江汉盆地黄场盐穴地下储气库稳定性分析

付晓飞

(中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北武汉 430223)

江汉盆地黄场地区盐岩十分发育，具有分布面积广、盐层厚度大、埋深大（2 000 m）、温度高（83℃）、压力高（地层压力46 MPa）等特点。盐穴地下储气库的建设是一项复杂的工程技术，有关盐岩利用的研究主要集中在岩盐溶解、溶腔垮塌、溶腔蠕变、盐岩渗透、溶腔内外的温度场和压力场分析等方面[1-12]。盐穴地下储气库的长期连续注采运行过程中，腔体受到压力差的影响，可能出现天然气渗漏现象，会对储气库的稳定运行产生危害。因此，针对江汉盆地黄场盐穴储气库开展稳定性分析，为同类型盐穴地下储气库经济、稳定运行提供参考。

1 地质特征

黄场地区处于江汉盆地潜江凹陷北部，黄场向斜中心部位。工区构造简单，地层平缓，倾角1～3°。东部构造为黄场鼻状斜坡带，西部为王场背斜，工区无断层，裂隙不发育。黄场地区潜二段由25 个含盐韵律层组成，盐层埋深1 600～1 900 m，单个盐层厚度7.5～33.5 m，盐层累计厚度约400～600 m，含矿率76.8%，具有盐岩厚度大，含矿率高的特点[13]。

黄场盐穴地下储气库以第10～16 韵律盐层作为建腔目的层，上覆潜二段1～9韵律地层厚度167 m，其中盐层厚度126.0 m。盐层顶板为盐层与盐间层互层沉积，盐层由石盐岩、无水芒硝岩，少量钙芒硝岩夹薄层泥岩组成。盐间层以泥云岩、含钙芒硝泥岩、钙芒硝质泥岩为主，岩性致密坚硬，这些盐韵律层对溶腔将起到很好的封闭作用。

2 渗透率

盐穴储气库所处的地下盐岩层的渗透性一般非常小，但是，由于所处地层都或多或少的含有夹层，所以盐穴储气库运行过程中可能出现天然气泄露。曹琳[14]建立了盐穴储气库溶腔渗流模型，模拟了盐穴储气库地下盐岩溶腔内天然气向储气库盖层及周围夹层的扩散和渗漏情况，分析认为当储气库周围地层渗透率小于10-20m2时，可忽略气体的渗漏；当地层渗透率大于2×10-18m2时，必须考虑气体渗漏对储气库运行过程的影响；当地层渗透率在（2×10-18～10-20）m2之间时，天然气的渗漏应视溶腔内压力高于周围地层压力的压差及运行时间而定。

王储1井岩心扫描电镜实验显示：岩盐微观结构致密，密封性好，泥岩粒径1～5 μm，粒间孔隙10～100 m，孔隙度集中在10 %以内，渗透率在（10-18～10-20）m2，结合盐穴储气库溶腔渗流模型，分析认为溶腔内压力影响天然气的渗漏，有必要对溶腔内压进行优化。

3 运行压力

随着盐穴储气库的长期连续注采运行，地下盐岩溶腔内的天然气压力不断升高或降低，受到溶腔内与周围地层压差作用，可能影响着盐穴储气库的安全运行。

从江汉盆地王58储气库蠕变试验（见图1）可以看出，内压分别为11 MPa、14 MPa、17 MPa、20 MPa、23 MPa、26 MPa、29 MPa、32 MPa条件下流变30 年的腔周的最大位移分别为16.32 m、11.00 m、5.45 m、4.30 m、2.75 m、1.40 m、1.02 m、0.55 m。内压越高，腔体的体积收缩率就越小，且内压对蠕变的影响较大。当内压为17 MPa 时，运行30 年体积收缩率为28.52 %，与30 %的临界安全值较为接近。在考虑满足长期蠕变需要以及一定安全裕度时，认为储库最低运行压力应大于17 MPa。

图1 腔体长期蠕变变形预测图

通过水密性实验、气密性试验结合压力梯度等多种方法来评价最高运行压力。江汉盆地王58 井区潜二段第101韵律盐层顶埋深约1 850 m，根据最大压力梯度经验值0.017 MPa/m，确定储气库最高运行压力为31.45 MPa。开展水密性实验，结果显示腔体部位最高压力为40.5 MPa；开展王储6 井气密性实验，显示压力小于35.2 MPa 时，气密性较好。为保证储气库安全运行，建议储气库最高运行压力应小于31.45 MPa。

4 腔体直径

考虑腔体的稳定性、造腔工艺难易程度和注采气工艺复杂程度，黄场储气库采用单井对流法单井单腔建腔。储气库运行的经济性主要由最大允许的溶腔尺寸所决定，同时盐岩的蠕变收缩现象导致盐岩溶腔体积的稳定减少。从图2可以看出，随着腔体直径的增加，腔体体积收缩率变化不显著。例如，内压为17 MPa、腔穴直径分别为70 m、80 m、85 m、90 m时，运行30年后溶腔体积收缩率分别为27.62 %、27.13 %、28.52 %、30.15 %，这四种直径的腔穴均能够满足体积收缩率控制要求。但是，内压对体积收缩率影响较为显著。例如，直径为85 m、运行30年时，内压为17 MPa和32 MPa对应的体积收缩率分别为28.52%和4.06%。因此，从体积收缩率角度建议腔体直径85～90 m。

图2 不同直径条件下盐穴体积收缩率与时间关系曲线

5 安全矿柱

地下盐岩溶腔具有蠕变特性，储气库注采循环运行中压力温度的变化会增加盐岩蠕变的应变率，而盐岩的蠕变会直接导致溶腔体积的收敛，这对天然气的地下储存十分不利。两个溶腔不连通的最安全距离一般由溶腔最大直径、钻孔最大偏离距和最小安全矿柱三部分组成。设计溶腔最大直径85 m，最小安全矿柱按国内外普遍采用的2倍左右范围选取。因此，选定两溶腔中心距为300 m，进行静力分析和流变分析，以便确定安全矿柱的宽度。

静力分析结果显示，在运行压力为17 MPa 时，和单个溶腔的结果相比，破损区只是略微扩大。流变20年最大位移为5.50 m，相对单个腔体最大位移为5.45 m 略微增大，两溶腔没有连通，塑性区范围大概为腔体直径的1倍。因此，建议安全矿柱的宽度为溶腔直径的2倍左右。

6 结论

江汉盆地黄场地区盐层分布稳定、厚度大、品质好，为充分满足盐穴地下储气库运行安全性、稳定性及调峰需求，提出以下几点建议：

（1）为保证盐穴地下储气库安全性、经济性，建议合理地安排运行压力为17～32 MPa，防止出现压力大幅波动。

（2）随着盐穴直径的增加，盐穴体积收缩率变化不显著，但是内压对体积收缩率影响较为显著，从体积收缩率角度考虑，建议腔体直径为85～90 m。

（3）当溶腔直径85 m时，根据静力分析和流变分析，建议安全矿柱的宽度为溶腔直径的2倍左右。