氣藏型地下儲氣庫動態密封性評價
——以新疆H 地下儲氣庫為例

廖 偉 劉國良 陳如鶴 孫軍昌 張士杰 王 玉 劉先山

1.中國石油新疆油田公司呼圖壁儲氣庫作業區 2.中國石油新疆油田公司采氣一廠 3.中國石油勘探開發研究院4.中國石油天然氣集團有限公司油氣地下儲庫工程重點實驗室 5.中國石油新疆油田公司開發處

0 引言

新疆維吾爾自治區H 地下儲氣庫是2010 年啟動建設的一座庫容超過100×108m3的大型枯竭氣藏型地下儲氣庫（以下簡稱儲氣庫），原氣藏在經歷14 年衰竭式開發后，于2013 年改建為儲氣庫并開始注氣，目前已完成7 個周期的注采運行。H 儲氣庫內部發育3 條貫穿直接蓋層的大型逆斷層，分別為H、H_N 和H001_N 斷層，其中后2 條斷層在儲層內部是開啟的，不具有側向密封性。但H 斷層在氣藏開發過程是側向密封的，是H 氣藏的控藏斷層。目前靜態地質評價認為H 斷層在氣藏開發末期及儲氣庫注采運行過程中均保持良好的側向密封性。

受前期地應力、儲層巖石力學、蓋層巖石力學資料以及研究技術水平的限制，H 氣藏在前期改建儲氣庫方案設計和注采氣過程中均未開展全面的地質力學風險評估，特別是作為氣藏控藏邊界的H 斷層和直接蓋層在儲氣庫長期運行交變應力作用下的動態密封性亟需定量評價。

為了有效地指導H 儲氣庫運行上限壓力和動態監測井網的優化調整、保障儲氣庫運行安全[1-2]，根據儲氣庫高速往復注采地應力場交替變化的特點[3-4]，綜合地質、地震、測井和各類室內巖心實驗結果，首先建立了H 儲氣庫區域尺度三維精細地質模型，并以此為基礎，結合室內巖石力學實驗、礦場地應力測試及儲氣庫7 個周期的注采動態，建立了H 儲氣庫三維動態地質力學模型；數值模擬評價了H 儲氣庫在目前設計運行壓力區間下的蓋層完整性和斷層漏失風險，并提出了動態監測井網優化調整的建議。

1 儲氣庫地質特征與注采運行概況

1.1 地質特征

H 儲氣庫構造形態為近東西走向的斷背斜，東西長約20 km，南北寬約3.5 km，構造閉合高度約為180 m。構造內部主要發育3 條近東西走向、南傾的大型逆斷層——H、H_N 和H001_N 斷層（圖1）。3條斷層均斷穿了儲層和直接蓋層，其中H 和H_N 斷層繼續向上延伸，斷穿了新近系安集海河組區域蓋層。

儲層為古近系紫泥泉子組，包括紫泥泉子組一段和紫泥泉子組二段兩個砂組，儲層頂部埋深約3 500 m。氣藏直接蓋層為紫泥泉子組三段泥巖，區域蓋層為新近系安集海河組泥巖。儲層和直接蓋層厚度分別為120 m 和150 m，區域蓋層厚度約為870 m。根據蓋層宏觀展布、巖性、微觀孔隙結構（巖石孔隙度、滲透率和壓汞實驗等）以及氣體突破壓力實驗等綜合評價結果，直接蓋層巖性為棕色泥巖和砂質泥巖，平均孔隙度和滲透率分別為4.1%和0.028 mD，煤油突破壓力平均約為2.5 MPa。壓汞實驗反映蓋層排驅壓力較高，介于3.82 ～14.47 MPa，最大喉道半徑小于0.2 μm，表明泥巖蓋層孔喉極其細微，不易于氣體運移，綜合評價認為直接蓋層具有良好的毛細管密封能力。

圖1 H 儲氣庫古近系紫泥泉子組頂界構造圖

在改建儲氣庫前，采用斷層巖性對接關系、涂抹系數等地質常規評價方法，結合原氣藏開發動態，研究認為3 條斷層在縱向具有較好的密封性，控藏斷層H 斷層泥巖涂抹因子（SSF）介于1.0 ～3.3，小于封堵的定量標準（7.0），據此認為H 斷層側向也具有良好的密封性，為氣藏改建儲氣庫奠定了地質基礎。

1.2 注采運行概況

原氣藏于1999 年開始生產采氣，氣藏原始地層壓力為33.96 MPa，地層溫度為92.5 ℃，天然氣地質儲量為126.12×108m3。改建為儲氣庫前，氣藏累計產氣量為63.19×108m3，累計凝析油產量為23.26×104t，平均地層壓力為14.4 MPa，壓降幅度約為58%，已進入氣藏中后期開發階段。

H 儲氣庫于2013 年6 月建成并開始注氣，功能定位為北疆地區季節性調峰、西氣東輸管線系統季節性調峰和事故應急供氣雙重功能，設計庫容為107×108m3，工作氣量為45.1×108m3，運行壓力區間為18 ～34 MPa，設計注采井30 口，監測井9 口，回注井2 口，最大日注氣能力為1 550×104m3，最大日調峰能力為2 830×104m3。截至儲氣庫第7 注采周期結束，累計注氣量為113.81×108m3，累計采氣量為78.19×108m3，在中國西北地區天然氣調峰保供及保障西氣東輸管線平穩運行中發揮了重要作用。

2 區域大尺寸三維地質力學模型建立

根據地質力學觀點，氣藏開發及儲氣庫長期往復注采將引起區域地應力場的擾動，特別是由于地質構造的復雜性和巖石力學參數的非均質性將引起局部應力集中，導致蓋層變形破壞和斷層發生剪切滑移，最終誘發儲氣庫圈閉密封失效[5]。對于H 儲氣庫，作為控藏斷層的H 斷層密封性和直接蓋層完整性尤其值得高度關注。通過建立區域大尺寸三維地質力學模型，綜合考慮構造形態、地應力以及儲氣庫注采運行工況，對蓋層變形破壞和斷層剪切滑移風險進行三維可視化定量評價[6]，指導儲氣庫優化運行，減小氣體泄漏風險。

儲氣庫交變應力作用下圈閉密封性失效的主控因素為蓋層形變和斷層力學滑移失穩，導致蓋層形變和斷層滑移的本質仍然是儲氣庫往復注采作用引起的地應力場擾動。地質構造越復雜，地應力場擾動對蓋層、斷層靜態密封性的影響越大[7]。無論是評價本質的力學變形還是圈閉地應力場反演，均需首先開展圈閉精細地質研究。

儲氣庫圈閉滲流—地應力耦合建模及動態密封性評價技術路線如圖2 所示，儲氣庫圈閉動態密封性評價的思路仍然遵循基礎地質精細研究和巖心微觀分析化驗確定靜態地質密封性，突破壓力測試確定滲流完整性，在此基礎上，重點通過不同類型巖石力學實驗、一維到三維及地應力耦合建模，反演圈閉動態地應力場并最終基于量化指標，定量評價蓋層和斷層的動態密封性。

研究以精細地質評價和巖石力學實驗為基礎，重點闡述H 儲氣庫圈閉滲流—地應力耦合建模的技術方法，并在此基礎上進行儲氣庫圈閉動態密封性評價。

2.1 區域大尺寸精細地質模型建立

儲氣庫高速注采模擬與氣藏開發數值模擬所要求的地質建模不同，儲氣庫地質建模需以局部圈閉為對象，將儲層、蓋層、上覆地層、下伏地層及斷層納入建模范圍[6]，將原始含氣儲層平面擴大，縱向延展，根據儲氣庫注采地應力擾動的范圍合理確定地質建模范圍大小。根據相關學者的研究[6]，三維地質力學模擬研究時，地質建模范圍平面一般擴大為原始含氣儲層范圍的3 ～6 倍，而縱向需將蓋層和下伏地層納入地質模型中。

圖2 儲氣庫圈閉滲流—地應力耦合建模及動態密封性評價技術路線圖

對于H 儲氣庫，在氣藏開發10 口老井的靜、動態資料研究基礎上，又收集整理了30 口儲氣庫新鉆注采井資料，采用Petrel 地質建模軟件，平面上將氣藏原始含氣范圍沿背斜短軸方向擴大6 倍，長軸方向擴大至三維地震覆蓋邊界，縱向上建立厚度約200 m 的直接蓋層紫泥泉子組三段、厚度約870 m 的區域蓋層安集海河組以及下伏地層紫泥泉子組一段的層面模型。

H 儲氣庫區域大尺寸三維地質模型平面網格采用50 m×50 m 的網格步長，X 方向共劃分393 個網格，Y 方向共劃分286 個網格，平面上網格總數113 078個；在縱向上共分了33 個小層，網格尺寸平均為1 m，共分了871 個網格；總網格節點393×286×871，網格總數為9 789 萬個，符合地質模型的要求。

H 儲氣庫構造模型采用確定性建模方法，使構造層面完全忠實于井資料，以地震解釋層位和斷層文件為基礎搭建構造模型，通過地質分層校正，保證構造模型與實際地質特征吻合。在此基礎上，根據測井和實驗室巖心孔隙度和滲透率測試結果之間的相互標定，采用數理統計方法建立三維巖性模型和屬性模型，含氣范圍儲層平均孔隙度、滲透率分別為18.6%、35.5 mD。

2.2 三維地質力學模型建立

2.2.1 三維靜態地質力學模型建立

將精細地質模型首先進行適當粗化，粗化后的模型平面網格尺寸為100 m×100 m，縱向網格以儲層為核心，儲層部分精細劃分，上覆地層和下伏地層縱向網格約以1.5 倍比例逐漸擴大光滑過渡，在減少網格總數的同時降低由于網格尺寸突變引起的數值模擬誤差，粗化模型總網格數1 120 000 個。建立粗化后地質體三維構造模型和局部圈閉粗化地質剖面。

利用巖心資料、制備儲層及蓋層巖樣室內單軸壓縮和不同圍壓三軸壓縮等巖石力學實驗，確定不同地層巖石力學參數。在研究過程中，雖然選取了較多的巖心用于巖石力學實驗，但因部分巖心入庫時間較長，導致其泥質含量較高，易于破碎的直接蓋層段巖心加工難度大，無法根據多塊巖心的巖石力學實驗結果建立泊松比、楊氏模量等力學參數與聲波測井參數或孔隙度等巖石物理參數之間的數學關系。因此，三維地質力學模型中同一地質層位賦予相同的巖石力學參數（表1）。同時，研究中獲得了由中國地震局提供的H 儲氣庫第2 注采周期東區（儲氣庫主要注采區域）KNN 井地表變形合成孔徑雷達干涉的監測結果，用于對三維地質力學模型進行校核。

表1 H 儲氣庫儲層、蓋層巖石力學參數表

地質力學模型中3 條逆斷層力學參數基于等效連續介質力學原理，將斷層面穿過的網格定義為斷層網格，等效計算斷層面穿過的網格沿斷層面切向和法向剛度系數，并參考相關學者研究成果[2]，特別是以斷層上下盤實測地應力大小和方向為校核依據，對斷層力學參數多次調整，最終確定合理參數，3 條逆斷層采用相同的力學參數（表2）。

表2 H 儲氣庫H、H_N、H001_N 斷層力學參數表

2.2.2 三維動態地質力學模型建立

為了建立三維動態地質力學模型，需要將靜態地質力學模型與儲層注采滲流動態模型耦合聯動計算[8-11]，將原氣藏開發和儲氣庫注采不同時刻的地層壓力場輸入靜態地質力學模型中，通過力學變形平衡模擬計算，獲得不同地層壓力場對應的區域尺度三維地應力，進而根據相關地質力學公式計算蓋層變形破壞和斷層剪切滑移風險指標。

根據H 儲氣庫單井地漏測試和室內聲發射巖石力學實驗，綜合確定最大水平地應力梯度為0.026 MPa /m，最小水平地應力梯度為0.021 MPa/m，垂向地應力梯度0.023 MPa /m，H 儲氣庫地應力為走滑應力狀態。根據原氣藏開發3 口老井偶極聲波、成像和地層傾角測井解釋結果，確定最大水平主應力方位介于18°～25°，平均為23°。

對于H 儲氣庫，通過將粗化后的地質模型賦予相對滲透率、原氣藏開發和儲氣庫注采動態等各類工程和生產動態數據，建立儲層注采滲流動態數值模擬模型，滲流數值模擬采用Eclipse 軟件計算，并通過Petrel 軟件實現儲層注采滲流與地質力學模型的耦合計算，耦合計算原理如圖3 所示。

圖3 Petrel 模擬系統滲流—地應力耦合原理示意圖

在模擬中，使用單向耦合方式，即儲層注采滲流數值模擬計算不同時間點的地層壓力場，最終選取地質力學觀點上具有代表性的地層壓力場，如原氣藏開發、儲氣庫高速注采過程地層壓力最大和最小時的壓力場，將該地層壓力場輸入三維地質力學模型，模型采用Visage 模擬器計算地應力場。在地質力學數值模擬中，考慮了巖石非線性塑性變形，以準確反映高溫高壓條件下地層巖石的非線性力學行為。

在H 儲氣庫原氣藏開發和改建儲氣庫后7 個周期注采動態過程中，選取了5 個關鍵時間節點進行數值模擬，分別為氣藏開發原始狀態（對應時間為1998 年11 月）、氣藏開發末期（對應時間為2013 年6 月），氣藏改建儲氣庫后第1 周期采氣末期（對應時間為2014 年2 月），第3 周期注氣末期（對應時間為2015 年10 月），第7 周期注氣末期（對應時間為2019 年10 月），這5 個時間點分別標記為C0、C1、C2、C3 和C4。同時，為了評估儲氣庫注氣至最大地層壓力和采氣至最小地層壓力時的地質力學風險，進一步開展儲氣庫注氣至設計上限壓力34 MPa 時和采氣至設計下限壓力18 MPa 時的地質力學數值模擬，這兩個時間點分別標記為C5（地層壓力為34 MPa）和C6（地層壓力為18 MPa）。

基于滲流—地應力耦合數值模擬，獲得H 儲氣庫原氣藏開發和儲氣庫注采過程中地層壓力變化擾動下的動態地應力場，進而根據相關的巖石變形破壞原理和量化指標計算公式，可定量評價拉張、剪切等力學完整性破壞風險指標。

3 注采交變地質力學風險評價

3.1 局部地應力場動態變化分析

圖4 H 儲氣庫原氣藏開發末期相對于原始狀態地層壓力、最小水平主應力和垂向主應力變化幅度分布圖

根據H 儲氣庫各關鍵時間節點地質力學數值模擬成果，進一步模擬相應階段局部地應力場的動態變化。H 儲氣庫原氣藏開發末期相對于原始狀態地層壓力、最小水平主應力和垂向主應力變化幅度分布如圖4 所示，氣藏開發末期含氣面積范圍內地層壓力平均減小約16 MPa，最小水平主應力平均減小約9 MPa，為地層壓力減小幅度的0.56。根據儲層應力路徑的定義，氣藏應力路徑為0.56，屬中等強度應力路徑，最小水平主應力與地層壓力變化趨勢一致，同樣是在含氣區顯著減小，而在含氣區以外最小水平主應力變化幅度較小，特別是H 斷層上盤最小水平主應力基本未發生變化，導致H 斷層兩側最小水平主應力差高達9 MPa。氣藏開發過程中垂向主應力基本保持不變，只在斷層附近及個別網格區域增大約1 MPa，這是由于氣藏開發地層壓力下降引起的自由地表壓實變形的結果，與Tenthorey 等[5]研究成果相同。沿背斜短軸剖面最小水平主應力變化幅度研究成果顯示，最小水平主應力具有強烈的縱向非均質性，含氣區最小水平主應力減小，而儲層頂部和內部部分低滲透率區以及連通性較差的區域最小水平主應力減小幅度較小，斷層附近部分網格最小水平地應力增大，這是所謂的應力拱效應，即局部地應力減小必然導致其相鄰區域地應力增大，才能使得地層整體的變形平衡。

氣藏開發原始狀態（標記為C0）與儲氣庫注氣至設計上限壓力34 MPa 時（標記為C5）的最小水平主應力分布圖（圖5）顯示，儲氣庫高速注采擾動后地應力平面分布非均質性增強，氣藏原始狀態時最小水平主應力分布比較均衡，最小水平主應力隨構造深度增加而增大，但儲氣庫高速注氣至設計上限壓力34 MPa 時最小水平地應力分布變得非常不均衡，由于儲氣庫目前主要集中在構造位置相對較高的中東部區域注氣，高速注氣形成局部高壓引起地層平面膨脹，導致東區最小水平主應力增大，而注氣量較小的西部區域最小水平主應力減小。地應力在平面上的差異將導致儲層發生平面錯動變形，對井筒完整性產生負面影響。

3.2 蓋層力學完整性評價

儲氣庫蓋層力學完整性評價重點是研究儲氣庫高強度交變注采引起的蓋層拉張破壞，以及由于構造、巖性變化和層理發育等復雜條件引起的應力集中導致的蓋層剪切變形破壞。

H 儲氣庫埋藏較深（儲層頂部埋深約3 500 m），設計運行上限壓力為34 MPa，遠小于蓋層最小水平主應力57 MPa，蓋層拉張破壞風險很低，可忽略不計。因此，蓋層剪切變形破壞風險成為研究的重點。

蓋層剪切破壞風險評價是在巖石力學實驗研究基礎上，通過對圈閉地應力場及其動態變化特征的研究，以巖石剪切破壞準則為依據，計算剪切破壞指標，實現風險量化評價。目前，最經典的蓋層剪切破壞風險評價方法是基于巖石力學中的摩爾—庫侖準則[11]，以該準則為基礎，根據式（1）可計算蓋層安全因子（χ），即

式中τm表示某一應力狀態下的最大剪應力，MPa；

表示剪切破壞發生時的臨界剪應力，MPa；c 表示內聚力，MPa； 表示內摩擦角，（°）；σ1表示最大有效主應力，MPa；σ3表示最小有效主應力，MPa。當χ 等于0 時發生剪切破壞。

從式（1）可以看出，影響蓋層剪切破壞風險高低的主要因素包括兩類：①最大、最小有效主應力，其分別等于最大、最小主應力與地層壓力之差；②蓋層巖石本身的力學參數，包括單軸抗壓強度、內聚力、內摩擦角等。蓋層巖石力學參數屬不可改變的客觀因素。因此，最大、最小有效主應力是影響蓋層剪切破壞風險高低的主要因素，其與地層壓力的變化密切相關。

圖5 H 儲氣庫氣藏原始狀態與儲氣庫注氣至設計上限壓力時最小水平主應力對比圖

圖6 H 儲氣庫關鍵時間節點直接蓋層安全因子分布圖

H 儲氣庫關鍵時間節點直接蓋層的安全因子分布如圖6 所示，氣藏開發末期（標記為C1）直接蓋層安全因子均大于0，僅在H 斷層西段安全因子較小，平均約為0.10，直接蓋層未進入臨界應力狀態，表明H 儲氣庫由氣藏開發末期改建儲氣庫前，直接蓋層具有較好的完整性；儲氣庫注氣至設計上限壓力34 MPa 時（標記為C5），直接蓋層安全因子介于0.06 ～0.46，含氣區上覆直接蓋層安全因子平均為0.30，蓋層未進入剪切破壞臨界狀態；采氣至設計下限壓力18 MPa 時（標記為C6），直接蓋層安全因子介于0.10 ～0.35，含氣區上覆直接蓋層安全因子平均為0.24，蓋層未進入剪切破壞臨界狀態；在H 斷層西段附近區域由于構造突變和斷層力學強度降低影響，安全因子較小，部分網格安全因子小于0.10。

除了使用安全因子，斯倫貝謝公司根據多年的研究經驗，提出了采用累積塑性應變評價蓋層變形破壞風險[1]，認為當蓋層累積塑性應變大于1.0%，蓋層將進入臨界應力狀態，存在發生剪切破壞風險。通過模擬H 儲氣庫30 年注采運行，直接蓋層累積塑性應變小于0.1%，以彈性變形為主，安全風險小。

3.3 斷層力學穩定性與漏失風險評價

斷層力學穩定性評價包括側向和縱向密封性評價兩個方面[12-13]。地質力學研究和相關礦場實踐表明，當由于氣藏開發或儲氣庫注采引起區域地應力場的擾動，使得作用在斷層面上的剪應力大于有效正應力與摩擦系數之積時，斷層將發生失穩滑移，增大縱向密封失效風險[7]。儲氣庫斷層力學穩定性評價的本質就是研究因多周期交變注采擾動下三維動態地應力場變化情況和斷層力學穩定性。

與蓋層剪切破壞風險評價類似，準確反演獲得斷層周邊初始三維地應力場及其因儲氣庫注采所產生的動態擾動，是科學評價斷層穩定性的關鍵。

前人對儲氣庫地下應力的變化做過研究[14-17]，本次研究以Petrel 地質—地質力學一體化模擬平臺為載體[18-20]，采用如前所述的儲氣庫圈閉地應力—滲流耦合建模技術開展斷層動態密封性評價，精細刻畫了3 條斷層三維空間展布形態，并充分反映了復雜構造和地層巖石力學參數非均質性對地應力場的影響，為斷層穩定性評價指標計算提供了準確的基礎參數，采用三維空間應力張量算法，可計算出任一地層壓力下斷層面的剪應力和有效正應力，進而評價儲氣庫注采擾動下的斷層穩定性[7,14]，根據式（2）可計算斷層滑移趨勢指數（ST），即

式中τs表示某一應力狀態下沿斷層面的剪應力，MPa；σn表示垂直于斷層面的有效正應力，MPa。當ST ＜0.6 時斷層力學穩定，當ST ≥0.6 時斷層存在失穩滑移風險，ST 越大，失穩滑移風險越高。

模擬H 儲氣庫運行至設計上限壓力和設計下限壓力時3 條逆斷層滑移趨勢指數分布研究成果顯示，儲氣庫在設計上限壓力34 MPa 至設計下限壓力18 MPa 注采運行期間，H、H_N、H001_N 斷層在儲層、蓋層區域的滑移趨勢指數介于0.2 ～0.3，遠低于0.6的力學失穩滑移臨界指標，表明儲氣庫注采運行過程中，斷層滑移趨勢指數小，漏失風險小。

同樣，也可以采用斯倫貝謝公司提出的累積塑性應變評價斷層穩定性。由于本次研究對斷層的處理是采用等效連續介質力學理論，將斷層面穿過的網格定義為斷層。因此，可采用與蓋層相同的評價方法研究其穩定性。對斷層面穿過的網格30 年累積塑性應變統計發現其仍然小于0.1%，以彈性變形為主，安全風險小。

3.4 不確定性分析與動態監測調整建議

上述關于H 儲氣庫原氣藏開發末期及其改建儲氣庫后長期注采運行過程中蓋層完整性和斷層穩定性的評價均表明，氣藏在經歷14 年衰竭式開發后，圈閉仍然具有良好的密封性，保障了氣藏改建儲氣庫后能夠安全注采運行。通過2013 年改建儲氣庫后，近7 年實際注采工況及30 年長期運行模擬研究，直接蓋層變形破壞和斷層滑移失穩風險仍然較低。

但是，根據筆者的觀點，基于巖石力學變形破壞準則去評價蓋層和斷層穩定性屬于比較寬松的標準。對于蓋層的完整性，部分直接蓋層可能在變形破壞前由于交變應力長期的疲勞損傷作用，使得蓋層微觀孔隙結構發生變化，導致氣體初期緩慢的擴散，這種擴散最終可能發展為大規模泄漏；對于斷層的穩定性，雖然從地質力學觀點評價其未進入滑移失穩的臨界狀態，但斷層上、下盤長期的相互錯動滑移將使得斷層滲透率逐漸變大，氣體同樣可以由初期的緩慢擴散發展為大規模泄漏。

模擬計算H 儲氣庫注氣至設計上限壓力34 MPa和采氣至設計下限壓力18 MPa 時，直接蓋層產生較為明顯的縱向壓實變形，H 斷層下盤（即含氣區）縱向壓實變形大于5 cm，而其上盤縱向壓實變形小于1 cm，H 斷層兩側形成約5 cm 的相對錯動變形，在長期錯動變形的影響下，H 斷層存在滲透率逐漸變大、氣體發生擴散甚至泄漏的風險，這種風險必然隨著儲氣庫注采周期的延長而逐漸增大。因此，基于儲氣庫注采運行安全考慮，建議在H 斷層上盤增設監測井，密切監視斷層上盤是否發生氣體泄漏。

4 結論

1）通過對H 儲氣庫各類資料的綜合分析，建立了H 儲氣庫區域大尺寸三維精細地質模型，結合儲層和蓋層巖石力學、室內聲發射及礦場地漏測試結果，與儲層注采滲流數值模擬動態模型結合，進一步建立了三維動態地質力學數值模擬模型，并與H 儲氣庫東區KNN 井附近區域地表變形合成孔徑雷達監測結果相結合，對動態地質力學模型進行校核。

2）結合H 儲氣庫7 個周期實際注采運行工況并模擬其30 年長期運行動態，表明氣藏開發過程地層壓力的下降會引起區域地應力擾動，尤其是H 斷層兩側地應力形成較大的差別，儲氣庫高速注采后區域地應力在平面上的分布具有更強的非均質性，這將引起儲層平面錯動變形，對井筒完整性產生負面影響。

3）通過計算安全因子，H 氣藏開發末期及儲氣庫長期運行過程中蓋層安全因子介于0.06 ～0.46，含氣區上覆直接蓋層安全因子為0.30，儲層安全因子普遍在0.50 左右。H 氣藏開發末期及H 儲氣庫長期運行過程中蓋層均未進入臨界應力狀態，不會發生剪切變形破壞，蓋層累積塑性應變同樣支持了安全因子的評價結論。3 條逆斷層注采運行過程均以彈性變形為主，累積塑性變形遠小于1.0%的滑移失穩標準，并且其力學穩定臨界值均小于0，表明H 氣藏改建儲氣庫前及其長期運行過程斷層均具有較好的穩定性。

4）基于巖石力學變形破壞準則去評價蓋層和斷層穩定性屬于比較寬松的標準，特別是在儲氣庫注氣至設計上限壓力和采氣至設計下限壓力時，H 斷層兩側將形成約5 cm 的相對錯動變形，這種長期的變形錯動必然致使斷層滲透率逐漸增大，氣體存在擴散甚至泄露的風險。因此，建議在H 斷層上盤增設監測井，密切監視斷層上盤是否發生氣體泄漏。