气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术
孙军昌1,2, 胥洪成1,2, 王皆明1,2, 石磊1,2, 李春1,2, 唐立根1,2, 钟荣1,2
1. 中国石油勘探开发研究院
2. 中国石油天然气集团有限公司油气地下储库工程重点实验室

作者简介:孙军昌,1983年生,工程师,博士;主要从事地下储气库设计方面的研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市广阳区万庄44号信箱。电话:(010)83596478。ORCID: 0000-0002-7452-6873。E-mail: sunjunchang10@petrochina.com.cn

摘要

气藏型地下储气库是目前全球最主要的地下储气库类型,其工作气量约占全球各类储气库总工作气量的75%。为了提高气藏型地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的科学性和可靠性、优化储气库运行参数,从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发,综合采用物理模拟和数值模拟两种技术手段,重点研究了复杂地质条件气藏改建储气库圈闭动态密封性和气水高速交互渗流机理,建立了盖层、断层动态密封性评价和库容参数评价的关键技术。研究结果表明:①储气库注采工况交变应力对盖层原始静态毛细管密封和力学完整性具有不同程度的弱化作用,采用动态突破压力、剪切安全指数等指标可以全面量化评价圈闭的密封性;②基于高速注采互驱实验揭示的孔隙局部动用机理,建立了以有效含气孔隙为基础的储气库库容量设计方法。矿场应用实例表明,该技术应用于大型多层H储气库,有效指导了储气库建库地质方案设计,该储气库经过5个周期注采后达容率为91.8%,调峰能力由投产初期的2.7×108 m3快速增至36.3×108 m3,运行指标与方案设计吻合程度高。

关键词: 气藏型地下储气库; 开采方式; 运行规律; 圈闭动态密封性; 评价指标; 注采机理; 注采渗流; 库容参数
Injection-production mechanisms and key evaluation technologies for underground gas storages rebuilt from gas reservoirs
Sun Junchang1,2, Xu Hongcheng1,2, Wang Jieming1,2, Shi Lei1,2, Li Chun1,2, Tang Ligen1,2, Zhong Rong1,2
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China;
2. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Underground Gas Storage Engineering, Langfang, Hebei 065007, China;
Abstract

Underground gas storages (UGSs) rebuilt from gas reservoirs is the most popular UGS type in the world. It accounts for 75% of the total active gas of all gas storages. In order to design more scientific and reliable geological schemes for constructing the underground gas storages rebuilt from gas reservoirs and optimize the UGS operation parameters, we analyzed the UGS basic characteristics of multi-cycle high-rate injection and production. Then, the dynamic sealing capacity of traps and the water-gas high-speed interactive flow mechanism of UGSs rebuilt from gas reservoirs with complex geological conditions were investigated by both physical simulation and numerical simulation. Finally, the key technologies for evaluating the dynamic sealing capacity of caprocks and faults and the storage capacity parameters were developed. Some results were obtained. First, the alternating stress in the process of UGS injection and production weakens the original static capillary sealing capacity and mechanical integrity of caprocks to different extents, and the trap sealing capacity can be quantified and evaluated comprehensively by using dynamic breakthrough pressures, shear safety indexes and other indicators. Second, a UGS capacity design method based on effective gas-bearing pores was developed according to the local pore-based recovery mechanism revealed in the high-speed gas-water mutual flooding test. Field application in the multi-layer UGS of H shows that these technologies provide an effective guidance for the design of geologic schemes. After five cycles of injection and production, its ramp-up ratio reached 91.8% and the peak shaving capacity increased quickly to 36.3×108 m3 from 2.7×108 m3 in the early stage of production. Moreover, the operation indicators matched well with the design.

Keyword: Underground gas storage rebuilt from gas reservoir; Production mode; Operation law; Dynamic sealing capacity of trap; Evaluation index; Injection-production mechanism; Injector-producer flow; Storage capacity parameter

气藏型地下储气库(以下简称储气库)是目前全球最主要的天然气储气库类型, 其工作气量约占全球各类储气库总工作气量的75%[1]。我国自20世纪90年代末开始在天津大港板桥地区利用开发中后期的气藏改建储气库, 气藏型储气库也已成为我国主要的天然气季节调峰储备设施。与气藏一般单向采气不同, 储气库运行具有气体交替强注强采工况剧烈、单井大流量吞吐流体高速渗流、地应力场周期扰动等特点[2]。同时, 国内地质条件远较国外复杂, 建库气藏普遍具有构造破碎、埋藏深、储层非均质性强、建库前地层流体分布复杂等特点, 进一步加剧了满足储气库特殊工况的建库地质方案设计和优化运行技术难度[1]。我国早期建设的大港板桥库群多周期注采实践表明, 深入研究储气库强注强采地应力周期扰动和气、水(油)高速互驱渗流等建库注采机理, 建立适应交变载荷工况和我国陆相沉积复杂地质条件特点的储气库地质评价关键技术, 是指导储气库科学选址设计的重要保障。

从国内储气库建设面临的主要地质难点和建库地质方案设计技术挑战出发, 重点论述了开发中后期构造破碎水侵气藏动态密封性和多相流体高速交互驱替渗流机理及评价关键技术, 通过物理模拟和数值模拟两种技术手段相互结合, 揭示了储气库周期注采交变应力作用下盖层和断层密封性动态变化机理、非均质储层气水高速渗流孔隙动用特征, 并以此建立了相应的建库地质评价关键技术。

1 建库注采机理与地质评价技术

建库注采机理与地质评价技术是储气库科学设计和优化运行重要的理论基础[3, 4], 其核心技术包括圈闭密封性和流体高速注采渗流机理评价及库容参数优化等, 是决定建库指标设计科学性和可靠性的关键。

1.1 圈闭密封性动态变化机理与评价技术

与国外相比, 我国复杂的沉积成藏环境经历多期次构造运动, 导致油气藏构造复杂, 适宜建库区域可选建库气藏一般均发育不同规模的断层, 部分断层完全断穿盖层。储气库选址评价的首要条件就是要求地下整体储气系统具备长期密封性, 断层越发育、构造越复杂, 地下储气系统密封评价难度越大[1]。但与油气藏勘探开发不同, 储气库圈闭密封性研究不仅需准确评价其原始静态密封性, 而且需预先考虑和评价气藏建库后长期注采交变应力作用下的圈闭完整性。因此, 常规以宏观地质分析和室内岩心微观实验为主的静态密封性评价方法无法满足储气库工况要求, 必须重点研究交变应力下盖层和断层密封性动态变化机理, 建立相应的评价技术, 以此为核心依据, 科学指导复杂地质条件储气库选址评价和建库地质方案设计。

1.1.1 盖层动态密封性评价

常规气藏研究认为盖层封闭机理主要包括3种, 即物性封闭(毛细管封闭)、烃浓度封闭和超压封闭, 毛细管封闭是最具有普遍意义的封闭机理[5]。但对于储气库而言, 由于往复注采引起区域地应力场周期扰动, 交变应力作用下盖层将发生不同程度的弹塑性变形, 改变其原始静态毛细管密封能力, 甚至由于局部应力集中导致盖层发生宏观力学破坏。因此, 储气库盖层动态密封性评价包括交变应力作用下的盖层毛细管密封能力和力学完整性评价两个方面。

1.1.1.1 毛细管密封性

笔者在盖层常规突破压力理论和实验测试方法基础上, 提出了盖层动态突破压力的概念, 即在储气库注采交变应力作用下的盖层气体突破压力。采用研制的可施加三轴应力的突破压力测试系统, 对取自H储气库泥岩盖层的5块柱塞岩心(直径约为2.5 cm、长度约为5.5 cm), 饱和煤油后以氮气为驱替介质, 进行了交变应力损伤前后的静、动态突破压力测试。实验结果表明, 5块岩心静态突破压力分布在3.88~8.79 MPa, 平均值为6.16 MPa。根据气水、气油两种不同体系的界面张力, 折算成氮气驱替饱和地层水的静态突破压力介于7.22~16.35 MPa, 平均值为11.52 MPa。根据盖层划分标准, 属于较好密封级别的盖层[6]。50次三轴交变应力损伤后, 外形保持完好的2块岩心测试的动态突破压力分别为3.96 MPa和6.27 MPa, 与交变应力损伤前相比分别减小了27.5%和2.0%, 2块岩心突破压力平均减小幅度为14.8%。

为了深入揭示交变应力作用下泥岩盖层原始静态突破压力变化机理, 选取了3块泥岩岩心测试50次交变应力下的应力应变曲线, 图1为3块岩心中具有代表性的应力(偏压)应变曲线。从图1可以看出, 随着交变次数的增加, 循环加卸载引起的塑性应变持续变大, 塑性应变从第1周期的约0.04%增长至近0.12%, 反映了储气库注采引起的地应力场扰动持续引起盖层微观孔隙结构的改变。实验结果显示交变应力对盖层原始毛细管密封能力产生了弱化作用, 其根源在于岩石微观孔隙结构的改变。因此, 储气库盖层毛细管密封能力评价应在模拟地层温度、压力条件下考虑地应力及其动态扰动, 以物理模拟实验测试的动态突破压力为主要指标, 定量评价盖层毛细管密封性。

图1 H储气库泥岩盖层岩心偏压— 应变曲线图

1.1.1.2 力学完整性

储气库盖层力学完整性评价重点是研究储气库大流量强注强采局部超压引起的储、盖层拉张破坏, 以及由于构造、岩性变化和层理发育等复杂条件引起的应力集中导致的盖层剪切和力学疲劳破坏。研究岩石变形破坏特征和区域地应力场是评价盖层力学完整性的前提和基础。通过矿场水力压裂、地漏试验等地应力测试和室内声发射凯瑟尔效应实验等, 准确测试建库气藏盖层最小水平主应力, 以此评价目标气藏建库高速注气储层局部高压是否会诱发储、盖层拉张破坏。

笔者建立的盖层剪切破坏风险评价方法是在圈闭精细地质研究、地应力测试和室内岩石力学实验基础上, 通过建立储气库圈闭地应力— 渗流耦合模型, 建模范围涵盖储层、盖层、上覆和下伏地层及周边断层等, 然后采用地质力学— 渗流双向耦合数值模拟气藏开发及改建储气库后周期注采地层压力扰动下的动态地应力场[7, 8, 9, 10, 11, 12]。在此基础上, 基于经典的岩石力学摩尔— 库伦准则, 引入剪切安全指数在三维空间尺度可视化定量评价剪切破坏风险[13]

图2为数值模拟给出的H储气库设计下限压力(18 MPa)时泥岩盖层剪切安全指数平面分布图, 定量显示了储气库采气末盖层剪切破坏风险高低, 充分反映了在复杂构造和岩性变化条件下储气库注采引起的地应力扰动对盖层剪切变形的影响。

图2 H储气库设计下限压力时盖层剪切安全指数分布图

储气库盖层交变应力疲劳破坏风险主要通过室内岩心三轴交变应力实验进行, 其中交变应力加载方式、交变范围和频率等是实验设计的难点。以H储气库储盖层实测地应力、储气库设计运行压力区间等为依据, 结合有效应力理论, 采用定围压交变轴压方式模拟储气库注采交变应力对盖层的疲劳损伤, 交变频率和次数分别选取0.1 Hz和50次。针对H储气库泥岩盖层岩心三轴交变应力实验发现, 在32 MPa围压下循环加卸载50次, 3块岩心累积塑性应变平均仅0.14%, 远低于1%的疲劳破坏临界指标[10]

1.1.2 断层动态密封性评价

断层密封性包括侧向和纵向密封两个方面。在地质、地震、测井和岩心观察等资料综合解释基础上, 通过断层砂泥比、泥岩涂抹系数等可以对侧向密封性进行较完整的评价。常规油气藏勘探开发研究通过测试地层原始地应力, 根据静力分析计算出断层面正压力, 同时结合上述评价的断层砂泥比大小、断层带充填物性质等定性评价纵向密封性。但是, 当由于注采扰动引起区域地应力变化时, 作用在断层面上的剪应力大于有效正应力与摩擦系数之积时, 断层将发生纵向失稳滑移, 增大纵向密封失效风险[9, 10, 11, 12, 13]。储气库断层密封性评价的核心和难点是研究交变作用下断层纵向动态密封性, 本质是研究断层周边复杂构造地应力场动态变化和断层力学稳定性。

目前受实验室断层模型制作、三向地应力仿真模拟等多种因素影响, 主要通过地质力学数值模拟手段评价断层稳定性[9, 10, 11, 12, 13, 14, 15]。采用上述的储气库圈闭地应力— 渗流耦合模型, 可以数值模拟获得储气库注采过程断层两侧动态地应力场。然后根据三维空间应力张量算法, 可计算出任一地层压力下沿断层面的剪应力和有效正应力。引入断层滑移趋势指数(ST), 评价交变应力下的断层力学稳定性[13]ST越大, 失稳滑移风险越高。

H气藏开发14年后, H断层的ST主要分布在0.2~0.4, 整体力学稳定, 尤其在盖、储层对应的2500 m左右, 断层滑移趋势指数较小。通过常规精细地质分析和圈闭地应力— 渗流耦合模拟相互结合, 可全面评价复杂地质构造断层侧向和纵向动态密封性[13]

1.2 多周期注采渗流机理与库容参数优化设计技术

1.2.1 多周期注采渗流实验模拟系统研发

针对储气库高速往复注采流体交互驱替的特点, 在气藏开发常规物理模拟系统基础上, 重点对驱替方式、仪器耐压级别、流量计精度等实验模拟方法和核心配套设备进行了创新升级, 研发了可仿真储气库高速交互注采的实验模拟系统, 其技术流程如图3所示(图中1表示气源; 2表示减压阀; 3表示注入气流量控制器; 4表示气液分离器; 5表示采出气流量控制器; 6表示液体刻度瓶; 7表示电子天平; 8表示液体驱替泵; 9表示三通阀; 10表示压力传感器; 11表示核磁共振岩心分析夹持器; 12表示常规岩心分析夹持器; 13表示环压泵; 14表示水体能量调节器; 15表示两通阀), 可实现高温(180 ℃)、高压(70 MPa)条件气水互驱相渗曲线测试和注采仿真物理模拟。

图3 储气库注采渗流实验模拟系统流程图

1.2.2 多周期注采渗流机理评价

1.2.2.1 多轮次气水互驱相对渗透率曲线

对取自B水侵砂岩气藏储层岩心开展5轮气水互驱相对渗透率曲线测试, 图4为某代表性岩心实验结果。从图4可以看出, 在储气库周期注采过程中, 气水相对渗透率曲线存在明显的滞后效应, 随着气水互驱次数的增加, 气相和水相相对渗透率均呈降低趋势, 相对渗透率曲线反映气水两相共流区间变窄、等渗点下移, 但多轮互驱后变化趋于稳定。多轮相对渗透率曲线揭示出储气库周期注采过程反复发生“ 水侵” 和“ 水退” 的气水过渡带, 气、水有效渗流能力存在持续下降趋势, 经多轮吞吐后趋于稳定, 相对渗透率滞后效应对储气库投运初期几个周期过渡带井产能具有重要影响[16, 17]

图4 多轮次气水互驱相对渗透率曲线图
注:Krg1、Krg5分别表示第1轮、第5轮气驱水过程气相的相对渗透率; Krw1、Krw5分别表示第1轮、第5轮气驱水过程水相的相对渗透率

1.2.2.2 多周期注采孔隙动用物理模拟

如前所述, 储气库大流量强注强采过程中流体渗流速度远高于气藏开发, 注采速度一般是气藏开发的20~30倍, 流体的高速渗流必然加剧储层非均质性的影响, 在宏观上导致部分低渗透区(层)无法有效动用。微观上, 受毛细管力滞后、孔喉非均质性和气水流动能力差异等影响, 气水互驱过程发生捕集、互锁和绕流等现象, 使得气水过渡带残余气(束缚水)饱和度增加[18]。上述两种因素的综合影响将使得储气库短期高速注采储层整体动用效率低于气藏开发。以H水侵砂岩储气库为例, 根据储气库设计运行压力区间、平均日注采气量和注采井数等, 仿真模拟地层高速注采渗流条件, 岩心实验模拟评价的气驱水纯气带和气水过渡带含气孔隙动用效率如图5所示。从图5可以看出, 气驱水纯气带含气孔隙空间动用效率随注采轮次持续增加, 而气水过渡带动用效率变化规律相反, 两个不同区带最终趋于稳定的含气孔隙空间动用效率分别仅为气藏开发的67.4%和46.0%。实验机理新发现揭示, 储气库短期高速注采条件下有效动用的含气孔隙空间明显小于气藏开发。

图5 模拟储气库注采含气孔隙动用特征曲线图

1.2.3 库容参数优化设计

储气库关键指标设计包括有效库容量、运行压力区间、工作气量、井注采气能力和合理井网密度等。这几项参数之间存在一定的相互影响或制约关系, 但其核心是有效库容量设计。

1.2.3.1 有效库容量

基于水侵气藏储层非均质性地质特点、流体复杂分布和气水互驱微观渗流机理等深入分析, 提出了以“ 分区差异动用、建库有效空间” 为核心有效库容量设计新方法, 其总体技术思路是在储层流体不同区带精细划分基础上, 依据室内仿真模拟实验确定的不同区带含气孔隙空间动用效率, 并扣除应力敏感等其他因素导致的含气孔隙空间损失, 加权计算得到建库有效孔隙空间, 然后根据物质平衡方法设计有效库容量[19, 20]

1.2.3.2 运行压力区间

储气库运行压力区间包括上限压力和下限压力。上限压力即储气库运行过程中允许达到的最大地层压力, 下限压力即维持储气库运行所需的最小地层压力。上限压力设计以储气圈闭密封性不遭到破坏为前提, 需综合考虑盖层、断层、溢出点和边界地层密封性, 一般选取气藏原始地层压力作为储气库运行上限压力。但对于构造较为完整、盖层密封性好且内部断裂不发育的背斜或断背斜构造, 可适当提高上限压力, 通过采用前述的盖层和断层动态密封性评价方法, 可综合优化确定保持圈闭完整的极限压力, 作为上限压力设计的最大约束条件。

下限压力设计采用气藏工程和数值模拟两种技术手段的相互结合, 以储气库采气末期具有一定的调峰能力、降低边底水侵入对储层含气孔隙的影响、采气井口压力满足进站要求和储气库具有一定规模工作气量等为约束条件, 通过多方案对比优化确定下限压力。

1.2.3.3 工作气量

工作气量是储气库在设计的运行压力区间运行时所能采出的天然气量, 应综合考虑地质、地面、经济诸多因素合理确定。工作气量与下限压力关系密切, 但下限压力过低可能导致边底水侵入, 减小含气孔隙空间并降低地层渗流能力, 影响扩容达产速度和调峰能力。对于渗透性较差的储气库, 过高的工作气比例和较低的下限压力意味着需要部署更多的注采井, 带来较大的成本压力。因此, 工作气量设计时不仅要考虑地质条件, 还应综合考虑地面设施和管网外输条件, 确定技术经济最优值。

2 矿场应用实例
2.1 气藏主要地质特点

H气藏为带边底水的大型多层砂岩贫凝析气藏。其改建储气库地质方案设计主要面临两大技术难点:一是构造内部发育3条大型逆断层, 断层断距大(约200 m)、延伸长(20 km), 且2条断层完全断穿了直接盖层, 需准确评价盖层和断层动态密封性; 二是受复杂的水下分流河道沉积环境影响, 砂体空间展布变化大, 储层非均质性强, 同时由于建库前气藏已进入中后期开发阶段, 边水沿西区选择性侵入气藏, 平面和纵向不同区域流体分布复杂, 建库有效含气孔隙空间准确预测和有效库容量、工作气量等库容参数科学设计难度大。

2.2 建库地质方案设计简况

H储气库运行上限压力设计是在圈闭精细地质研究基础上, 采用前述的圈闭动态密封性评价技术, 重点开展了盖层动态突破压力实验和地应力— 渗流耦合数值模拟, 在模拟地层温压和地应力周期扰动条件下, 测试盖层平均突破压力约为9.82 MPa, 远高于保持气体存储于圈闭溢出点之内所需的临界突破压力。采用地质力学数值模拟手段, 给出3条断层不同上限压力滑移趋势指数, 上限压力为34 MPa时直接盖层局部剪切安全指数相对较小。为确保储气库全生命周期剧烈工况圈闭完整性, 优化确定34 MPa为储气库运行上限压力。并根据地质力学模拟结果, 指导部署盖层和断层监测井4口, 尤其是在断层区域强化监测。

有效库容量设计全面考虑了储层物性及非均质性、地层水侵入、凝析油反凝析损失以及短期高速强注强采渗流机理等诸多因素, 岩心高速注采仿真物理模拟实验评价气藏建库水淹带上部的纯气带、气驱水纯气带和气水过渡带含气孔隙动用效率分别为气藏低速开发的92%、67%和46%。采用数值模拟分区带提取含气孔隙空间, 计算得到建库有效含气孔隙空间为4 018.0× 104m3, 34 MPa设计上限压力对应的有效库容量为107.0× 108m3, 储气库设计运行压力区间18~34 MPa对应的工作气量为45× 108m3

2.3 储气库注采运行效果

储气库自2013年投运以来, 截至2017年注气末, 经历5注4采周期。4口监测井实时监测并结合储气库注采库存分析曲线, 反映盖层、断层动态密封性良好, 储气库不存在气体漏失。同时, 利用储气库高速注采动态资料对方案设计指标进行复核, 有效库容量与设计指标吻合程度高。目前储气库整体注采运行扩容达产速度快, 圈闭密封性良好。第5周期注气末库容量达98.2× 108m3, 达容率为91.8%, 调峰能力由投产初期的2.7× 108m3快速增至36.3× 108m3, 增加12倍。

3 结论

1)提出了储气库圈闭动态密封性评价理念, 建立了以交变应力突破压力测试、三轴压缩力学实验和地应力— 渗流耦合建模等为技术手段的储气库盖层、断层动态密封性评价方法, 提出采用动态突破压力、剪切安全指数等指标综合量化评价圈闭动态密封性。

2)通过仿真储气库注采气水高速互驱实验, 揭示了非均质水侵气藏建库气水过渡带孔隙局部动用机理。以此为依据, 建立了以有效含气孔隙为基础的储气库有效库容设计新方法。

3)以大型多层H储气库为应用实例, 目前经5注4采, 储气库运行指标与方案设计吻合程度高, 建库评价关键技术得到进一步验证。

The authors have declared that no competing interests exist.

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