文96地下儲氣庫運(yùn)行實踐探討

腰世哲

（中國石化天然氣榆濟(jì)管道分公司，河南 濮陽 457001）

0 引言

文96天然氣地下儲氣庫為典型的枯竭氣藏型儲氣庫，由中原油田的文96氣藏改建而成［1］?？萁邭獠貎鈳炖玫叵驴萁叩臍鈱幼鳛閮Υ婵臻g，因而要求氣藏整體構(gòu)造完整、內(nèi)部簡單、圈閉幅度大、儲集空間滿足調(diào)峰需要；蓋層具有一定厚度，巖性純、密閉性好；儲層分布穩(wěn)定，連通性高、厚度大、物性好；氣藏埋深適中，采出程度較高。筆者擬就文96地下儲氣庫投產(chǎn)運(yùn)行后的運(yùn)行情況作一探討分析。

1 地質(zhì)綜合評價

1.1 構(gòu)造特征

文96儲氣庫位于東濮凹陷中央隆起帶文留構(gòu)造東翼，埋深范圍為2 330～2 660 m，含氣層位為沙二下1-8砂組和沙三上1-3砂組；氣藏為正常溫度、正常壓力系統(tǒng)，儲層物性好，天然氣分布主要受構(gòu)造控制。儲氣庫選取文96 氣藏ES2下1-4，8、ES3上1-3作為儲氣空間，布置注采井13口、觀察井1口，最大庫容量為5.88×108m3，其中墊底氣量為2.93×108m3，有效工作氣量為2.95×108m3；氣庫上限工作壓力為27 MPa，下限工作壓力為13 MPa。天然氣地下儲氣庫構(gòu)造落實程度的好壞是整個儲氣庫建設(shè)成敗的關(guān)鍵，文96氣藏為一反向屋脊式構(gòu)造，受東傾地層與徐樓斷層控制［2］；內(nèi)部構(gòu)造較簡單，僅有一條北北東走向的小斷層，斷距為8～12 m，對油氣分布控制作用弱；地層向南東方向傾沒，傾角約為10°。沙二下頂部高點(diǎn)埋深為2 330 m，閉合高度為280 m，圈閉面積為1.78 km2；沙三上頂部構(gòu)造圈閉面積為2.60 km2，閉合高度為330 m。控制該斷塊的主要斷層有5條，都為正斷層；其中4條為邊界斷層，1條為內(nèi)部小斷層（表1）。

表1 文96氣藏斷層要素表

通過不斷修正鉆井及斷層位置使構(gòu)造的解釋更加完善；層位跟蹤分析顯示13口完鉆新井鉆遇地層均和設(shè)計基本一致，徐樓斷層鉆遇深度與設(shè)計最大偏差不超過14 m，最小偏差僅為2 m，說明主塊構(gòu)造簡單，邊界斷層位置落實。

1.2 蓋層有效性評價

文96氣藏上覆地層為沙二上亞段和沙一段，氣藏上部沙二下1-4砂組為純氣層，說明在氣藏形成時，蓋層已經(jīng)起到了遮擋作用，為儲氣庫提供了封閉條件。

1.2.1 蓋層巖性及分布

鉆井、測井及錄井等方面資料顯示沙一段下部是第二次鹽湖沉積物，為巖鹽、石膏夾灰色泥巖及薄層碳酸鹽巖和油頁巖組合，鹽類沉積范圍廣泛，單層泥巖厚度也較大，地層厚度為50～200 m，為區(qū)域蓋層。沙二上發(fā)育半深湖—深湖相泥巖，中下部為紫紅色泥巖夾含膏泥巖或與含膏泥巖互層，上部為含膏泥巖段，單層泥巖厚度大，分布穩(wěn)定，地層厚度為200～450 m，為區(qū)域蓋層。上述兩套鹽膏巖厚度大、分布廣，封堵能力強(qiáng)，且在多次構(gòu)造運(yùn)動中，由于鹽膏巖塑性強(qiáng)，連續(xù)性未遭受破壞。

1.2.2 蓋層的滲透率條件及突破壓力分析

為更好地開展沙二上泥巖的封堵性實驗，在文96儲7井沙二上取心10 m，取心井段為2 350～2 360 m，本次共取2塊泥巖樣品，深度分別為2 353.5 m、2 357.0 m，巖性為紫紅色泥巖；分別做干燥樣品氮?dú)鈸舸嶒?、飽和煤油樣品氮?dú)鈸舸嶒?、煤油介質(zhì)泥巖擊穿實驗，從而了解蓋層泥巖動態(tài)封隔能力。從鉆井取心的巖心觀察可知：泥巖的膠結(jié)性和成巖性均較好且很致密，因此頂部蓋層泥巖的滲透能力幾乎為零。

1）干燥樣品氮?dú)鈸舸嶒?。滲透率與注入壓力曲線、氮?dú)饬髁颗c注入壓力曲線趨勢穩(wěn)定，相關(guān)性均在0.94以上，經(jīng)測試樣品滲透性極低。

2）飽和煤油樣品氮?dú)鈸舸嶒?。樣品抽空飽和煤油后用氮?dú)怛?qū)替，當(dāng)壓力達(dá)到5.47 MPa后開始有一定的流量，滲透率很低。

3）煤油介質(zhì)泥巖擊穿實驗。用煤油進(jìn)行流動試驗，樣品滲透率很低，至8 MPa時才有微量流體流動。壓力與氮?dú)饬髁筷P(guān)系曲線顯示當(dāng)注入壓力達(dá)到50 MPa時，泥巖仍未被擊穿。

1.3 斷層封閉性評價

斷層封閉性是指斷層與地層物性的各項異性相配合、形成的能使油氣聚集新的物性和壓力系統(tǒng)，主要表現(xiàn)為斷層的垂向封閉性和側(cè)向封閉性。其中斷層在垂向上的封閉主要是依靠斷裂帶上下物質(zhì)所形成的排替壓力或斷裂帶物質(zhì)與油氣運(yùn)移—盤巖性的排替壓力差來封閉油氣；斷層在側(cè)向上的封閉性主要是依靠斷裂帶與油氣運(yùn)移—盤巖層排替壓力差來封閉油氣［3］。

文96氣藏邊界斷層主要存在兩種接觸方式，分別為氣砂—膏鹽接觸、砂巖—泥巖接觸。徐樓斷層在本區(qū)斷距大于200 m，側(cè)向不連通，封閉性很強(qiáng)。文110斷層斷距范圍為30～100 m，巖性和側(cè)向不連通共同作用形成封閉。文115斷層上升盤和文92-43斷層下降盤砂層不發(fā)育，儲層物性差，其儲層相對文96氣藏物性更差，井間連通性也差，為巖性遮擋封閉，說明氣藏邊界斷層封閉性強(qiáng)。

2 運(yùn)行動態(tài)分析

2.1 連通性分析

文96氣藏為較典型的層狀氣藏，其特點(diǎn)是各砂層組之間有較穩(wěn)定的泥巖隔層［4］，不同時期新鉆井RFT測壓顯示氣藏各氣層壓力下降不均衡，反映其相互不連通，是縱向上儲層動用程度不同導(dǎo)致的。在開發(fā)后期，縱向上氣層壓力下降仍不均衡，表明氣藏穩(wěn)定，封隔性強(qiáng)。平面上，儲層分布穩(wěn)定，注采運(yùn)行過程靜壓資料顯示，氣庫內(nèi)部整體連通，隨運(yùn)行周期增加13口注采井、1口監(jiān)測井（文92-62井），靜壓變化逐步趨于一致，證實氣庫砂體整體連通。

2.2 動態(tài)庫容分析

文96儲氣庫自2012年投產(chǎn)以來已經(jīng)歷4個完整注采周期，注采氣生產(chǎn)情況見表2。隨著注采周期的延長，氣庫注采周期內(nèi)最大庫存氣量逐漸增加，達(dá)到歷史最高值為4.83×108m3。

表2 文96儲氣庫周期注采情況對比表

地下儲氣庫在注采過程完全遵守物質(zhì)守恒原理，在氣藏工程方法上的表現(xiàn)形式就是物質(zhì)平衡方程式［5］。由于文96氣藏在開采過程中具有弱邊水的特征，且邊水作用有限，可以忽略不計。因此選用定容氣藏的物質(zhì)平衡方程式進(jìn)行該氣庫庫容量的分析計算。利用庫存氣量及不同的時間節(jié)點(diǎn)儲氣庫地層壓力繪制庫容壓力曲線（圖1），求得4個周期動態(tài)庫容分別為4.34× 108m3、4.78× 108m3、4.89×108m3、5.05×108m3。主塊設(shè)計動態(tài)庫容為5.19×108m3，目前已達(dá)設(shè)計的97.3%。

圖1 文96地下儲氣庫庫容壓力曲線圖

經(jīng)過4個周期的注采運(yùn)行，氣庫動態(tài)庫容逐漸增大，從庫容壓力曲線可見，注采曲線逐漸靠攏，分析主要原因是隨注采運(yùn)行地層水得到了重新分布，往構(gòu)造低部位運(yùn)移，儲氣庫動態(tài)庫容增加。

2.3 邊水變化分析

氣藏構(gòu)造高部位含氣，中部位含油，低部位為水層；各層系內(nèi)部屬同一水動力系統(tǒng)，氣水界面基本一致，沙二下氣—水或油—水界面大致范圍為-2 540～-2 570 m；沙三上1-3為-2 610～-2 670 m。新鉆注采井資料揭示氣藏儲層物性較好，沙二下3-4及沙三上1-3部分主力層表現(xiàn)為明顯水層特征，說明這些砂組均有一定程度的邊水推進(jìn)，各砂組推進(jìn)速度不一，邊水推進(jìn)距離為20～500 m，特別是洪水水道砂體物性好、推進(jìn)速度更快。

在地質(zhì)建?；A(chǔ)上，充分考慮儲層發(fā)育、平面滲流變化等情況（8個小層、20個砂體），開展了邊水變化數(shù)值模擬研究。模擬結(jié)論顯示，氣庫投產(chǎn)后邊水運(yùn)移受氣庫注采運(yùn)行變化較大；投產(chǎn)前氣水界面至后期氣水界面之間存在明顯氣水過渡帶，氣水過渡帶的存在不同于開發(fā)過程中的認(rèn)識，說明邊水變化并非理想的剛性驅(qū)動，氣水過渡帶的含水飽和度范圍為60%～100%。針對該情況，通過注氣期堅持高部位氣井注氣，均衡驅(qū)替邊水運(yùn)移［6］；采氣期控制壓差生產(chǎn)，平面井網(wǎng)均衡采氣，保證邊水穩(wěn)定推進(jìn)；經(jīng)過4個完整注采周期的運(yùn)行，氣水界面監(jiān)測結(jié)果顯示，注采氣期間較好地控制了邊水運(yùn)移，達(dá)到了排液擴(kuò)容的目的。

2.4 單井注采能力分析

根據(jù)注采井生產(chǎn)層位，可將注采井分為3類：注采層系ES2X1-4（文96-儲1井、文96-儲7井）、注采層系ES3S1-3（文96-儲12井）、注采層系ES2X1-4、8＋ES3S1-3（文96-儲2、儲3、儲4、儲5、儲6、儲8、儲9、儲10、儲11、儲13井）。

根據(jù)現(xiàn)場注采井生產(chǎn)情況，結(jié)合靜壓監(jiān)測對注采井注采氣指數(shù)進(jìn)行修正，計算結(jié)果見表3。

注采井隨周期運(yùn)行注采氣指數(shù)均有不同程度的改善，證實經(jīng)過周期吞吐井底滲流條件得到一定改善［7-8］，目前單井最低日注氣量為23.2×104m3，最高日注氣量可達(dá)59.6×104m3；單井最低日采氣量為18.5×104m3，最高日采氣量達(dá)56.3×104m3。

2.5 配套地面工藝效果

文96地下儲氣庫注氣期天然氣通過輸氣管道輸至注采站，經(jīng)計量、分離、過濾、增壓和降溫后，通過注采閥組、單井計量、單井管線和采氣樹注入氣井；采氣期氣井來氣經(jīng)單井管線、注采閥組、生產(chǎn)分離器、三甘醇脫水、丙烷制冷脫烴、氣質(zhì)分析、露點(diǎn)監(jiān)測和計量，再經(jīng)輸氣管道進(jìn)入榆濟(jì)線。注氣期間3臺壓縮機(jī)組在設(shè)定工況下單機(jī)注氣能力均能達(dá)到62.5×104m3／d的設(shè)計能力。3臺機(jī)組于2013年6月11日聯(lián)合試運(yùn)期間，在壓縮機(jī)進(jìn)口壓力為5.98 MPa、進(jìn)口溫度為17.4℃工況下，注氣量達(dá)198.8×104m3。采氣期間采氣工藝脫水、脫烴系統(tǒng)平穩(wěn)，在6～7 MPa壓力下，天然氣水露點(diǎn)可以達(dá)到-15℃，最低達(dá)-18.7℃，達(dá)到外輸氣質(zhì)要求；在318×104m3／d的流量下，丙烷機(jī)組運(yùn)行平穩(wěn)，二級冷箱出口天然氣溫度為-12℃，天然氣烴露點(diǎn)不高于-10℃（根據(jù)現(xiàn)場取樣氣質(zhì)組分計算烴露點(diǎn)為-13.2℃），達(dá)到脫烴裝置的設(shè)計效果。

表3 注采井不同周期注采氣指數(shù)統(tǒng)計表

3 結(jié)論

1）隨著國內(nèi)天然氣干線管網(wǎng)的建成及天然氣消耗量的持續(xù)增加，季節(jié)供需矛盾日益突出，枯竭油氣藏地下儲氣庫因儲存量大、安全可靠、單位成本低等優(yōu)勢，將成為首選的建庫類型。

2）文96地下儲氣庫氣藏構(gòu)造落實、圈閉容量適中、內(nèi)部簡單；蓋層厚度大、分布穩(wěn)定；邊界斷層位置落實、封閉性較好，內(nèi)部斷層封閉性差，氣藏基本上是一個整體，周期運(yùn)行實踐顯示氣庫整體封閉可靠。

3）基于邊水活動分析研究結(jié)果，在堅持“高部位強(qiáng)注、低部位緩注”“合理控制生產(chǎn)壓差”原則的基礎(chǔ)上，通過優(yōu)化氣庫注采運(yùn)行方案及調(diào)整氣庫注采井開井方式，氣庫邊水分布趨于穩(wěn)定，排液效果顯著，達(dá)容率逐步提高。

4）地下儲氣庫運(yùn)行涉及專業(yè)面廣、技術(shù)性強(qiáng)，應(yīng)進(jìn)一步深入研究，盡快形成枯竭油氣藏地下儲氣庫運(yùn)行關(guān)鍵技術(shù)和標(biāo)準(zhǔn)，為后期氣庫合理注采提供支撐。

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