朱家墩储气库密封性评价

奥立德，林 波

（中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州 225009）

伴随能源消费的升级，中国对天然气的需求增速明显，季节性、区域性差异也更加明显，地下储气库在调峰和保障供气安全方面的作用和意义也愈发凸显。地下储气库就是将天然气重新注入地下可以保存气体的空间而形成的天然气气藏，是集季节调峰、事故应急供气、国家能源战略储备等功能于一身的能源基础性设施［1-2］。作为天然气产业链中的重要一环，储气库不可替代，也无法替代。此外，地下储气库还可以在气源中断或管网出现技术故障时，保证不间断供气。因此，储气库的选址尤为重要，要同时解决“注得进、存得住、采得出”等重大难题［3］。

1 工区概况

朱家墩气田位于长三角地区江苏省盐城市射阳县境内，距青宁输气管道约126 km，距中俄东线输气管道约46 km。构造上位于苏北盆地盐阜坳陷盐城凹陷南洋次凹深凹带。该区的油气勘探工作始于1956 年，盐参1 井1991 年6 月完钻，发现和落实朱家墩构造，在阜一段段获得高产工业气流，落实含气面积3.0 km2，地质储量10.58×108m3。

2 气藏地质特征

2.1 构造特征

朱家墩气藏是由盐②、盐③两条北掉断层夹持（见表1）、依附于盐③断层的北东向长轴背斜构造，高点埋深3 750 m，圈闭幅度50 m，断层封闭性良好（见图1）。主力含气层为阜一段，气藏类型为地层水次活跃受构造控制的层状干气藏。

图1 朱家墩气藏阜一段气层顶面构造

表1 朱家墩地区断层要素

盐③断层走向NE，倾向NW，倾角30°～35°，断距100～250 m，在区内延伸长度大于18 km，为气藏西北部边界断层，对气藏形成起控制作用。下降盘为泥岩对接，具有天然的封堵条件［4］。

2.2 储层特征

阜一段沉积环境处于陆上和水下浅水的过渡环境，主要沉积相类型为河流、三角洲和湖相沉积，主要发育水下分流河道、决口沉积和河道间漫滩等沉积微相，其中河道砂体是最重要的储集层。阜一段储层属于中低孔、中低渗储层，平均孔隙度15.03%，平均渗透率111.8×10-3µm2。朱家墩气藏阜一段储层敏感性表现为无—弱速敏、强—极强水敏性。

2.3 流体性质与温度压力系统

朱家墩气藏埋深3 760～3 812 m，储层呈层状展布，局部受岩性控制，为岩性构造层状气藏。朱家墩气藏天然气成分主要为甲烷，含量91.89%～96.12%，重烃含量低；非烃类主要为N2（1.18%～2.16%）和CO2（0.48%～1.49%），不含H2S，干燥系数50.44～245.28，为干气。

朱家墩气藏实测地层压力、地层温度统计表明，气藏地层压力36.87～40.24 MPa，地层压力系数0.94～1.03；地层温度119.80～136.02 ℃，地温梯度3.22～3.58 ℃/100 m，为正常温度压力系统。

2.4 气藏开发与动态储量计算

朱家墩气田于2003 年5 月投入开发，先后有盐城1-2、盐参1 井、盐城3 井和盐城1-3 井投入生产，主要以盐参1井生产为主，到2020年12月累计采出气量4.57×108m3，采出程度43.2%。利用压降法计算动态储量6.62×108m3，动态储量采出程度69%。气藏压力下降了27.1 MPa，单位压降产气量1 579×104m3/MPa，累计采出量与压力降呈良好的线性关系（见图2）。

图2 朱家墩气藏累计采气与视地层压力关系

3 盖层密封性研究

3.1 盖层分布

利用区内9 口井的GR岩性识别建立单井岩性剖面，GR与波阻抗岩性交汇分析表明，波阻抗具有较好的岩性区分能力，波阻抗反演显示阜一段整体以泥岩为主，盖层厚度大，横向稳定展布，零星夹杂砂岩条带。

阜一段底部发育薄层砂体，横向断续展布，盐城1-2井—盐城3井一带厚度略大，到盐城1井砂体不发育（见图3）。

图3 朱家墩地区上覆泥岩盖层剖面

朱家墩气藏阜一段泥岩沉积厚度大，平面发育较稳定，预测主体部位厚度400～600 m，其孔隙度为0.06%～0.60%，渗透率为（0.08～0.09）×10-3µm2。

3.2 盖层泥岩突破压力空间分布

基于力学实验的突破压力预测：当加载压力为单轴抗压强度的65%时，岩石内部开始产生微裂缝，可近似认为此时对应的应力是岩石的突破压力，即p=65%UCS。

单轴抗压强度UCS可通过单轴/三轴抗压实验获得，或者通过经验公式计算得到，其中McNally 公式最为常用：

式中，ρ为地层岩石密度，g/cm3；vS为横波速度，m/s；vP为纵波速度，m/s。

ρ、vS、vP均可通过测井得到，三者之间存在函数转换关系，因此单轴抗压强度也可近似表示为UCS≈f（ρ，vP）或UCS≈f（vP）。

通过计算，朱家段阜一段气藏盖层的UCS≈73 MPa，因此突破压力p≈47.75 MPa。

3.3 盖层动态突破压力

通过泥岩三轴加载压缩实验与渗透率同步测试实验［5-6］，分析盖层泥岩在注气过程中内部微观结构变化导致的渗透率变化特征，揭示其损伤机理，获得临界压力50 MPa（见表2）。随着轴向载荷的增加，泥岩渗透系数逐渐降低，表明加载导致样品压密。当加载至50 MPa 后，渗透系数增加，表明样品产生有效裂缝通道；当加载至65 MPa 时，渗透率大幅提升，表明样品内部产生连续通道裂缝；载荷加至80 MPa，渗透率下降，表明裂缝部分闭合，之后随着载荷的增加，产生新裂缝，随后又被压密，直至破坏。

表2 泥岩三轴加载同步渗透率试验测试结果

3.4 三轴循环加卸载同步渗透试验

储气库寿命一般为50 a，在储气库设计中，需要模拟储、盖层在多周期交变载荷下的损伤情况。选择泥岩样品进行三轴加卸载实验，通过分析渗透的变化，揭示样品的损伤过程，建立损伤演化模型，模拟储气库注采过程中盖层的损伤情况。

XINZHU1-82-3 样品载荷增加，泥岩渗透系数增加；样品内产生微裂缝损伤，形成连续裂缝，直至样品破坏；总加卸载循环60次后样品破坏（见表3）。

表3 泥岩三轴循环加卸载同步渗透试验测试结果

4 断层密封性评价

断层封闭性除了受断层两盘的岩性配置关系、断裂带内泥岩涂抹、断裂带内成岩作用等多种地质因素的影响外［7-9］，还受储气库运行后多周期强注强采，高低压力交替变化的影响，因此利用静态、动态及监测资料对建库前后断层封闭性开展评价。

4.1 断层静态封闭性研究

断层面泥岩涂抹分析法是断层岩封闭法定量确定断层封闭性的一种有效方法，其中断层泥比率SGR是定量表征断层封闭性的一个重要参数，该方法对砂泥互层断层带内的泥质质量分数有较好的表征［10］。

计算公式为：

朱家墩气藏盐③断层是气藏的控制断层，该区上覆泥岩厚度约600 m，断层向上延伸至泥岩顶部，断距平均180 m。因此，断层泥比率（SGR）达到3.3，说明断层封闭性良好。

4.2 断层动态密封性评价

通过断面正压力与流体压力耦合确定断层开启压力，断层开启与封闭主要取决于断面上正应力和流体压力的关系。断层面所受正应力的大小决定了断层面结构间的紧密度，从而决定了断层的封启。断层面压力是定性反映断层垂向封启的方法。如果断层面受到的压力越大，那么断层面的紧闭程度就越好；反之就越差［11-12］（见图4）。

图4 断层面压力示意

断层面压力计算公式为：

式中，p是断层面承受的正压力，MPa；h是断层面的埋深，m；ρα是上覆地层的平均密度，g/cm3；ρβ是地层水密度，g/cm3；g是重力加速度，m/s2；σ是水平地应力，MPa；θ是断层面倾角，（°）；ω是地应力与断层走向间的夹角，（°）。

断层封闭系数（If）是指断层面所受正应力与流体压力的比值，即

式中，f为异常压力系数；ρw为水的密度，1.0 g/cm3，h是断层面的埋深，m。

当If＞1 时，断层呈封闭状态，If值越大，封闭程度越高；当If≤1时，断层开启成为油气运移的通道，If值越小，开启程度越高。

根据朱家墩气藏断层参数计算断面的开启压力为45.8 MPa，气藏原始地层压力为37.6 MPa，因此朱家墩储气库上限压力用原始地层压力不会破坏其密封性，其作为储气库是安全的。

5 结论

（1）通过对朱家墩气藏地质特征、储层发育状况、气藏开发以及动态储量的分析，其储层为扇三角洲水下分流河道，构造为背斜圈闭，物性为中孔中渗，动态储量采出程度达到69%，处于开发后期接近枯竭阶段，作为储气库的选址具有先天优势。

（2）朱家墩地区目的层上覆泥岩约600 m 厚，而砂岩储层仅20 m 左右，侧向封挡条件良好。综合泥岩样品三轴加卸载同步渗透率测试结果，朱家墩储气库可满足60个周期循环注采。

（3）通过断面正压力与流体压力耦合确定断层开启压力，断层的开启与封闭主要取决于断面上正应力和流体压力的关系。朱家墩气藏断层参数计算断面的开启压力为45.8 MPa，气藏原始地层压力为37.6 MPa，因此朱家墩储气库上限压力用原始地层压力不会破坏其密封性。