低渗透砂岩有水气藏改建地下储气库可行性评价——以四川盆地中坝气田须二段气藏为例

李开发 张楚越 朱亮 袁港 罗静 李旭成

（中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川 江油 621741）

0 引言

世界范围内的地下储气库建设工作始于20 世纪［1-2］，我国地下储气库的建设起步于20 世纪70 年代的大庆油田［3］。随着国内天然气需求量快速增长，季节性、区域性差异愈发显著，储气库在应急调峰和战略储备方面的意义尤为重要。国家高度重视储气库改建工作，相继在国内呼图壁［4-5］、相国寺［6-8］、苏桥［9］及靖边［10］等气田建设投产了一批储气库。经历20 余年发展，我国目前在储气库地质密封性论证、高速注采不稳定渗流理论及模型建立、井注采配套工艺技术、全生命周期的安全风险管控等方面形成了关键技术并取得了显著的成效［11］。在四川盆地的约500个气藏和含气构造中，水驱气藏有近250 个，约占气藏总数的50%［12］，气藏开发过程中，极易受到水侵影响，而水侵形成的复杂气、水两相共流也是改建储气库需要解决的关键问题［13］。目前针对低渗透砂岩有水气藏改建储气库可行性、水侵影响及有效库容评价的系统性研究仍较少。中坝气田上三叠统须家河组二段气藏已经安全高效开发50 年，地质采出程度为77.75%，为有水气藏开发典范。笔者从气藏地质条件建库可行性出发，重点论述动态上气水关系、水体强度及能量大小，结合注采循环岩心实验及数值模拟研究，开展建库水侵影响及有效库容空间评价，建立了低渗透砂岩有水气藏改建储气库可行性的系统评价方法。

1 气藏地质特征

中坝气田构造上位于四川盆地北部龙门山断褶带和川北古中坳陷低缓带过渡区域，为一受断层控制的潜伏背斜［14］。中坝构造发育的断层均属逆冲断层，纵向上多发育于三叠系和侏罗系，规模较大的断层分布于构造两翼，走向与构造轴向一致，呈北东向。构造轴部发育6条断层，规模较小，均在须家河组内部消失（图1）。彰明断层、江油断层、双河口断层是该构造上规模大、延伸长、影响较深的逆冲断层，均具有较好的封闭性。顶板主要为上覆侏罗系和须三段地层，底板为须一段地层，皆以发育大套泥岩为主且横向分布稳定。储集岩以长石岩屑砂岩为主，储集空间主要为粒间溶孔、粒内溶孔，裂缝是重要的渗流通道，平均孔隙度为6.29%，平均渗透率为0.19 mD，总体表现为低孔隙度、低渗透率的裂缝—孔隙型储层。气藏埋藏深度介于2 400～2 560 m，中部海拔为-2 000 m。

图1 中坝气田须二段气藏累计产量平面分布图

2 气藏动态特征

中坝气田须二段气藏于1973 年在ZB4 井投产开始开发，同年4月开始产地层水，通过单井工艺排水及“北排南控”整体治水，气藏以60×104m3／d 规模稳产30余年。目前气藏日产气量为35×104m3，日产水量为158 m3，累计产气量为108.39×108m3，累计产水量为305.37×104m3。

2.1 产水井位于气藏边部低部位，主体区受水侵影响较小

钻井及测试结果表明，中坝须二段受断层及构造圈闭复合控制，整体为一构造型边水气藏，气藏钻井最低气层海拔-2 185 m，最高水层海拔-2 205 m，以-2 200 m作为气藏的原始气水界面。

测试产水情况及生产动态特征表明，水体主要来自于气藏西北部，彰明断层的北消失端（ZB22井方向）可动水体是边水入侵的主要方向，边水主要沿断层附近高渗透带侵入气藏（图1）。

中坝气田须二段气藏立足“北排南控”整体治水，排水采气工艺效果显著，通过主动控制生产规模，优化调整工艺措施，边水水线前缘推进得到了有效控制。ZB22 井及气水同产井的水样分析结果显示，其水样化学组分及离子含量基本相同，都属于CaCl2水型，属于深层封闭构造环境下形成的水，环境封闭性好，有利于油、气聚集和保存，是含油气性良好的标志［15］。气藏压降储量图上累计采气量与视地层压力的关系基本上为一条直线，后段无明显上翘，说明边水对气藏的开采无明显影响。且随着开采的不断进行，地层压力不断降低，后期水侵速度整体呈下降趋势，综合分析表明须二段气藏构造主体区受水侵影响较小。

2.2 气藏属弱水驱、不活跃气藏，水侵方向水区能量有限

气藏主要水侵方向ZB22 井的地层压力与纯气区中的ZB2 井和ZB20 井的地层压力是同步下降的。ZB22 井于2004 年8 月下压力计实测水区地层压力为16.443 MPa，同年气藏的平均地层压力为12.662 MPa，与1976年6月气藏平均地层压力26.115 MPa及ZB22井水区地层压力28.411 MPa对比，气藏地层压力下降速度为0.037 1 MPa／mon，ZB22井水区地层压力下降速度为0.033 1 MPa／mon，可见气区与水区的压降速度非常接近，主要水侵方向水区能量是有限的。

利用气藏历年压力点绘制诺莫图，图上点偏离45°线，结合各气井生产特征，认为气藏存在水侵现象，随着气藏生产，诺莫图上的点未继续偏离45°线，水侵得到一定程度的缓解（图2）。

图2 中坝气田须二段气藏诺莫图

采用van Everdingen-Hurst 线性水侵模型［16］以及非线性自动拟合法［17］对水侵量进行计算，结果表明：①采用van Everdingen-Hurst 线性水侵模型对气藏分阶段进行水侵计算，累计水侵量为984.98×104m3，天然气动态储量在130×108m3以上，水驱指数为0.04，水侵替换系数为0.11；②采用非线性自动拟合法整段分析得到气藏累计水侵量为957.98×104m3，天然气储量为135.82×108m3，水驱指数为0.05，水侵替换系数为0.16，整段拟合较好。综合分析认为，中坝气田须二段气藏为弱水驱、次活跃气藏。

3 气水渗流规律研究

实验选取ZB46 井、ZB50 井岩心，其中ZB46 井全井段取心，资料条件较好。本次利用代表研究区储层的孔隙模型开展气驱水岩心相渗实验及储气库多周期注采模拟实验，分析储气库周期注采运行过程中的气水两相渗流及分布特征，研究储气库运行过程中影响储集空间流体动用效果的影响因素。

3.1 气驱水相渗特征

单次气驱水过程中，利用实验数据绘制气水相对渗透率曲线如图3所示，驱替至束缚水状态记录束缚水饱和度及束缚水下的气相相对渗透率。实验结果显示，曲线形态呈现孔隙型介质渗流特征，随着含气饱和度增加，气相相对渗透率增加，气相渗流能力增强，而水相相对渗透率随含水饱和度增加，前期上升缓慢，后期上升加快。

图3 单次气驱水相对渗透率曲线图

孔隙介质系统相渗曲线共渗区间较宽，随着含水饱和度增加，相对渗透率逐步增加。地层岩石孔隙沟通渗流能力越强，共渗区间越宽，共渗点渗透率越高，气相相对渗透率也越高。

3.2 多周期注采岩心渗流特征

针对气藏储气库的多周期运行特点，从仿真模拟研究角度出发，模拟储气库建库及运行过程，研究储气库多周期运行过程中孔隙空间的动用特征。实验模拟储气库的成藏模拟、衰竭开采和多周期注采运行过程，分析多周期注采运行过程中建库孔隙空间的动用效果及其影响因素。实验用水选用研究区的模拟地层水，实验用气为氮气，选取ZB46井天然岩心样品作为储层模型，代表地下储气库建库储层储集空间。根据行业标准《砂岩气藏型储气库库容参数设计方法》［18］中的描述，气藏开发及储气库运行过程中储气库剖面简化成4 带4 界面，即纯气带、气驱纯气带、过渡带、水淹带。

根据实验模拟结果（图4）可知，建库前纯气带含气空间动用效率保持在89%；气驱纯气带含气空间动用率从50%逐步增加至60%；气水过渡带含气空间动用率从48%缓慢降低至40%。说明气水过渡带是储气库空间动用效果变差的主要区域，而气驱纯气带是储气库空间有效动用增加的主要区域，为动用优势区。

图4 储气库多周期注采模拟含气空间动用率图

两项实验结果显示，气藏裂缝网络沟通能力较强，为储气库的主要渗流通道，裂缝—孔隙型相渗特征稳定，岩样孔隙型相渗滞后效应显著，气驱纯气带受膨胀携液作用的影响，储气空间增加，而气水过渡带受气水互锁影响，气相渗流及动用率降低。

4 建库水侵影响及有效库容空间评价

4.1 气藏数值模拟

根据中坝气田须二段气藏的地质、测井等资料建立了精细三维地质模型，并在此基础上开展数值模拟（图5）。本次使用CMG 数值模拟软件，基于中坝气田须二段气藏类型、储层特征及渗流机理，根据研究区块几何形态，选用三维两相气水双重介质模拟模型［19］。

图5 中坝须二段构造层面模型图

研究工区原始地层压力为27.25 MPa，在模拟进行前，采用平衡法初始化，同时将气水界面设置在-2 200 m。基于岩心相渗实验数据，确定数值模拟模型的基础参数。同时完成储量拟合、全区生产历史拟合、单井生产历史拟合，总体上拟合精度达到了85%，拟合较为成功，由此认为采用数值模拟开展相关研究是可信的。

4.2 建库水侵影响评价

中坝须二段为边水气藏，水体存在于气藏东北部ZB22-1井至ZB35井附近，向气藏西南部侵入。受构造和岩性复合控制，边水与外界不连通，动态上表现出水体不活跃。通过气藏水侵强度、水侵量、水驱指数等参数计算，认为气藏整体呈弱水驱，边底水为次活跃状态。根据现有资料分析可知，开发过程中水体特征认识清楚，治水效果好，气藏采出程度高，目前仍有10 口纯气井。微观岩心实验结果证实储层水侵前后含气孔隙空间动用相对稳定。数值模拟结果显示，截止到拟合期末，累计水侵量为892.02×104m3，随着开采的不断进行，地层压力不断降低，水侵速度逐渐加快，在1980 年达到峰值，后期水侵速度整体呈下降趋势，目前的年水侵量为6.19 × 104m3（图6）。建库区水侵孔隙体积仅占3.13%，建库注采运行后，水侵面积会进一步缩小。综合各项研究认为，在中坝气田须二段气藏改建储气库后，地层水不会对储气库的库容和调峰能力造成大的影响。

图6 水侵量随时间变化图

4.3 有效库容空间评价

1）建库区域

中坝主体构造与南北低渗透带连通性较差，且28 口投产井中，北部仅ZB25（已封堵）、ZB27（间开小产）两口投产井，累计产气量不足气藏的1%；同时主体构造内27 口生产井的累计产气量达107.33×108m3，单井累计产气量平均为3.89×108m3，目前仍有10 口纯气井，开发效果较好。基于中坝须二段实际动态特征认识成果，在平面上将储气库分为南北低渗透区、纯气区、气水过渡区和水淹带。在气藏开发过程中，地层水或边水侵入后占据了一定的孔隙空间，从而减少了可动含气孔隙体积，建库后多周期运行过程中水淹带的主要对象仍然是以大孔道为主，微细孔道难以有效驱替，有效供气半径减小，从而降低了注采井网对砂体的控制程度，使得部分气体不能及时动用［20］。由于地层水侵入将占据一部分孔隙体积，水锁形成的封闭气难以动用，储层非均质性和注采井网对砂体的控制程度将导致一部分孔隙不能及时动用，从而减小了可动含气孔隙体积。结合多周期注采模拟实验结果，实际建库过程中平面上还应扣除水淹带，因此初步优选中坝潜伏构造纯气区和气水过渡区为储气库建库范围（图7）。

图7 中坝气田须二段气藏储气库分区示意图

2）有效库容空间评价

对于弱—中等水侵气藏建库，以原始含气孔隙体积为基准，扣除建库储层不同区带储层物性及非均质性、边底水侵入、储层敏感性等因素对建库有效孔隙体积的影响，得到某运行压力下建库的有效孔隙体积。

本次数值模拟将须二段划分为10 个小层，其中须二下亚段为1～4 小层，须二上亚段为5～10 小层。结合数值模拟研究及室内实验结果，纵向上将建库主体层位确定为须二上亚段。具体理由如下：统计气井进入须二段深度与测试产量的关系可知（图8），测试产量大的单井主要集中在进入须二段0～100 m的气井，因此证实须二段的主要储集空间在须二段的上部。

图8 各井下入须二段深度与测试产量的关系图

根据中坝气田须二段气藏历史拟合结果得到中坝气田须二段气藏各小层的孔隙空间分布，须二段的储量也主要分布在须二上亚段。最终结合数值模拟纯气区与气水过渡区须二上亚段的含气孔隙体积确定储气库原始地层压力下的建库区域有效库容空间为106.80×108m3。

5 结论

1）气藏主体区具统一压力系统，连通性较好，与南、北低渗透带连通性较差，区域内断层及盖托层封闭性较好，须二段储层连续且厚度较大，具备改建储气库的地质条件。

2）气藏主体区局部存在水侵，但水侵影响较小，对气藏储集空间影响不明显，在气藏改建储气库后，地层水不会对储气库的库容和调峰能力造成大的影响。

3）气藏主体区储渗条件较优，建库区储层含气空间动用率仍可保持在较高水平，多周期注采运行时含气孔隙空间占比较高且动用相对稳定。

4）结合气藏工程和数值模拟综合确定建库可动区域为纯气区和气水过渡区，建库主体层位为须二上亚段，扣除水淹后不可动用空间，综合计算原始地层压力27.25 MPa 下的建库区域有效库容空间为106.80×108m3。