A区块砂泥岩薄互层气藏改建储气库的可行性研究.pdf

第 43卷第 1期（2024-01）油气田地面工程 https:/储运工程A区块砂泥岩薄互层气藏改建储气库的可行性研究*王晓蔷大庆油田有限责任公司勘探开发研究院摘要：随着大庆油田原油、伴生气产量逐年递减，冬夏季供气不平衡的矛盾日益突出，在无法满足季节调峰需求时，需压减工业用气。因此，从满足冬季下游用户的用气需求、合理利用有限的油气资源和保护环境等角度出发，建设储气库势在必行。根据大庆油田库址筛选标准，优选出 A 区块进行库址规划，与大庆油田已建储气库相配合，联合保障大庆及周边地区用气季节调峰。A区块属于砂泥岩薄互层气藏，从地质特征、气藏开采特征等方面分析改建储气库的可行性，详细评价建库的地质条件和气藏条件，并设计库容参数和两套井位部署方案，建立数值模型进行优选对比。结果表明，A区块砂泥岩薄互层气藏具备建库的可行性。关键词：储气库；砂泥岩；薄互层；改建Feasibility Study on Converting a Sand-mudstone Thin Interbedded Gas Reservoir intoa Gas Storage in Block A*WANG XiaoqiangExploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：With the decline of crude oil and associated gas production in Daqing Oilfield year byyear，the contradiction of unbalanced gas supply in winter and summer is becoming more and moreprominent.When the seasonal peak shaving demand cannot be met，industrial users will be reduced forgas.Therefore，in order to meet the increasing gas demand of downstream users in winter，make ratio-nal use of limited oil and gas resources，and protect the environment，the construction of gas storage isimperative.According to the selection criteria of the reservoir site in Daqing Oilfield，block A is select-ed for planning reservoir site，which cooperates with the built gas storage in Daqing Oilfield to jointlyensure seasonal peak shaving in Daqing and surrounding areas.Block A is a thin interbedded gas reservoirof sand-mudstone.The feasibility of rebuilding the gas storage is analyzed from the aspects of geologicalcharacteristics and gas reservoir production characteristics.The geological conditions and gas reservoirconditions for the construction of the reservoir are evaluated in detail，the reservoir capacity parametersand two sets of well location deployment schemes are designed，and a numerical model is established foroptimization and comparison.The results show that the sand-mudstone thin interbedded gas reservoir inblock A has the feasibility of building a reservoir.Keywords：gas storage；sand-mudstone；thin interbed；rebuild作为季节调峰和应急供气设施，地下储气库具有储存量大、调峰范围广、机动性强、经济合理、使用年限长、安全系数大等优点，一直被世界各国广泛应用。目前世界上约有 700座地下储气库，工作气量高达 4 165108m3。中国石油天然气股份有限公司在国内已建成 10座储气库（群），主要集中在环渤海湾及其周边地区，以满足京津冀尤其是北京地区冬季调峰和应急需求。为满足黑龙江、吉林和内蒙古东部地区天然气调峰需求，必须尽快增加储气调峰能力，减少“气荒”现象，切实保障安全平稳供气。因此，大庆油田紧抓中俄东线供气有利时机，谋划储气库集群建设。A 区块属于中浅层砂DOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2024.01.006*基金论文：中国石油天然气股份有限公司重大专项“深层天然气高效开发技术研究与应用”（2016E-0211）。31储运工程王晓蔷：A区块砂泥岩薄互层气藏改建储气库的可行性研究*油气田地面工程 https:/泥岩薄互层枯竭气藏，目前处于开发中后期，改建为储气库更能发挥其优势。1地质特征1.1地层构造特征A 区块地势平坦，主要为农田耕地。该地区属大陆性季风气候，多风干旱，四季变化较明显，河流、湖泊不发育，局部有低洼积水区，范围较小。区域构造位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷、明水阶地与东北隆起区衔接的宋站鼻状构造上，储层发育在泉头组的泉三、四段扶余油层，直接盖层为上部的青山口组青一、二、三段，属于构造-岩性气藏。东侧高部位由两条北北东走向正断层形成遮挡条件，北侧一条北西向断层与北北东向断层相交共同形成圈闭遮挡条件，高点埋深-1 048 m，闭合线深度-1 130 m，构造幅度 82 m，扶余油层顶面圈闭面积 3.8 km2。1.2盖层与断层封闭性评价青山口组区域盖层条件良好，沉积了一套暗色泥岩，该套泥岩厚度近 300 m，分布稳定，其中青一段地层厚度在 100 m 左右，如图 1 所示，它是盆地北部良好的区域盖层，对本区天然气起到很好的封盖作用。目前区域内经过泉头组断裂形成的断距均未超出青山口组地层厚度，可以作为泉头组储层的区域盖层。各时期发育的断层多数在嫩江组早期的泥岩中消失，少数断至上覆泥岩中消失，断距一般都小于 100 m，扶余储层通过断面与青一段泥岩对接，区域盖层及局部盖层条件均为良好。断层封闭性受多种因素影响，主要从断层两侧岩性、断层的活动强度、断移地层的砂泥比值和泥岩涂抹层分布的连续性等因素综合进行分析。A 区块最大圈闭范围内断穿储层的断层共有 5条，其中一条断层位于构造低部位，向上消失于青山口泥岩盖层中，未断穿盖层，因此对封闭性有影响的有4 条断层，为源储盖断层、储盖断层。4 条断层延伸长度 0.58.7 km，断距 12170 m，断层两侧均为砂泥对接，生长指数 0.881.23，表明 4 条断层活动强度弱。泥岩涂抹系数平均 1.2，断层泥分布率平均 84.81%，断面正压力 10.518.71 MPa，泥质含量平均 81.2%，根据断层侧向、垂向封闭性评价标准断层封闭性均较好1-6。1.3储层特征A 区块地层属白垩系下统泉头泉四段地层，厚度 160180 m，埋深 1 258 m；储层为扶余油组的扶一、扶二油层，厚度一般为 120 m 左右，属于砂泥岩薄互层7-9，砂岩厚度 0.84.4 m，小层层数较多，平 均 砂 地 比 32%，层 间 隔 层 发 育，层 间 距1.616.4 m，为辫状河三角洲前缘水下分流河道砂图 1盖层地层对比Fig.1 Stratigraphic correlation of caprock32第 43卷第 1期（2024-01）油气田地面工程 https:/储运工程体10-11；岩性为粉砂岩、细砂岩夹杂色泥岩、灰黑色泥岩薄层的岩性组合，石英含量 35%，长石含量41.5%，岩屑含量 23.5%；孔隙类型以原生粒间孔为主，有一定的非均质性，胶结类型以接触式为主，胶结程度中等。岩 心 分 析 表 明，孔 隙 度 分 布 范 围 集 中 在15%25%，平均有效孔隙度 20.6%，空气渗透率分布范围集中在 1100 mD，平均空气渗透率 43.3 mD；测井解释孔隙度主要介于 21%29%之间，渗透率主要介于 25.8835.74 mD 之间；产量递减分析法解释孔隙度 20.1%，储层渗透率 9.61 mD。综上结果表明，A区块储层物性具有中孔、中渗特征。A 区块储层所在的泉头组以曲流河、三角洲、滨浅湖相沉积为主，泉三段沉积相类型为曲流河相，地层呈泥包砂状，单砂体厚度较大；随着水体的不断加深，泉四段沉积时期过渡为三角洲平原相，地层呈砂泥互层状，储层最发育，但单砂体厚度不大。有效储层集中分布在扶余油组的扶一油层至扶二油层上段，砂体多层叠置，储层物性好，河道对有效储层的控制明显，配合构造形成岩性边界。有效储层均发育一条叠置主河道，扶一油层河道呈近南-北方向展布，天然堤欠发育，决口扇不发育，上段河道最宽处达到 1 000 m，砂岩厚度11.4 m，下段河道最宽处达到1 500 m，砂岩厚度3 m；扶二油层上段河道呈近北东-南西方向展布，河道宽度 1 800 m，边滩欠发育，决口扇不发育，砂岩厚度 9 m，如图 2所示。图 2A区块扶一油层、扶二油层砂组沉积相图Fig.2 Sedimentary facies diagram of sand formation of Fu-1Oil Layer and Fu-2 Oil Layer in Block A2气藏特征A 区块初始地层压力 12.7 MPa，地层压力系数0.58，扶余油层温度 58。统计分析含气面积内气井天然气组分资料，扶余油层天然气为干气，天然气相对密度为 0.586 5，CH4含量 94.6%（体积分数，下同），C2H6含量 1.5%，N2含量 2.96%，CO2含量 0.083%；区块地层 水 为 碳 酸 氢 钠 型，氯 离子 质 量 浓 度 为 52.541 232.48 mg/L，总矿化度为355.842 538.56 mg/L。油组气层均位于断块高部位，油层厚度大，试气未见水，受构造控制，气藏单砂体横向变化快，含气单砂体发育位置不统一，受岩性因素的控制，气藏边部整体表现为构造-岩性气藏。通过井间砂体对比可知，气层砂体相变快，井间连通性差，不同砂体存在不同气水界面，因此该气藏无统一的气水 界 面。利 用 容 积 法 计 算 气 藏 水 体 规 模 为935104m3，对气藏水侵影响较小。A 区 块 先 后 投 产 气 井 共 2 口，初 期 油 压10.4 MPa，日产气量 3.03104m3，试气无阻流量20.35104m3，目前油压3MPa，日产气量1.0104m3。气田已进入开采中后期，截至目前，区块累产气量1.4108m3，单位压降采气 2 645104m3/MPa。3储气库运行参数设计3.1运行周期设计结合季节用气量需求，将储气库全年运行分为五个阶段。采取“先注后采”的方式，注气期为59 月，共 153 天，采气期为 11 月到次年 3 月，共153 天，平衡期春季、秋季各 30 天，共 60 天，见表 1。安排平衡期主要是为了关井进行压力恢复，得到相应的压力资料进行分析，以确定地层参数变化情况；其次是为了对地面的设备进行检修，保障储气库平稳运行。表 1储气库全年运行时间安排Tab.1 Annual operation schedule of the gas storage运行阶段采气期注采过渡期注气期月份1234567891011123.2运行压力设计为了保证储气库安全，上限压力设计原则为保证较高的库容规模同时不破坏储气库圈闭密封性，包括断层密封性、盖层密封性以及不封闭水体边界密封性。根据国内储气库调研，大港油田板南、华北油田苏桥等储气库上限压力均取值为原始地层压力12-13。由于 A 区块气藏埋藏较浅，老井均未实施压裂，且未开展盖层岩心突破压力实验和岩石力学参数测试，因此储气库设计安全运行的上限压力采用气藏原始地层压力 12.7 MPa。33储运工程王晓蔷：A区块砂泥岩薄互层气藏改建储气库的可行性研究*油气田地面工程 https:/下限压力设计原则要求储气库保持较高的工作气规模，工作气量比例在 40%50%之间；保证月调峰气量计划，末期单井产能应在 3104m3/d 以上；根据最近集气站井口压力和管线损耗值，外输井口压力不低于 5.3 MPa。因此设计不同下限压力库容参数指标进行对比，见表 2。综合考虑调峰需求、地质因素和管网外输限制，确定储气库下限压力为 7 MPa。3.3库容及工作气量、气垫气量评价A 区块根据地震解释及储层预测成果重新落实含气面积和有效厚度，利用容积法分单砂体计算地质储量 3.56108m3。该区块水体规模较小，水气比平均为 0.037，水体能量较弱，多周期注采库容增量可忽略不计，因此计算库容量时可以忽略水侵影响。就定容（或弱边水）储气库而言，可以简化成一个封闭的储集气的地下容器，根据物质平衡原理，一般利用气藏压力与累积产气量间的变化规律即压降法确定储气库的库容量。A 区块近似于定容封闭气藏，因此利用压降法计算库容为2.91108m3，如图 3所示。图 3A区块压降曲线Fig.3 Pressure drop curve of Block A通过历史单位压降采气量折算储气库工作气量，考虑压力扩散不均衡、高速注采导致的单位压降采气量降低等因素，计算工作气量 1.4108m3。目前地层压力较低，未达到储气库运行下限压力，需要先注入气垫气，将 A区块作为一个整体进行参数计算，根据压力与库容量的关系计算气垫气量为1.51108m3，补充气垫气量 0.74108m3。3.4注采能力评价在给定的地层压力条件下，利用气井的二项式产能方程计算出不同注采气量与井底流压的关系，结合垂直管流方程计算井筒流动能力，绘制单井流入流出交汇曲线如图 4、图 5 所示，根据节点法分析得到 A 区块气井的注采气能力14-16。油管内径为76 mm，在 地 层 压 力 712.7 MPa、井 口 压 力5.5 MPa 折 算 到 井 底 流 压 时 计 算 直 井 采 气 能 力为 310417104m3/d，平 均 采 气 能 力 为 10104m3/d；在 地 层 压 力 712.7 MPa、井 口 压 力13 MPa 折算到井底流压时，计 算 直 井 注 气 能 力 为6.510419.5104m3/d，平均注气能力15104m3/d。图 4储气库气井采气能力预测Fig.4 Prediction of gas production capacity ofgas wells in gas storage图 5储气库气井注气能力预测Fig.5 Prediction of gas injection capacity ofgas wells in gas storage由于 A区块老井中没有水平井，且周边区块没表 2储气库不同下限压力库容参数Tab.2 Storage capacity parameters of gas storage with different lower limit pressures运行下限压力/MPa678工作气量/108m31.541.41.16工作气比例/%5348.139.9末期单井平均产能/104m3135井底流压/MPa5.66.27.5井口压力/MPa4.85.56.8外输管线压力/MPa5.35.35.334第 43卷第 1期（2024-01）油气田地面工程 https:/储运工程有可类比的水平井，因此利用数值模型模拟注采5 个周期，对直井和水平井单井日产气量进行类比，计算水平井增产倍数约为直井的 0.612.32倍（图 6），平均为 1.5 倍。根据地质特征分析该区块储层层位过多，水平井只能动用较少的主力产层。图6数值模拟注采5个周期直井和水平井单井日产气量类比Fig.6 Numerical simulation of daily gas productionanalogy in vertical and horizontal wells for 5cycles of injection and production4储气库方案设计4.1方案设计原则储气库规划设计根据用气需求与规律，按“季节调峰”设计方案，遵循以下原则：由于各层位之间物性、压力相近，因此采用一套层系建立储气库；优选构造相对有利、储层相对发育部位部署注采井，分批实施、适时优化、逐步推进；注采井数根据单井的平均日注采量和储气库的工作气量、注采周期确定。4.2整体方案部署大庆市冬季采暖量最大，夏季仅城市居民和工商服行业用气，冬、夏用气波动性较为剧烈，因此月不均匀系数在 12 月最高。根据大庆地区各年规划销售量以及用气不均匀系数测算历史调峰需求17，制定相应的采气期产量，计算最大日调峰量为 134104m3，见表 3，结合单井注采能力，确定相应的注采井数。设计部署两套方案：方案一为直井方案，部署 11口直井；方案二为直井+水平井方案，部署 2口直井，6口水平井。表 3采气期产量变化Tab.3 Production change in gas production period时间11月12月1月2月3月历史调峰需求/108m30.731.060.630.670.21月调峰量/108m30.290.420.320.250.13日调峰量/104m39513410490414.3方案模拟对比与优化结合储气库方案部署，考虑不同调峰能力，以三维地质模型为基础，应用英国 PE 公司的 RE-VEAL 油气藏数值模拟软件建立数值模型。由于 A区块生产历史时间长，为提高数模运算速度和准确模拟气藏的生产动态变化，建模时以一个月为一个时间步建立生产动态模型，通过调整方向渗透率、垂向传导率等参数进行拟合，拟合地质储量误差为0.14%，拟合井底压力误差在10%以内，拟合结果较为可靠。应用拟合模型，按照储气库部署方案，将气藏生产至目前地层压力水平，开展储气库注采研究。综合考虑压力限制、最小产气量等生产约束限制条件，对储气库生产潜力进行预测，为储气库安全、平稳运行提供有力依据。对比储气库不同方案预测指标，约束条件一致，模拟 5个注采周期，方案一设计注采井型为直井，不同运行周期阶段注采气量均达到设计工作气量 1.4108m3（图 7），交替注采后期地层压力达到设计上限压力 12.7 MPa、下限压力 7 MPa，见表 4；图 7不同方案运行周期注采气量对比Fig.7 Comparison of gas injection and production volume in different operation cycles35储运工程王晓蔷：A区块砂泥岩薄互层气藏改建储气库的可行性研究*油气田地面工程 https:/方案二设计注采井型为水平井+直井，预测结果均未达到设计指标（表 4）。该区块储层具有多层、单层厚度薄特点，采用直井能够动用所有气层，因此推荐方案一直井方案作为实施方案。表 4不同方案预测指标汇总Tab.4 Summary of forecast indicators of different schemes项目设计注采井型运行时间设计上限压力/MPa设计下限压力/MPa设计注采井数设计单井采气规模/(104m3d-1)设计单井注气规模/(104m3d-1)设计工作气量/108m3模拟达到工作气量/108m3交替注采后期运行上限压力/MPa交替注采后期运行下限压力/MPa方案一直井注 5个月，采 5个月12.7711(直)10171.41.4312.717.02方案二水平井+直井注 5个月，采 5个月12.776(平)+2(直)15(平)，10(直)25(平)，17(直)1.40.9711.987.675结论（1）A 区块构造简单，圈闭范围内盖层和断层密封性较好，储层岩性主要为含泥砂岩，岩相为辫状河三角洲前缘水下分流河道砂体，物性条件较好，具备建库的有利地质条件。（2）A 区块属于枯竭的中浅层气藏，气田开发程度较高，属于正常压力、温度系统，气体中二氧化碳含量较小且不含硫化氢，水体规模对气藏水侵影响较小，具有一定的稳产能力，具备建库的有利气藏条件。（3）A区块设计储气库运行压力为712.7 MPa，库容为 2.91108m3，工作气量为 1.4108m3，补充气垫气量为 0.74108m3，运行参数基本合理；根据数值模拟方法优选注采井方案，部署直井11 口，方案切实可行。结论认为，A 区块砂泥岩薄互层气藏具备改建储气库的可行性。参考文献1 阳小平，程林松，何学良，等地下储气库断层的完整性评价J油气储运，2013，32（6）：578-582YANG Xiaoping，CHENG Linsong，HE Xueliang，et alFaults integrity assessment of underground gas storageJOil&Gas Storage and Transportation，2013，32（6）：578-5822 吕延防，黄劲松，付广，等砂泥岩薄互层段中断层封闭性的定量研究J石油学报，2009，30（6）：824-829LYU Yanfang，HUANG Jinsong，FU Guang，et alQuan-titative study on fault sealing ability in sandstone and mud-stone thin interbedJ Acta Petrolei Sinica，2009，30（6）：824-8293 曹龙，秦润森，周立业，等复杂断块油田内部低次级断层封闭性定量研究J西南石油大学学报（自然科学版），2021，43（1）：81-90CAO Long，QIN Runsen，ZHOU Liye，et alA preditionquantitative study on the sealing of secondary fault in com-plex fault block reservoirJJournal of Southwest PetroleumUniversity（Natural Science Edition），2021，43（1）：81-904 张驰，杨波，胡忠贵，等莱州湾凹陷断层封闭性评价J断块油气田，2020，27（6）：734-738ZHANG 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