文96地下储气库运行实践探讨

2018-03-06腰世哲

天然气技术与经济 2018年1期

腰世哲

（中国石化天然气榆济管道分公司，河南濮阳 457001）

0 引言

文96天然气地下储气库为典型的枯竭气藏型储气库，由中原油田的文96气藏改建而成［1］。枯竭气藏储气库利用地下枯竭的气层作为储存空间，因而要求气藏整体构造完整、内部简单、圈闭幅度大、储集空间满足调峰需要；盖层具有一定厚度，岩性纯、密闭性好；储层分布稳定，连通性高、厚度大、物性好；气藏埋深适中，采出程度较高。笔者拟就文96地下储气库投产运行后的运行情况作一探讨分析。

1 地质综合评价

1.1 构造特征

文96储气库位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼，埋深范围为2 330～2 660 m，含气层位为沙二下1-8砂组和沙三上1-3砂组；气藏为正常温度、正常压力系统，储层物性好，天然气分布主要受构造控制。储气库选取文96 气藏ES2下1-4，8、ES3上1-3作为储气空间，布置注采井13口、观察井1口，最大库容量为5.88×108m3，其中垫底气量为2.93×108m3，有效工作气量为2.95×108m3；气库上限工作压力为27 MPa，下限工作压力为13 MPa。天然气地下储气库构造落实程度的好坏是整个储气库建设成败的关键，文96气藏为一反向屋脊式构造，受东倾地层与徐楼断层控制［2］；内部构造较简单，仅有一条北北东走向的小断层，断距为8～12 m，对油气分布控制作用弱；地层向南东方向倾没，倾角约为10°。沙二下顶部高点埋深为2 330 m，闭合高度为280 m，圈闭面积为1.78 km2；沙三上顶部构造圈闭面积为2.60 km2，闭合高度为330 m。控制该断块的主要断层有5条，都为正断层；其中4条为边界断层，1条为内部小断层（表1）。

表1 文96气藏断层要素表

通过不断修正钻井及断层位置使构造的解释更加完善；层位跟踪分析显示13口完钻新井钻遇地层均和设计基本一致，徐楼断层钻遇深度与设计最大偏差不超过14 m，最小偏差仅为2 m，说明主块构造简单，边界断层位置落实。

1.2 盖层有效性评价

文96气藏上覆地层为沙二上亚段和沙一段，气藏上部沙二下1-4砂组为纯气层，说明在气藏形成时，盖层已经起到了遮挡作用，为储气库提供了封闭条件。

1.2.1 盖层岩性及分布

钻井、测井及录井等方面资料显示沙一段下部是第二次盐湖沉积物，为岩盐、石膏夹灰色泥岩及薄层碳酸盐岩和油页岩组合，盐类沉积范围广泛，单层泥岩厚度也较大，地层厚度为50～200 m，为区域盖层。沙二上发育半深湖—深湖相泥岩，中下部为紫红色泥岩夹含膏泥岩或与含膏泥岩互层，上部为含膏泥岩段，单层泥岩厚度大，分布稳定，地层厚度为200～450 m，为区域盖层。上述两套盐膏岩厚度大、分布广，封堵能力强，且在多次构造运动中，由于盐膏岩塑性强，连续性未遭受破坏。

1.2.2 盖层的渗透率条件及突破压力分析

为更好地开展沙二上泥岩的封堵性实验，在文96储7井沙二上取心10 m，取心井段为2 350～2 360 m，本次共取2块泥岩样品，深度分别为2 353.5 m、2 357.0 m，岩性为紫红色泥岩；分别做干燥样品氮气击穿实验、饱和煤油样品氮气击穿实验、煤油介质泥岩击穿实验，从而了解盖层泥岩动态封隔能力。从钻井取心的岩心观察可知：泥岩的胶结性和成岩性均较好且很致密，因此顶部盖层泥岩的渗透能力几乎为零。

1）干燥样品氮气击穿实验。渗透率与注入压力曲线、氮气流量与注入压力曲线趋势稳定，相关性均在0.94以上，经测试样品渗透性极低。

2）饱和煤油样品氮气击穿实验。样品抽空饱和煤油后用氮气驱替，当压力达到5.47 MPa后开始有一定的流量，渗透率很低。

3）煤油介质泥岩击穿实验。用煤油进行流动试验，样品渗透率很低，至8 MPa时才有微量流体流动。压力与氮气流量关系曲线显示当注入压力达到50 MPa时，泥岩仍未被击穿。

1.3 断层封闭性评价

断层封闭性是指断层与地层物性的各项异性相配合、形成的能使油气聚集新的物性和压力系统，主要表现为断层的垂向封闭性和侧向封闭性。其中断层在垂向上的封闭主要是依靠断裂带上下物质所形成的排替压力或断裂带物质与油气运移—盘岩性的排替压力差来封闭油气；断层在侧向上的封闭性主要是依靠断裂带与油气运移—盘岩层排替压力差来封闭油气［3］。

文96气藏边界断层主要存在两种接触方式，分别为气砂—膏盐接触、砂岩—泥岩接触。徐楼断层在本区断距大于200 m，侧向不连通，封闭性很强。文110断层断距范围为30～100 m，岩性和侧向不连通共同作用形成封闭。文115断层上升盘和文92-43断层下降盘砂层不发育，储层物性差，其储层相对文96气藏物性更差，井间连通性也差，为岩性遮挡封闭，说明气藏边界断层封闭性强。

2 运行动态分析

2.1 连通性分析

文96气藏为较典型的层状气藏，其特点是各砂层组之间有较稳定的泥岩隔层［4］，不同时期新钻井RFT测压显示气藏各气层压力下降不均衡，反映其相互不连通，是纵向上储层动用程度不同导致的。在开发后期，纵向上气层压力下降仍不均衡，表明气藏稳定，封隔性强。平面上，储层分布稳定，注采运行过程静压资料显示，气库内部整体连通，随运行周期增加13口注采井、1口监测井（文92-62井），静压变化逐步趋于一致，证实气库砂体整体连通。

2.2 动态库容分析

文96储气库自2012年投产以来已经历4个完整注采周期，注采气生产情况见表2。随着注采周期的延长，气库注采周期内最大库存气量逐渐增加，达到历史最高值为4.83×108m3。

表2 文96储气库周期注采情况对比表

地下储气库在注采过程完全遵守物质守恒原理，在气藏工程方法上的表现形式就是物质平衡方程式［5］。由于文96气藏在开采过程中具有弱边水的特征，且边水作用有限，可以忽略不计。因此选用定容气藏的物质平衡方程式进行该气库库容量的分析计算。利用库存气量及不同的时间节点储气库地层压力绘制库容压力曲线（图1），求得4个周期动态库容分别为4.34× 108m3、4.78× 108m3、4.89×108m3、5.05×108m3。主块设计动态库容为5.19×108m3，目前已达设计的97.3%。

图1 文96地下储气库库容压力曲线图

经过4个周期的注采运行，气库动态库容逐渐增大，从库容压力曲线可见，注采曲线逐渐靠拢，分析主要原因是随注采运行地层水得到了重新分布，往构造低部位运移，储气库动态库容增加。

2.3 边水变化分析

气藏构造高部位含气，中部位含油，低部位为水层；各层系内部属同一水动力系统，气水界面基本一致，沙二下气—水或油—水界面大致范围为-2 540～-2 570 m；沙三上1-3为-2 610～-2 670 m。新钻注采井资料揭示气藏储层物性较好，沙二下3-4及沙三上1-3部分主力层表现为明显水层特征，说明这些砂组均有一定程度的边水推进，各砂组推进速度不一，边水推进距离为20～500 m，特别是洪水水道砂体物性好、推进速度更快。

在地质建模基础上，充分考虑储层发育、平面渗流变化等情况（8个小层、20个砂体），开展了边水变化数值模拟研究。模拟结论显示，气库投产后边水运移受气库注采运行变化较大；投产前气水界面至后期气水界面之间存在明显气水过渡带，气水过渡带的存在不同于开发过程中的认识，说明边水变化并非理想的刚性驱动，气水过渡带的含水饱和度范围为60%～100%。针对该情况，通过注气期坚持高部位气井注气，均衡驱替边水运移［6］；采气期控制压差生产，平面井网均衡采气，保证边水稳定推进；经过4个完整注采周期的运行，气水界面监测结果显示，注采气期间较好地控制了边水运移，达到了排液扩容的目的。

2.4 单井注采能力分析

根据注采井生产层位，可将注采井分为3类：注采层系ES2X1-4（文96-储1井、文96-储7井）、注采层系ES3S1-3（文96-储12井）、注采层系ES2X1-4、8＋ES3S1-3（文96-储2、储3、储4、储5、储6、储8、储9、储10、储11、储13井）。

根据现场注采井生产情况，结合静压监测对注采井注采气指数进行修正，计算结果见表3。

注采井随周期运行注采气指数均有不同程度的改善，证实经过周期吞吐井底渗流条件得到一定改善［7-8］，目前单井最低日注气量为23.2×104m3，最高日注气量可达59.6×104m3；单井最低日采气量为18.5×104m3，最高日采气量达56.3×104m3。

2.5 配套地面工艺效果

文96地下储气库注气期天然气通过输气管道输至注采站，经计量、分离、过滤、增压和降温后，通过注采阀组、单井计量、单井管线和采气树注入气井；采气期气井来气经单井管线、注采阀组、生产分离器、三甘醇脱水、丙烷制冷脱烃、气质分析、露点监测和计量，再经输气管道进入榆济线。注气期间3台压缩机组在设定工况下单机注气能力均能达到62.5×104m3／d的设计能力。3台机组于2013年6月11日联合试运期间，在压缩机进口压力为5.98 MPa、进口温度为17.4℃工况下，注气量达198.8×104m3。采气期间采气工艺脱水、脱烃系统平稳，在6～7 MPa压力下，天然气水露点可以达到-15℃，最低达-18.7℃，达到外输气质要求；在318×104m3／d的流量下，丙烷机组运行平稳，二级冷箱出口天然气温度为-12℃，天然气烃露点不高于-10℃（根据现场取样气质组分计算烃露点为-13.2℃），达到脱烃装置的设计效果。