板桥库群断层侧向封闭性定量评价

王 超,马小明,苏丽萍,杨树和

(1.东北石油大学地球科学学院,黑龙江 大庆 163318; 2.中国石油大港油田公司勘探开发研究院,天津 300280)

天然气地下储气库将长输管道输送来的天然气 重新注入地下空间而形成的一种人工气藏,具备储存量大、机动性强、经久耐用及安全性高的特点[1],并已经成为当今世界储存天然气的最主要方式[2-3]。大港油田所属板桥油气田已建成7座储气库,成功生产运行17年,为京津冀地区的社会发展与经济建设提供天然气保障。但由于大港油田属歧口凹陷复杂断陷区,断层类型多、封堵强度差异大,尤其储气库高低压往复变化、多周期强注强采的特点与长寿命强封闭性的严苛要求,对气库断层与泥质盖层的封闭强度要求极高。因此,需要定量评价大港油区储气库群第三系断层封闭性强度,确定气库群运行的压力界限,为气库群的提压扩容和优化运行提供依据。

1 区域地质概况

大港储气库位于渤海湾盆地歧口凹陷中北部,歧口凹陷属于复杂断陷区,先后大体经历了古近纪多期断陷和新近纪——第四纪坳陷等构造演化阶段[4],并发生前期构造格局改造和沉积中心迁移等[5]。大港储气库群建库层位主要在下第三系沙一段板II油组,埋藏较深,地层岩性主要为灰白色砂岩与灰色、深灰色泥岩互层,以细、粉砂岩为主;储层物性条件差,非均质性极强。国外已建储气库埋深主要在300～2 000 m,其数量占储气库总数的91.0%,岩性为砂岩和石灰岩,孔渗条件较好。大港储气库群的建库地质条件与国外相比,总体来说相对较差,表现为埋藏深、储层物性条件差、非均质性强。

2 断层封闭能力定量评价

2.1 断层侧向封闭机理及封闭类型

断层侧向封闭的本质是断层带与围岩之间的差异渗透能力。从引起差异渗透的因素来看,断层封闭可以划分为三大类型[6]:对接封闭(Juxtaposition seal)、断层岩封闭(Fault rock seal)、胶结封闭(Cemented seal),如图1所示。

2.2 储气库控圈断层封闭类型

研究区板2油组纵向上地层的岩性厚度变化显示,油组内部砂体厚度在几米至30 m之间,油组上覆盖层厚度普遍达到300 m。储气库控圈断层的断距-距离曲线如图2所示,板2油组的断距主要分布在0～210 m之间。而板桥和大张坨2条控陷断层断距较大,达到400～500 m(见图3)。因此油组内的小层砂体及上覆盖层会被完全错断,在控圈断层断距范围内就会出现非同层砂岩对接情况。而出现砂-砂对接时,断层的侧向封闭能力则会受控于断层面的断层泥比率(SGR,shale goule ratio)值的影响。

图1 岩性对接类型及封闭性分析方法Fig.1 Lithological joint type and seal analysis method

图2 板2油组控圈断层断距-距离曲线Fig.2 Bqnqiao No.2 oil field complex control circle fault displacement-distance curve

依据断层断距与断层面泥质含量数据,得到了板12-24单井三角图(见图4)。从图4的对接三角图可知,控圈断层断面的岩性对接发育3种类型,形成3种封闭模式:①断距大于砂体厚度小于泥岩层厚度时,砂体与对盘泥岩层形成对接封闭,对接位置的断层侧向封闭能力为对应深度的盖层水力破裂压力;②断距小于砂体厚度时,砂体未被完全错断,断面发育同层砂-砂对接渗漏窗口,断层对下降盘无封闭能力,渗漏窗口处断层水力破裂压力为静水流体压,对上升盘封闭能力受控于砂体与对盘泥岩的对接幅度;③断距大于砂体和泥岩层厚度时,砂体被完全错断,断层发生侧向渗漏风险主要集中在非同层砂体对接的部位,即断层岩封闭能力。

2.3 储气库断层侧向封闭性定量评价

通常情况下,泥质中的细粒物质可有效降低断层岩的孔隙度,从而起到增加断层带毛细管力的作用,进而增加断层两侧的压力差,故泥质含量越大断层的封闭能力越强[7]。理论上,断层泥比率SGR值应该利用圈闭内烃压力和对应深度的断裂带内水压力的差值进行校正。但实际中要取得断层带内水的压力资料很难,故采用测量同一油藏过断层压力差(AFPD,across fault pressure difference)来获得[8],如图5所示。

图3 板桥和大张坨控圈断层断距-距离曲线Fig.3 Banqiao and Dazhangduo control circle fault displacement-distance curve

图4 板12-24井三角图Fig.4 Banqiao 12-24 well triangular diagram

然后对断层泥比率SGR与过断层压力差AFPD数据进行了统计,得出在不同深度下存在着不同的AFPD-SGR有效封闭包络线[9],如图6所示。

通过上述方法,为定量表征断层的侧向封闭能力,我们将研究区板中储气库群原始气藏下控圈断层两侧的油、气、水关系进行了统计,确定了在不同深度下过断层压力差AFPD如图7所示。然后通过对断层相关圈闭内断层控圈部位的过断层压力差AFPD和断层泥比率SGR最小值的对应关系统计,得出了断层侧向封闭能力的上限包络线,如图8所示。

根据图8拟合出来的外包络线我们得出过断层压力差AFPD与断层泥比率SGR的定量关系式为

AFPD=0.649×ln(SGR)-1.963。

(1)

图5 利用断层两侧井压力资料计算过断层某点的压力差Fig.5 Calculating the pressure difference at a point of crossing fault using pressure data of well on both sides of faults

图6 砂-砂储层并置区的断层泥比率SGR与过断层压力差AFPD的标定图Fig.6 Orientation map of the fault gouge ratio SGR and crossing fault pressure difference AFPD in sand-sand reservoir collocation area

过断层封闭压差AFPD与对应气柱高度HG的定量关系为

AFPD=(ρw-ρG)gHG,

(2)

其中:HG为烃柱高度(m);ρW为水密度(kg/m3);ρG为天然气密度(kg/m3);g为重力加速度(m/s2)。

通过联立以上两式,进一步得出了断层封闭天然气的气柱高度HG与断层泥比率SGR的定量关系式为

(3)

通过对不同断层规模与其封闭能力进行统计对比发现,大型断层封闭压差普遍较大,最小封闭压差在4 MPa以上,封闭能力较稳定。中型断层也可封闭较大的封闭压差,但部分层位最小封闭压差较小,总体上封闭能力较大型断层弱。小型断层部分层位最小封闭压差为零,封闭能力最弱,如图9所示。

图7 断层两盘流体压力差剖面Fig.7 Profile of fluid pressure difference between both sides of fault

3 结论

(1) 储气库高低压往复变化、多周期强注强采的特性,断层侧向封闭性能力在一定程度上直接决定了储气库运行压力上限。

图8 大港储气库群断层封闭压差与断层泥比率关系统计散点图Fig.8 Statistical scatter diagram of the relationship between the seal pressure difference and the fault gouge ratio in Dagang gas storage complex

图9 各级别断层最大、最小封闭压差统计直方图Fig.9 Statistical histogram for the maximum and minimum seal pressure difference of faults at all levels

(2) 储气库控圈断层侧向封闭能力与其断距呈现正相关。小规模断层最小侧向封闭压差最小,发生侧向渗漏风险最大。

(3) 通过定量评价储气库控圈断层侧向封闭性能力,定量地拟合出了断层泥比率SGR与过断层压力差AFPD的关系式,并最终确定断层侧向封闭的临界断层泥比率SGR值为18.3%。