巖性氣藏儲氣庫庫址選擇與效果分析

楊瓊警，田婉玲，王亞蘭，孫建偉

（1.中國石油長慶油田氣田開發事業部，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西西安 710016；3.中國石油集團測井有限公司長慶分公司，陜西西安 710200；4.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安 710299）

天然氣作為一種商品，具有生產、運輸、儲存和銷售的屬性，而氣藏型儲氣庫具有建設費用低、安全性能高、儲存規模大的特點[1]，成為天然氣儲存的主要設施之一[2]，目前發達國家的地下儲氣庫技術比較成熟，而我國還處在起步階段，沒有成熟經驗可以借鑒，為了適應我國經濟發展對天然氣資源需求的不斷增加而季節調峰供應存在缺口的新情勢，迫切需要建立大型地下儲氣庫以及形成適合我國地質特征的地下儲氣庫配套技術。

長慶氣區作為我國最大的天然氣生產基地，年產天然氣量460×108m3以上，是我國陸上天然氣管網樞紐中心，具備儲氣庫建設的天然優勢。但是，長慶氣區主要為巖性圈閉氣藏，具有“滲透率低、儲層非均質性強、無明顯封閉邊界”等特征，庫址篩選難度大，經過六年多的探索和研究成功篩選儲氣庫建設有利區4個，建成運行儲氣庫1座，并針對巖性氣藏形成了一套科學的儲氣庫庫址篩選方法。

1 關鍵因素分析與實踐

1.1 地理位置

儲氣庫主要作用就是應急和調峰作用，因此從應急角度出發，儲氣庫一般靠近下游用戶選址；從調峰保供角度出發，選址一般依靠大中型氣田[3]。

長慶氣區天然氣產量達到460×108m3/a 以上，占全國產量1/4，周邊管網配套齊全，建成10 余條外輸管線，連同2 條西氣東輸管線，是中國陸上天然氣生產基地和樞紐中心，具備氣田生產和儲氣庫調峰結合的有利條件，對于高效發揮氣區天然氣生產能力，平抑天然氣供需峰谷差，增強氣區整體調峰保供綜合能力有著獨特的地理條件。

S 儲氣庫位于長慶氣區中部，距陜京首站9.3 km，具備天然氣的快速“上傳”、“下載”的便利條件。目前，S儲氣庫新鉆注采水平井3口，利用老井采氣3口，監測井5口，完成了兩個周期的注采調峰生產，累計注氣4.5×108m3，采氣1.5×108m3，最高日調峰供氣160×104m3。發揮了配合主力氣田生產調節，保障下游用戶需求的重要作用。

1.2 構造特征分析

氣藏型儲氣庫一般選取氣田儲集層的構造相對高部位，有利于氣體聚集，更好的控制氣體外溢。

S 儲氣庫位于靖邊氣田中西部，構造簡單，馬五1+2地層構造為一區域性西傾大單斜，平均坡降7～10 m/km。在極其平緩的單斜背景上發育鼻狀、穹形、箕狀和盆形等一系列小幅度構造，其鼻軸走向為NE、NEE，呈雁列式排列。鼻狀隆起不具備圈閉和分隔氣藏的能力，但對天然氣儲滲條件有一定的控制作用，在含氣層存在的情況下，正向構造部位有利于氣井高產，是開發井部署的主要依據之一。通過對各井區氣井物性參數和產能統計結果得出，馬五1+2 內儲集物性由鼻隆→鼻翼→鼻凹部位呈逐漸降低的趨勢，通過開發井的鉆井證實，在繼承性的構造低洼部位，不利于天然氣聚集，屬低孔、低滲區，含氣性較差，氣井產能較低。鼻隆部位有利于氣井高產，是庫址篩選的有利區。S 儲氣庫主要面積位于鼻隆部位，并在鼻隆部位部署3 口注采井，滿足強注強采的調峰需求，能有效規避氣體外溢風險。

1.3 圈閉性評價

圈閉性評價是儲氣庫選址的一項重要工作，是決定目標區能否建庫的關鍵因素。巖性氣藏是由于儲集層巖性改變而造成圈閉。這類氣藏的圈閉條件是由于儲層本身的巖石性質變化造成的。因此，主要是對目標區儲集層接觸（蓋層、底板和外圍）巖性的圈閉性進行評價。

1.3.1 靜態評價 靜態資料的圈閉性評價是一個從宏觀到微觀的評價過程，開展目標區原始地層壓力、地震、測錄井、巖心等資料的收集和分析，首先通過地震資料對區域整體地層分布情況進行評價，研究目標區儲集層、邊界、蓋層及底板的區域展布情況；其次是利用測井和錄井資料對巖性變化的進一步研究，通過參數對比了解儲集區蓋層、底板和邊界巖性的封閉能力；最后是室內巖心突破壓力實驗，對封堵能力進行直接的定量評價。

S 儲氣庫儲集層馬五1+2 上部本溪組鋁土質泥巖為氣藏直接蓋層，平面分布穩定，厚度9.9～34.3 m，平均17.4 m，通過突破壓力實驗發現圍壓大于47 MPa（表1），遠大于原始地層壓力30.4 MPa，具有良好的封蓋能力；底板為馬五3 泥質云巖和云質灰、泥巖，該層段未進行過開發，厚度15.9～29.8 m，平均25.8 m，測井解釋物性低，滲透率較小，但由于其橫向連續分布，同時儲氣庫運行時氣體向下運移的可能性較小，所以認為馬五3溢失風險低，具有良好的密封性[4]。

表1 采1 井蓋層本溪組泥巖段突破壓力實驗參數

儲氣庫外圍圈閉性評價主要是根據完鉆井的合成地震記錄與鉆井揭示的儲層保存情況進行波形歸類，建立侵蝕量與地震波形之間的對應關系，再通過地震模型正演，分區域建立解釋模式系列，根據侵蝕異常點段的分布進行平面組合，勾繪出侵蝕溝槽的平面展布形態，分析認為庫區儲集層被南北兩條次級潛溝和東部的一條主潛溝所夾持，三條侵蝕潛溝的地震響應明顯，侵蝕異常可靠，侵蝕潛溝展布形態落實；西側儲集層保留，但巖性灰化程度高，致密[5]，具有一定的封堵能力。

1.3.2 動態評價 動態評價是根據目標區氣井動態監測數據對區域圈閉性進行定量評價，主要是通過目標區與鄰區地層壓力對比，結合壓力恢復試井等數據分析，確定目標區儲集層是否存在圈閉。

在S 儲氣庫圈閉動態評價過程中，首先利用氣井監測資料，建立壓降曲線，對目標區直井及周圍鄰近直井地層壓力進行評價，區內3 口采氣直井平均地層壓力10.4 MPa，鄰區氣井平均地層壓力14.4 MPa，高出目標區近4 MPa，說明儲集層互不連通。同時庫區東南方向新鉆監測2 井儲層壓力28.35 MPa，相比區內3 口直井壓力相差近18 MPa。綜合評價S 儲氣庫與鄰區不連通。

對目標區內部邊緣3 口采氣井關井90 d 開展壓力恢復測試（表2）。說明目標區存在封閉邊界，但區內儲層物性較好。

表2 壓力恢復試井解釋數據統計表

通過靜動態資料分析S 儲氣庫區域蓋層、底板發育，分布穩定，具有較好的封蓋能力；儲集層北部及東北部被侵蝕溝槽分割，西部、南部及東南部儲層致密，構成了氣藏的有效遮擋。氣藏圈閉性評價表明S 儲氣庫區域儲層封閉性較好，具備建設儲氣庫的封閉條件。

1.4 儲層物性

氣藏型儲氣庫為了滿足調峰需求，生產運行過程是一個高強度的注采過程，因此一般是在氣田的儲集層物性較好、單井生產能力強的區域篩選庫址。

根據該氣田67 口井試井解釋成果，滲透率主要分布在1～5 mD，且與無阻流量相關性較好；S 儲氣庫試井滲透率為10～23 mD，無阻流量為60×104m3/d～115×104m3/d，是該氣田主力儲層平均試氣無阻流量的4 倍以上。其中采6 井壓力恢復試井資料解釋，該井試井滲透率為23 mD，無阻流量為115×104m3/d。

2 應用效果

（1）S 儲氣庫位于陸上輸氣管網中心，長慶氣區中部，具有氣源下載上傳的獨特優勢。生產過程中極大的平衡了下游用戶需求不均衡和氣田調峰能力不足的問題，有效的發揮了儲氣庫的季節調峰作用。

（2）儲層展布穩定，構造刻畫精細，注采水平井實施效果好。3 口注采水平井平均水平段長度1 443 m，鉆遇儲層長度1 325 m，儲層鉆遇率92.1%，折算原始地層壓力條件下求得無阻流量為112.64×104m3/d（表3）。

表3 注采井實施參數統計表

（3）注采能力滿足儲氣庫達容達產初期要求。2015年儲氣庫建成投產運行，截止目前完成了七個周期注采生產，累計注入20.24×108m3，累計采出14.95×108m3，平均日注182.62×104m3，最大日注260×104m3；平均日采308.3×104m3，最大日采419×104m3。達到注采運行設計指標。

（4）水平井注氣過程中，3 口直井采氣井關井，進行同層監測，發現壓力恢復速率增大，注氣前后井口套壓增加3～4 MPa，井間干擾明顯。說明儲氣庫內部儲集層連通性好。

（5）在注采過程中通過對5 口監測井壓力進行連續監測（表4），注氣前后監測井井口壓力變化小于0.2 MPa，說明儲氣庫封閉性較好。

表4 監測井壓力變化統計表

3 結論與認識

（1）儲氣庫選址必須與現有氣田生產和管網相結合，才能有效緩解供需矛盾，消減峰谷差，符合目前天然氣生產和需求的實際情況。

（2）根據氣藏型儲氣庫天然氣的聚集和運移特點，庫址優選構造相對高部位，防止天然氣外溢。

（3）巖性氣藏的圈閉性論證是庫址篩選的一個難點，重點要開展以下幾個方面的分析論證：①通過地震資料解釋分析，宏觀掌握庫區邊界巖性變化情況及蓋層、底板地層展布特征；②結合氣井動態生產資料，核實氣藏邊界；③通過鉆、錄、測井資料對比分析，掌握物性變化對圈閉的影響；④通過巖心室內實驗，進一步量化儲氣庫的圈閉能力，為后期儲氣庫建設運行方案指標設置提供依據。

（4）優選氣田中儲集層物性好的區域，滿足儲氣庫天然氣“快進快出、大吞大吐”的生產特點。