浅析相国寺储气库地质风险及管控措施

2019-05-16李力民姚泳汐蒋华全

石油管材与仪器 2019年2期

李力民，姚泳汐，蒋华全，宁飞

(中国石油西南油气田分公司储气库管理处重庆 401121)

0 引言

储气库生产运行不同于气田开发，具有周期往复注采特性，使得对储气库地质本质安全要求很高。作为储气库系统的核心单元，地质系统完整性的好坏不仅决定气藏是否适合改建储气库，而且是储气库安全运行的基本保障。国外储气库重大事故教训表明，大规模交替注采、压力循环波动可造成储气圈闭地质构造失稳、井屏障退化和地面设备故障，甚至导致泄漏、燃烧或爆炸等事故发生，威胁公众安全和财产安全，并可导致全库报废，造成巨大的经济损失[1-2]。因此，开展储气库地质风险识别和控制对策研究对于保障储气库安全、平稳、高效运行具有重要的意义。本文结合相国寺储气库，识别了储气库地质上存在的主要风险，并提出了有针对性的风险控制建议，可为储气库地质完整性失效风险管控提供借鉴。

1 地质风险识别

1.1 断层密封性失效风险

断层密封性是指断层上下盘岩石或断裂带与上下盘岩石由于岩性、物性等差异导致排替压力的差异，从而阻止流体继续通过断裂带或对应上下盘的性质，在地质空间上表现为垂向密封性和侧向密封性。如果断层的密封性差，就会存在断层漏失。断层漏失也相应地分为垂向漏失和侧向漏失，如图1所示。

1)垂向漏失

漏失准则为断面的正应力小于填充物抗压强度。根据漏失准则计算5条构造主控断层在气库上限压力28 MPa和气藏枯竭压力2.4 MPa两种状态下的断面正应力，并与填充物抗压强度35 MPa进行对比，见表1所示。结果表明，建库目的层石炭系在满库容和压力枯竭两种状态下，断面正应力均大于填充物抗压强度，断层垂向均处于密封状态。但是，鉴于当前储气库注采井都在②④号断层之间，这2条断层在注采过程中受压力变化最为敏感，正应力变化较迅速，垂向漏失风险相对其他3条也最大，需重点监控。

图1 断层漏失机理示意图

断层C2hl枯竭时正应力/MPaC2hl注满气时正应力/MPa抗压强度/MPa垂向漏失风险相对较大埋深/m垂向漏失风险相对较大层位①45.147.7②44.146.6③88.290.0④84.586.2⑤47.650.3350～1 985T3x0～1 985T1f、T1j0～1 117T1f、T1j0～1 117T1f、T1j0～1 985T1f、T1j

2)侧向漏失

鉴于侧向漏失与两盘渗透层落差有关，采用断层两盘岩性对接分析法，并将两盘渗透层对接关系作为断层侧向漏失的判断准则。

相国寺构造纵向上发育4个气藏，分别为C2hl、P1q、P1m、P2ch。依据漏失准则，对比断层落差和4套渗透层关系，建库目的层C2hl与上覆第一渗透层P1q、第二渗透层P1m以及第三渗透层P2ch都存在对接可能，根据断层侧向漏失判断准则，目的层有穿过断层向三套渗透率层漏失的风险，需要密切监测。其中第一渗透层和第二渗透层距离渗透层的距离较近，最先感知建库目的层C2hl的漏失，需要密切监测。

1.2 盖层及底托层密封性失效风险

机械漏失机理，是指在原地应力状态下，最大主应力小于岩石抗压强度时，岩石不会发生机械破坏，而当最大主应力超过岩石强度时，岩石发生机械破坏，产生裂缝或者滑移，为流体运移提供通道。微观漏失机理，是指在岩石不发生机械破坏情况下，流体也有可能穿过颗粒之间最大的孔喉，仅需要克服界面张力的阻挠，也会为流体运移提供通道。盖层漏失机理如图2所示。

图2 盖层漏失机理示意图

1)宏观地质条件

地质条件评价包括岩性、厚度、空间展布范围等。相国寺储气库以二叠系底部梁山组广泛分布的厚度约10 m的致密泥页岩为直接盖层，下伏志留系为底托层，沉积厚度数百至上千米，空间展布连续。三叠系嘉陵江组厚达100 m的膏盐层是良好的区域盖层。盖层及底托层整体地质封存条件好。

2)微观封堵能力

泥岩对天然气的封盖机理起主要作用的是毛管压力封闭。评价天然气盖层封闭能力的参数主要有孔隙度、渗透率、比表面积以及突破压力等，其中突破压力是决定泥岩盖层封闭游离相天然气能力的重要参数。梁山组的微孔径分布特征为，孔隙半径分布在1.0～100.0 nm，主频孔径以2～4 nm孔为主。志留系的微孔径分布特征为，孔隙半径分布在0.5～60.0 nm，主频孔径和平均孔径为2 nm孔。志留系岩石成岩与压实程度更加稳定，测定的微孔径值差异小。采用驱替法试验，测定了2口井盖层梁山组岩样突破压力，见表2所示，测试结果表明泥岩盖层属于优质盖层。

表2 梁山组岩样突破压力测定结果

3)力学性质

储气库盖层或底托层密封性失效，将严重影响气库地质完整性，造成气体逃逸的风险。盖层及底托层最重要的评价指标是岩石的破裂压力，通过三轴试验、地应力测试、抗张强度试验，对相国寺储气库南、中、北段3口取心井开展测试，通过应力试验计算得到盖层、底托层破裂压力均在60 MPa以上，高于储气库运行上限压力28 MPa，分析认为注采过程中的交变应力对盖层封闭性影响小。

1.3 封堵井密封性失效风险

相国寺气田共钻井38口，这些老井使用年限长，井况条件复杂，需要分析其完整性，特别是建库目的层老井评价，评价主要分为油层套管评价和固井质量评价两部分。套管评价主要是评价油层套管是否变形、破裂、腐蚀情况等；固井质量评价主要是评价储层上部是否有可以有效封堵的优质固井段。依据老井评价原则、内容及评价技术，相国寺储气库完成封堵老井21口。依据实际封堵情况，部分老井目的层与第1渗透层栖霞组之间水泥胶结不合格，存在沿着井眼泄露的风险，需要监测第1渗透层栖霞组。部分老井套铣渗透层附近套管，只做了短时间的试压测试，无法保证局部的封堵质量，存在沿着井眼泄露的风险，需要监测第1、2渗透层。

1.4 水体侵入风险

相国寺石炭系气藏为边水气藏，受构造和岩性的复合控制，边水与外界不连通，动态上表现出水体不活跃。自1977年投产以来，气藏除相10、12井因见地层水未投产，相13井为水井，其余5口气井生产一直稳定，井区各井产水水性均为凝析水，历年累计产水1 903 m3，说明边水未进入气藏内部，表现出均匀推进的动态特征。

但随着储气库强注强采，流体渗流速度相对于气藏开发阶段高，进一步加剧储层渗透率的非均质性，可能使底水沿优势通道侵入储层内部，影响构造低部位气井的产能，影响储气库的瞬时调峰能力。

2 地质完整性管理措施

2.1 部署圈闭密封性监测体系

应结合储气库构造地质特点和风险分析结果，部署合理的监测系统，包括盖层监测、断层监测、上覆浅层监测、水体监测、气库内部监测等，整体监控圈闭密封性[3]。

2.2 断层、盖层及底托层完整性管控措施

为确保储气库断层、盖层及底托层的完整性，可采取管控措施为：

1)建立老井修复利用监测井及新完钻监测井修井报告、试油报告等静态资料台账，为监测井带压等风险分析提供基础资料。

2)制定监测井巡检工作质量标准。强化监测，压力与气质的监测与分析是重点。制定监测制度，巡检周期为1次/周。每年进行一次气质组分分析，跟踪气质变化情况。形成压力、气质分析数据库。

3)对比分析油压、各环空压力、气质组分变化情况，当监测井发现压力、温度值异常时，加密巡检周期，同时分析异常原因，落实风险控制措施。

4)利用数值模拟技术跟踪预警各注采井井底注气压力，设置上限压力预警红线，避免压力超高，有效防止盖层及断层压力突破[4-5]。根据注采井压力跟踪情况，及时调整各井注气量，必要时关井，确保不超压，实现合理配产，保障气库地质安全。

2.3 封堵老井完整性管控措施

为保证储气库封堵老井的完整性，控制风险，采取管控措施为：

1)建立封堵井修井静态资料台账，为封堵井带压等风险分析提供基础资料。

2)建立监测方案与制度，并对监测结果进行分析，尤其是压力与气质的监测与分析。制定封堵井巡检工作质量标准，巡检周期为带压封堵井1次/周，未带压封堵井为1次/15天。带压封堵井每年进行一次气质组分分析，并形成压力、温度数据库。

3)通过测井手段，定期开展井内套管腐蚀及固井水泥环屏障评价，判定屏障是否失效，分析可能风险，制定应对措施。

4)开展地表检测，主要包括断层露头流体对比监控，井周500 m地表油、气、水监控及封堵前后淡水水质变化监控，形成检测资料台账。监测在储气库1个运行周期内，地表淡水水质是否发生明显变化，判断是否封堵失效。

2.4 水体侵入管控措施

为预防水体侵入对储气库注采运行造成影响，控制风险，采取管控措施为：

1)严格控制储气库注采气量在合理范围内，避免强注强采，加剧储层渗透率的非均质性，引起水体侵入储层内部。

2)数值模拟预测，实时跟踪边水能量变化情况。

3)建立水体监测井监测制度，每日分析压力、温度等数据变化情况，并形成压力、温度数据库。发现异常，及时分析，制定应对措施。同时，需通过测井手段，定期开展监测井水体界面变化情况。

4)持续开展储气库水质分析，采气期每半个月取一次水样开展分析，建立水质变化数据库。

2.5 库容复核评价地质完整性

为整体评价储气库密闭性，各注采周期均开展库容复核，利用库存量与地层压力的关系综合评价地质完整性，进一步验证储气库是否存在漏失。储气库注采转换平衡期末，开展注采井及储层监测井动态监测，录取平衡期末各井井底压力、温度值。根据实测地层压力和注采量，形成达容过程中拟压力～库存量关系，并复核库容，评价气库密闭性及地质完整性。

3 相国寺储气库地质完整性管控效果

3.1 合理部署圈闭密封性监测体系

相国寺储气库结合地质构造特点和风险分析结果，合理部署监测体系，监控气库圈闭密封性。部署盖层监测系统，直接监测盖层梁山组泥页岩的密封情况，同时监测上部渗透层。断层监测系统，重点监测④号断层垂向和侧向密封情况。上覆浅层监测系统，监测上覆煤层及膏岩上方渗透层的含气性，并将浅层含水层作为最后一道安全防线。气水界面监测系统，监测储气库注采运行过程中南北两端边水运移情况。气库内部温度压力监测系统，监测储气库运行过程中狭长构造长轴方向的压力和温度场分布。通过已部署的6口监测井，基本满足相国寺储气库盖层、水体、断层和气库储层等圈闭密封性监测功能。

3.2 断层、盖层及底托层完整性

相国寺储气库断层及盖层监测井井口及井底压力、温度变化情况表明(表3及图3～图6)：储气库各周期注采运行期间，未出现压力、温度异常现象；储气库上覆盖层、第1，第2渗透层、④号断层均无异常风险，也说明目前储气库断层、盖层及底托层密封性好。

相国寺储气库利用数值模拟技术跟踪各注采井井底注气压力，设置28 MPa上限压力预警红线，如图7所示，避免压力超高，同时控制注气量达到最大合理值。

表3 相国寺储气库监测井压力统计表(截至2019.03)

图3 相监2井浅层嘉五数据变化曲线图

图4 相监3井④号断层数据变化曲线图

图5 相监4井盖层栖霞组数据变化曲线图

图6 相监5井盖层茅口组数据变化曲线图

图7 注气期压力跟踪预警图

3.3 封堵老井完整性

相国寺储气库封堵井中茅口组4口封堵井压力全部为0 MPa，表明茅口组层位封堵效果好；长兴组1口封堵井压力为0 MPa，表明长兴组封堵效果好；相23井压力为0 MPa，表明该井封堵效果好；石炭系8口封堵井中相18井油压8.375 MPa，相12井油压0.75 MPa，其余6口封堵井井口油压均为0 MPa。通过对相12、18井井口气体气质分析可知，井筒内天然气不是来自石炭系。因此可以判断，石炭系封堵效果较好。以上分析表明目前封堵老井无异常，未发现储气库注采气窜漏的风险，老井完整性很好。

3.4 水体侵入

相国寺储气库北部水体监测井相监1井井口及井底数据变化情况表明，储气库各周期注采运行期间，压力、温度无异常，北部水体无侵入，如图8所示。数值模拟预测气藏边水向气藏侵入水体能力无明显变化，未对气藏造成影响，如图9所示。同时，历次采气期对采出水样进行水体性质分析结果表明，储气库未产地层水，水体未侵入。

图8 相监1井北部水体数据变化曲线图

图9 含气饱和度分布图

3.5 库容复核

相国寺储气库历次平衡期库容复核与设计库容量基本吻合，略有差异，库容未发生明显变化，进一步说明相国寺储气库地质完整性好。分析原因，一是设计库容量由石炭系气藏开发压降方程得到。盘库库容量因储气库注采气量大、速度快，在高强度注采下，压力未完全波及低渗区域、Ⅲ类储层及边部区域，因此存在偏差。二是关井时间较短，地层压力没有完全平衡，复核库容偏小。