设技术体系基本形成。

本文重点论述了储气库密封条件、容量大小、高效注采、安全监测等 4大方面技术瓶颈，提出
了圈闭动态密封性评价、有效库容量设计、注采井网优化及监测方案设计等 4项
储气库特色关键技术。

使用这些技术指导储气库建库地质方案设计与矿场投产实施，并分析技术应用效果。

与气藏开发关注原始成藏条件下盖层、断层静态密封和气体保存能力不同，储气库注采运行过程中地层压力交替改变引起区域地应力场周期扰动，导致盖层变形和疲劳破坏、断层激活风险增大，引起气体规模化泄漏，诱发圈闭密封失效[2-5]。

因
此，需以建库前为时间节点，充分考虑气藏开发和储气库高速注采地应力扰动对盖层和断层静态密封性的影响，综合评价盖层和断层动态密封失效机理、主控因素及潜在风险，科学指导储气库运行压力优化设计，降低注采风险。

根据气藏开发和储气库注采地应力扰动特点，圈闭密封性失效的根源在于交变应力下岩石微观孔隙结构改变和宏观力学变形破坏。

因此，提出了盖层毛管密封失效、拉张破坏、剪切破坏和断层剪切滑移激活等4种主要失效机理。

①盖层毛管密封失效。

交变应力下盖层岩石微观孔隙结构改变、微裂缝扩大或高速注采地层压力强烈非均质性扰动使盖层原始水动力系统发生改变，导致气体由初期缓慢扩散发展至泄漏，盖层毛管密封失效。

②盖层拉张破坏。

高速注气导致局部高压，压力大于最小水平主应力，盖层拉张破坏。

③盖层剪切破坏。

高速注采地应力扰动使构造突变区发生应力集中，在构造突变区或岩性变化弱面区盖层产生错动变形和剪切破坏。

④断层剪切滑移失稳。

高速注采地应力扰动导致作用在断层面上的剪应力大于临界值时，贯穿盖层的断层发生剪切滑移失稳，破坏盖层完整性，圈闭密封失效。

通过确定盖层毛管密封、拉张和剪切破坏及断层剪切滑移失稳条件下盖层、断层承压极限，综合分析储气库圈闭动态密封承压极限，科学设计储气库运行上限压力、评估提压潜力。

储气库盖层毛管密封能力评价实验与气藏开发实验思路基本一致，但模拟工况差异较大。

常规方法是以地质综合研究及岩心孔渗参数、微观孔隙结构测试为基础，选取岩样开展气体突破压力实验，分析确定临界突破压力。

而储气库注采过程地应力扰动引起盖层变形和微观孔隙结构改变。

因此，在常规静态突破压力测试基础上，需根据实际地应力和设计的压力区间开展岩心交变载荷疲劳损伤实验，获取周期注采后盖层岩心临界突破压力，确定盖层动态毛管密封承压极限。

储气库高速注采加剧储集层非均质性的影响，尤其是注气过程中井底压力可能高于设计的储气库运行上限压力。

局部地区压力可能大于最小水平主应力，使盖层发生拉张破坏。

尤其是埋藏较浅的气藏型储气库，盖层拉张破坏风险远高于剪切破坏风险。

但国内气藏型储气库埋藏较深，上限压力一般远小于最小水平主应力。

因此，盖层拉张破坏风险评价需准确测试圈闭地应力，特别是枯竭气藏，利用矿场水力压裂或地漏测试及岩心声发射凯瑟尔效应等实验准确测定储、盖层现今地应力，评估拉张破坏风险。

为了考虑盖层形态和岩石力学非均质性的影响，通过建立包括储集层和盖层在内的圈闭三维动态地质力学模型[5-7]，利用数值模拟手段预测不同运行工况下盖层三维地应力分布场。

将任一地层压力下盖层最小水平主应力与原始最小水平主应力之比定义为盖层拉张破坏安全指数。

当它大于零时盖层未破坏，小于零时盖层破坏。

因此，通过地质力学数值模拟对不同运行压力区间盖层拉张破坏风险进行三维可视化定量评价，确定盖层拉张破坏承压极限。

三轴主应力差异、高速注采局部应力集中、岩性变化及沉积层理等引起的岩石力学参数非均质性导致盖层沿“力学弱面”区域剪切破坏。

对于国内埋藏较深、构造形态和岩性较复杂的储气库，盖层剪切破坏风险大于拉张破坏风险。

采用三轴压缩岩石力学实验和三维地质力学建模技术综合定量评价盖层剪切破坏风险。

根据盖层地应力和运行压力，选取样品开展单轴及不同围压三轴压缩岩石力学实验，根据摩尔-库仑强度准则，拟合盖层剪切破坏包络线（见图1）。

然后根据储气库盖层地应力及其注采扰动变化范围，确定盖层剪切破坏强度极限。

由于室内岩石力学实验样品均为均质性较好的小尺度岩心，无法考虑构造突变区应力集中和不同岩性岩石力学参数非均质性的影响。

因此，需在圈闭地质研究和室内储、盖层岩石力学实验基础上，通过三维地质力学数值模拟，用盖层剪切破坏安全因子定量评价不同注采工况动态密封失效风险。

安全因子的计算同样是基于经典的
摩尔-库仑强度准则，当某一点的剪应力超过抗剪强度时，将发生剪切破坏。

将盖层发生剪切破坏的临界剪应力与某一注采工况下的最大剪应力之差与临界剪应力的比值定义为安全因子（见图1）。

当它大于零时盖层未剪切破坏，等于零时盖层剪切破坏。

断层剪切滑移失稳与盖层剪切破坏原理基本相同，但断层属于地质破碎带，是最大的力学弱面，因此一般忽略内聚力。

地质力学研究表明[7-9]，储气库注采引起地应力扰动过程中，当作用在断层面上的剪应力大于摩擦系数与有效正应力之积时，断层将发生滑移失稳，不再具备封堵能力。

远场断层的滑移失稳也会导致地层大变形，影响井筒完整性。

因此，力学稳定性将直接决定断层的动态封堵性。

受实验模拟设备、断层样品制备等条件限制，目前断层稳定性评价主要采用地质力学数值模拟手段。

通过建立断层网格力学模型，采用有限元数值模拟，以库仑破坏函数为主要指标评价不同注采工况断层稳定性，确定圈闭动态密封承压极限。

当库仑破坏函数小于零时断层稳定，等于零时处于临界状态，大于零时发生剪切滑移失稳。

气藏衰竭式低速开发时，单井控制范围大，井控储量大，参与渗流的含气孔隙空间占比高。

而储气库是在气藏开发中后期甚至枯竭状态下改建，气藏原始储集空间变小、渗流条件变差，加之储气库短期高速大压差往复注采，储渗条件进一步恶化，单井控制范围缩小，参与渗流的含气孔隙体积占比小。

因此，储气库有效库容量不能简单等同于气藏动态地质储量。

需通过精细地质研究与注采渗流实验，充分揭示储气库微观渗流机理及主控因素，科学量化有效孔隙体积，建立库容量预测模型，指导库容参数优化设计。

气藏衰竭式低速开发生命周期一般长达 20～30年，井控泄气半径大、地层无限大供流，地质储量动用程度高。

储气库短期大流量往复注采，1年内完成1个注采周期，远井地带流体来不及渗流到井底，则井控半径大幅减小。

另外，为了满足市场
冬季调峰要求，单井配产高，可达到气藏开发的 5～10倍，开井后快速进入高速
拟稳态渗流，地层非均质性的影响加大，井控范围进一步缩小。

因此，与气藏开发时相比，储气库单井对砂体控制程度大幅降低，这在板桥库群已得到印证。

以板876为例，库存曲线与纵轴夹角明显小于气藏开发压降曲线与纵轴夹角（见图2），即储气库降低单位地层压力采出气量比气藏少。

所以，储气库短期高速采气周期内，气藏动态地质储量难以完全动用[10-11]。

另外，气藏开发和储气库运行过程中，
边底水侵入、凝析气反凝析损失、储集层应力敏感塑性形变、微观气水互锁效应形成封闭气等都将进一步减小含气孔隙体积。

利用地质、动态和渗流机理研究成果，基于气藏开发和储气库运行过程中纵向流体分布特征及其变化趋势，将储气库运行剖面简化成4带4界面（见图3）。

对于
枯竭水侵气藏建库，气水界面已由原始 GWC0向上运移到建库初始状态 GWC1。

储气库在上下限压力间运行时，由于注采“呼吸”效应将形成一个相对稳定的过渡带，其顶面对应下限压力时气水界面GWC2，底面对应上限压力时气水界面
GWC3。

由于气藏开发和气库运行时未侵入地层水，在 GWC1之上为建库前纯气带。

由于注气水退，多轮注气驱替后 GWC1与GWC2之间成为气驱水纯气带。

二者均是建库主力区，参与渗流的含气孔隙空间占比高。

储气库气水过渡带在全周期运行过程中，水进水退、交互驱替，运行效率较低，但其参与渗流的含气孔隙空间也不容忽视。

水淹带由于气藏开发和储气库运行全过程均被地层水占据，动用难度大，无法形成工作气。

气水两相共渗带储集层建库后多周期注采渗流机理复杂，微观上主要受储集层物性及非均质性、润湿性、毛管压力等影响。

对于强非均质性储集层，高速采气过程水窜或选择性水侵后以绕流形式使得小孔隙和微细裂缝中的气体被封闭；由于贾敏效应产生附加阻力，使连续流动的气体发生卡断现象而形成封闭气；不连通孔隙或其盲端也会形成一定数量封闭气[12-15]。

另外，储气库运行过程中气驱水仍以大孔
道为主要对象，微细孔道难以有效驱替。

同时边底水侵入、凝析气反凝析将占据一定孔隙空间，储集层应力敏感塑性形变引起储渗能力降低。

在用气藏开发动态法计算的含气孔隙体积的基础上，扣减每个区带的不可动孔隙体积，即可求得储气库有效孔隙体积：
建库后地层内储存的天然气包括建库前剩余天然气和注入气，储气库有效库存量等于建库前有效库存量与累计注气量之和，即：
根据地下孔隙体积平衡原理可知，储气库地层压力与建库前相比增加后，此时的有效库存量对应的地下孔隙体积应等于该压力下有效孔隙体积。

据此，结合（2）式可得到地层压力下储气库的有效孔隙体积。

对于水侵气藏建库，以储气库有效孔隙体积为基础，考虑建库扩容达产过程束缚水和岩石弹性形变量，可以得到不同压力下储气库有效孔隙体积。

据此，可以计算出上限压力和下限压力对应的有效孔隙体积。

然后获得库容参数（有效库容量、垫气量、工作气量、附加垫气量），具体计算公式为：
储气库注采井网布置应充分考虑短期强注强采特点，满足储气库库容有效控制和不均衡调峰采气需求。

因此，基于单井产能评价、井控约束及市场用气需求分析，确定满足储气库库容参数设计的最低井数，提出合理井网密度，结合构造位置、储集层特征、流体分布等综合优化部署注采井网。

储气库井短期高速不稳定渗流条件下注采气能力主要受近井地带渗流条件、井控库存量两方面约束。

近井地带渗流条件直接决定了气井瞬时注采气能力，主要受储集层有效渗透率、井底完善程度、储集层动用厚度和泄流面积等影响。

因此，通过储集层微改造解除污染、连通储集层，可增加渗流能力，同时随着多周期吞吐地层渗流条件也将逐步改善。

应尽量采用大管径井身结构增加井筒泄流面积，采用直井、水平井、大斜度井组合，增加储集层射开的有效厚度和面积，大幅提高单井产能。

另外，储集层出砂、
井筒携液、管柱冲蚀、井口最低外输压力等均会限制地层渗流能力发挥，因此需要地层-井筒-井口多节点协调优化，确定不同管径、不同井型在不同地层压力和井口外输压力下的合理产量。

储气库井短期高速不稳定渗流条件下井控半径大小直接决定了注采周期内有效供流量。

目前国内储气库注采周期大约半年，平均不到气藏开发年限的1/50，远井地带流体来不及流向井底。

因此，在有限的井控范围内，单井周期内累计吸气量或产气量有限，影响单井高速注采气能力。

与气藏开发节点分析不同，储气库更加注重地层-井筒-井口多节点协调优化，科学评价高速不稳定渗流条件下储气库井合理的日注采气量。

对于地层渗流，由于多周期往复注采，可能存在储集层应力敏感或出砂，有效渗透率降低；对于气驱水纯气带，通过多周期注气驱水，形成纯气带，地层渗流条件改善，采气能力增强；对于气水过渡带，多周期运行后随着含水饱和度增加，气相渗流能力降低，后期趋于稳定。

由于多周期注采过程中气井地层渗流能力不断变化，井产能随之改变[16]。

因此，通过修正储集层有效渗透率、应力敏感性及天然气性质等关键参数，建立储气库井随周期变化的产能预测方程。

对于井筒垂直管流，除了考虑临界携液和井筒冲蚀外，为了满足大流量吞吐要求，尽量采用大尺寸油管，尽量采用水平井或大斜度井。

对于井口外输条件，以满足采出天然气进入长输管网外输最低压力要求为主，尽量避免采气增压外输。

如果具备经济可行性，可适当降低外输压力，增加气库调峰能力。

最后，以储气库达到稳定注采运行状态为条件修正产能方程，联立垂直管流方程，以临界出砂压差、临界携液量、冲蚀流量、井口最低外输压力为约束条件，进行不同管径不同井型在不同地层压力、井口压力条件下的节点压力综合分析，确定储气库不同压力下的合理产量。

储气库合理井网密度设计的核心就是确定满足库容参数设计指标的最低井数。

从储气库注采运行经验来看，单井注气能力比采气能力大，同时注气时率比采气时率长。

因此，采气能力是决定所需井数的瓶颈。

本文从不稳定渗流井控半径、单井协调产量及月度不均衡调峰采气需求3方面确定合理注采井数。

板桥库群是国内第 1批商业储气库，建设投运已有16个周期，拥有非常丰富的多周期注采运行动态资料。

利用产量不稳定分析试井软件RTA诊断和评价71口井
多周期采气动态，建立了单井控制半径与储集层有效渗透率关系图版（见图4），可以看出，二者具有较好的相关性。

若给定某气藏有效渗透率，采用类比法即可确定单井控制半径。

用储气库库容量除以单井平均库容量，得到满足库容量有效控制要求的最少井数，即：
考虑储集层有效厚度、含气饱和度、孔隙度等参数，（7）式可简化为：
利用储气库井产量多节点协调优化结果，根据采气天数、单井采气末期合理产量及设计的工作气量，得到储气库注采井数，即：
利用储气库工作气量、市场月度不均衡系数得到每月日均采气量。

采用阶段累计采气量、地层压力及该压力下气井合理产量耦合建立数学模型。

取调峰高月和采气末月两个临界运行工况下所需注采井数的最大值，即：
由于储气库运行需同时满足井控物质平衡、单井产能及市场不均衡用气需求，储气库所需注采井数取以上3种方法计算结果的最大值，即：
科学合理设计监测方案是储气库安全、优化运行的重要保障，国外特别重视储气库全生命周期动态监测，已形成了以井工程、圈闭密封性及气库运行动态监测为核心的完备监测体系（见图5），还有以常规温压测量、特殊测井、微地震、产能测试及干涉雷达测量（InSAR）系统为主的监测方法和手段。

在储气库边界和内部部署足够数量的监测井，再配置空间对地观测系统和全球定位系统（GPS），形成空地一体化监测网。

监测井数为注采井数的50%～100%，甚至150%，基本以新钻井
为主，少量气藏开发老井修复利用。

通过建设运行全过程监测体系，及时掌握储气设施安全性和运行动态，为储气库科学建设、优化运行及安全生产提供第一手资料。

监测体系主要包括井工程、圈闭密封性、内部运行动态监测3大方面，涵盖储气
库建设运行全过程监测。

①井工程监测。

建库前可利用老井井身质量检测、新井钻完井监测及试油试气、井下技术状况监测，确保气井完整性。

②圈闭密封性监测。

对含气区域内盖层、断裂系统、溢出点、周边储集层以及上覆渗透层和浅层水域进行天然气泄漏监测，确保注入气库的天然气能存得住。

③内部运行动态监测。

监测注采井生产动态、储气层内部温压及流体性质、气液界面与流体运移、注采井产能等，了解单井注采气能力、储集层性质、流体分布及变化等，指导气库扩容达产、优化配产配注及井工作制度调整。

建库前主要对可利用老井测压，进行套管柱腐蚀程度及固井质量检测。

新井钻井过程按照地质设计要求监测，新钻井试油试气参照行业相关规程。

通过建立储气库套管监测系统进行储气库运行过程井下技术状况监测，定期检测套管、接箍的损伤、腐蚀、内径变化及射孔质量和管柱结构等，对所有固井质量差的井及部位重点监测。

老井和新钻井井身质量监测一般采用固井声波测井、声波变密度测井、电磁探伤测井等方法，需满足储气库井完整性要求后方能投入使用。

在储气区控制断层外侧利用老井或新钻井，监测断层两侧地层较薄、侧向及垂向封闭性存在较大风险区域，定期观察压力变化、取样化验分析。

在盖层岩性可能变化、厚度变薄及盖层内部断裂发育等区域之上的储集层利用老井或新钻井，定期观察压力变化、取样化验分析。

在储气库周边及圈闭溢出点附近甚至浅层水等区域利用老井或新钻井，定期观察压力变化、取样化验分析。