A區塊砂泥巖薄互層氣藏改建儲氣庫的可行性研究*

王曉薔

大慶油田有限責任公司勘探開發研究院

作為季節調峰和應急供氣設施，地下儲氣庫具有儲存量大、調峰范圍廣、機動性強、經濟合理、使用年限長、安全系數大等優點，一直被世界各國廣泛應用。目前世界上約有700 座地下儲氣庫，工作氣量高達4 165×108m3。中國石油天然氣股份有限公司在國內已建成10 座儲氣庫（群），主要集中在環渤海灣及其周邊地區，以滿足京津冀尤其是北京地區冬季調峰和應急需求。為滿足黑龍江、吉林和內蒙古東部地區天然氣調峰需求，必須盡快增加儲氣調峰能力，減少“氣荒”現象，切實保障安全平穩供氣。因此，大慶油田緊抓中俄東線供氣有利時機，謀劃儲氣庫集群建設。A 區塊屬于中淺層砂泥巖薄互層枯竭氣藏，目前處于開發中后期，改建為儲氣庫更能發揮其優勢。

1 地質特征

1.1 地層構造特征

A 區塊地勢平坦，主要為農田耕地。該地區屬大陸性季風氣候，多風干旱，四季變化較明顯，河流、湖泊不發育，局部有低洼積水區，范圍較小。區域構造位于松遼盆地中央坳陷區三肇凹陷、明水階地與東北隆起區銜接的宋站鼻狀構造上，儲層發育在泉頭組的泉三、四段扶余油層，直接蓋層為上部的青山口組青一、二、三段，屬于構造-巖性氣藏。東側高部位由兩條北北東走向正斷層形成遮擋條件，北側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，高點埋深-1 048 m，閉合線深度-1 130 m，構造幅度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價

青山口組區域蓋層條件良好，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域蓋層，對本區天然氣起到很好的封蓋作用。目前區域內經過泉頭組斷裂形成的斷距均未超出青山口組地層厚度，可以作為泉頭組儲層的區域蓋層。各時期發育的斷層多數在嫩江組早期的泥巖中消失，少數斷至上覆泥巖中消失，斷距一般都小于100 m，扶余儲層通過斷面與青一段泥巖對接，區域蓋層及局部蓋層條件均為良好。

圖1 蓋層地層對比Fig.1 Stratigraphic correlation of caprock

斷層封閉性受多種因素影響，主要從斷層兩側巖性、斷層的活動強度、斷移地層的砂泥比值和泥巖涂抹層分布的連續性等因素綜合進行分析。A 區塊最大圈閉范圍內斷穿儲層的斷層共有5 條，其中一條斷層位于構造低部位，向上消失于青山口泥巖蓋層中，未斷穿蓋層，因此對封閉性有影響的有4 條斷層，為源儲蓋斷層、儲蓋斷層。4 條斷層延伸長度0.5～8.7 km，斷距12～170 m，斷層兩側均為砂泥對接，生長指數0.88～1.23，表明4 條斷層活動強度弱。泥巖涂抹系數平均1.2，斷層泥分布率平均84.81%，斷面正壓力10.5～18.71 MPa，泥質含量平均81.2%，根據斷層側向、垂向封閉性評價標準斷層封閉性均較好[1-6]。

1.3 儲層特征

A 區塊地層屬白堊系下統泉頭泉四段地層，厚度160～180 m，埋深1 258 m；儲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，小層層數較多，平均砂地比32%，層間隔層發育，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，有一定的非均質性，膠結類型以接觸式為主，膠結程度中等。

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；產量遞減分析法解釋孔隙度20.1%，儲層滲透率9.61 mD。綜上結果表明，A區塊儲層物性具有中孔、中滲特征。

A 區塊儲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，泉四段沉積時期過渡為三角洲平原相，地層呈砂泥互層狀，儲層最發育，但單砂體厚度不大。有效儲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，儲層物性好，河道對有效儲層的控制明顯，配合構造形成巖性邊界。有效儲層均發育一條疊置主河道，扶一油層河道呈近南-北方向展布，天然堤欠發育，決口扇不發育，上段河道最寬處達到1 000 m，砂巖厚度11.4 m，下段河道最寬處達到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，邊灘欠發育，決口扇不發育，砂巖厚度9 m，如圖2所示。

圖2 A區塊扶一油層、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 區塊初始地層壓力12.7 MPa，地層壓力系數0.58，扶余油層溫度58 ℃。統計分析含氣面積內氣井天然氣組分資料，扶余油層天然氣為干氣，天然氣相對密度為0.586 5，CH4含量94.6%（體積分數，下同），C2H6含量1.5%，N2含量2.96%，CO2含量0.083%；區塊地層水為碳酸氫鈉型，氯離子質量濃度為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，受構造控制，氣藏單砂體橫向變化快，含氣單砂體發育位置不統一，受巖性因素的控制，氣藏邊部整體表現為構造-巖性氣藏。通過井間砂體對比可知，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，因此該氣藏無統一的氣水界面。利用容積法計算氣藏水體規模為935×104m3，對氣藏水侵影響較小。

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

3 儲氣庫運行參數設計

3.1 運行周期設計

結合季節用氣量需求，將儲氣庫全年運行分為五個階段。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井進行壓力恢復，得到相應的壓力資料進行分析，以確定地層參數變化情況；其次是為了對地面的設備進行檢修，保障儲氣庫平穩運行。

表1 儲氣庫全年運行時間安排Tab.1 Annual operation schedule of the gas storage

3.2 運行壓力設計

為了保證儲氣庫安全，上限壓力設計原則為保證較高的庫容規模同時不破壞儲氣庫圈閉密封性，包括斷層密封性、蓋層密封性以及不封閉水體邊界密封性。根據國內儲氣庫調研，大港油田板南、華北油田蘇橋等儲氣庫上限壓力均取值為原始地層壓力[12-13]。由于A 區塊氣藏埋藏較淺，老井均未實施壓裂，且未開展蓋層巖心突破壓力實驗和巖石力學參數測試，因此儲氣庫設計安全運行的上限壓力采用氣藏原始地層壓力12.7 MPa。

下限壓力設計原則要求儲氣庫保持較高的工作氣規模，工作氣量比例在40%～50%之間；保證月調峰氣量計劃，末期單井產能應在3×104m3/d 以上；根據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。因此設計不同下限壓力庫容參數指標進行對比，見表2。綜合考慮調峰需求、地質因素和管網外輸限制，確定儲氣庫下限壓力為7 MPa。

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

3.3 庫容及工作氣量、氣墊氣量評價

A 區塊根據地震解釋及儲層預測成果重新落實含氣面積和有效厚度，利用容積法分單砂體計算地質儲量3.56×108m3。該區塊水體規模較小，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，因此計算庫容量時可以忽略水侵影響。就定容（或弱邊水）儲氣庫而言，可以簡化成一個封閉的儲集氣的地下容器，根據物質平衡原理，一般利用氣藏壓力與累積產氣量間的變化規律即壓降法確定儲氣庫的庫容量。A 區塊近似于定容封閉氣藏，因此利用壓降法計算庫容為2.91×108m3，如圖3所示。

圖3 A區塊壓降曲線Fig.3 Pressure drop curve of Block A

通過歷史單位壓降采氣量折算儲氣庫工作氣量，考慮壓力擴散不均衡、高速注采導致的單位壓降采氣量降低等因素，計算工作氣量1.4×108m3。目前地層壓力較低，未達到儲氣庫運行下限壓力，需要先注入氣墊氣，將A區塊作為一個整體進行參數計算，根據壓力與庫容量的關系計算氣墊氣量為1.51×108m3，補充氣墊氣量0.74×108m3。

3.4 注采能力評價

在給定的地層壓力條件下，利用氣井的二項式產能方程計算出不同注采氣量與井底流壓的關系，結合垂直管流方程計算井筒流動能力，繪制單井流入流出交匯曲線如圖4、圖5 所示，根據節點法分析得到A 區塊氣井的注采氣能力[14-16]。油管內徑為76 mm，在地層壓力7～12.7 MPa、井口壓力5.5 MPa 折算到井底流壓時計算直井采氣能力為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，計算直井注氣能力為6.5×104～19.5×104m3/d，平均注氣能力15×104m3/d。

圖4 儲氣庫氣井采氣能力預測Fig.4 Prediction of gas production capacity of gas wells in gas storage

圖5 儲氣庫氣井注氣能力預測Fig.5 Prediction of gas injection capacity of gas wells in gas storage

由于A區塊老井中沒有水平井，且周邊區塊沒有可類比的水平井，因此利用數值模型模擬注采5 個周期，對直井和水平井單井日產氣量進行類比，計算水平井增產倍數約為直井的0.61～2.32 倍（圖6），平均為1.5 倍。根據地質特征分析該區塊儲層層位過多，水平井只能動用較少的主力產層。

圖6 數值模擬注采5個周期直井和水平井單井日產氣量類比Fig.6 Numerical simulation of daily gas production analogy in vertical and horizontal wells for 5 cycles of injection and production

4 儲氣庫方案設計

4.1 方案設計原則

儲氣庫規劃設計根據用氣需求與規律，按“季節調峰”設計方案，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氣庫；②優選構造相對有利、儲層相對發育部位部署注采井，分批實施、適時優化、逐步推進；③注采井數根據單井的平均日注采量和儲氣庫的工作氣量、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用氣，冬、夏用氣波動性較為劇烈，因此月不均勻系數在12 月最高。根據大慶地區各年規劃銷售量以及用氣不均勻系數測算歷史調峰需求[17]，制定相應的采氣期產量，計算最大日調峰量為134×104m3，見表3，結合單井注采能力，確定相應的注采井數。設計部署兩套方案：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 采氣期產量變化Tab.3 Production change in gas production period

4.3 方案模擬對比與優化

結合儲氣庫方案部署，考慮不同調峰能力，以三維地質模型為基礎，應用英國PE 公司的REVEAL 油氣藏數值模擬軟件建立數值模型。由于A區塊生產歷史時間長，為提高數模運算速度和準確模擬氣藏的生產動態變化，建模時以一個月為一個時間步建立生產動態模型，通過調整方向滲透率、垂向傳導率等參數進行擬合，擬合地質儲量誤差為0.14%，擬合井底壓力誤差在±10%以內，擬合結果較為可靠。應用擬合模型，按照儲氣庫部署方案，將氣藏生產至目前地層壓力水平，開展儲氣庫注采研究。綜合考慮壓力限制、最小產氣量等生產約束限制條件，對儲氣庫生產潛力進行預測，為儲氣庫安全、平穩運行提供有力依據。

對比儲氣庫不同方案預測指標，約束條件一致，模擬5 個注采周期，方案一設計注采井型為直井，不同運行周期階段注采氣量均達到設計工作氣量1.4×108m3（圖7），交替注采后期地層壓力達到設計上限壓力12.7 MPa、下限壓力7 MPa，見表4；方案二設計注采井型為水平井+直井，預測結果均未達到設計指標（表4）。該區塊儲層具有多層、單層厚度薄特點，采用直井能夠動用所有氣層，因此推薦方案一直井方案作為實施方案。

表4 不同方案預測指標匯總Tab.4 Summary of forecast indicators of different schemes

圖7 不同方案運行周期注采氣量對比Fig.7 Comparison of gas injection and production volume in different operation cycles

5 結論

（1）A 區塊構造簡單，圈閉范圍內蓋層和斷層密封性較好，儲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條件。

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

（3）A區塊設計儲氣庫運行壓力為7～12.7 MPa，庫容為2.91×108m3，工作氣量為1.4×108m3，補充氣墊氣量為0.74×108m3，運行參數基本合理；根據數值模擬方法優選注采井方案，部署直井11 口，方案切實可行。

結論認為，A 區塊砂泥巖薄互層氣藏具備改建儲氣庫的可行性。