陳鳳喜，閆志強(qiáng)，伍 勇，夏 勇，游良容

(1.長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018;2.長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018;3.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710018)

長慶氣區(qū)位于我國天然氣集輸樞紐位置，對(duì)保障國家能源安全和冬季調(diào)峰供氣有十分重要的作用［1－3］。按照中國石油天然氣股份有限公司 (簡(jiǎn)稱CNPC)的戰(zhàn)略部署［4］，長慶油田要建設(shè)成為CNPC國內(nèi)最大的天然氣地下儲(chǔ)氣庫 (簡(jiǎn)稱儲(chǔ)氣庫)，發(fā)揮重要的天然氣市場(chǎng)調(diào)峰補(bǔ)氣作用［5］。為進(jìn)一步發(fā)揮供氣樞紐作用，長慶氣區(qū)于2010年開展了儲(chǔ)氣庫庫址評(píng)價(jià)及設(shè)計(jì)工作。儲(chǔ)氣庫封閉性評(píng)價(jià)是儲(chǔ)氣庫建設(shè)的重要前提，對(duì)庫容量、注采井?dāng)?shù)等儲(chǔ)氣庫指標(biāo)評(píng)價(jià)及井位部署具有重要的決定意義。

國內(nèi)外已建的儲(chǔ)氣庫多為構(gòu)造圈閉，易滿足儲(chǔ)氣庫封閉性的要求，而長慶氣區(qū)多為巖性氣藏圈閉，圈閉邊界不明確，國內(nèi)外尚無該類氣藏儲(chǔ)氣庫建設(shè)成功的先例。本文綜合地震、地質(zhì)與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析技術(shù)，應(yīng)用大量生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)及實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，多學(xué)科綜合開展巖性氣藏儲(chǔ)氣庫蓋層、底板及側(cè)向封閉性評(píng)價(jià)，形成了巖性氣藏型儲(chǔ)氣庫封閉性論證方法和技術(shù)流程，為長慶氣區(qū)巖性氣藏儲(chǔ)氣庫方案編制及儲(chǔ)氣庫建設(shè)提供了技術(shù)支持。

SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)位于長慶氣區(qū)靖邊氣田中區(qū)西部 (圖1)，含氣面積為19.88km2，區(qū)內(nèi)完鉆探井開發(fā)井共6口，地質(zhì)儲(chǔ)量為16.20×108m3，可采儲(chǔ)量為10.36×108m3，平均氣藏埋藏深度為3470m。區(qū)域構(gòu)造屬陜北斜坡，地層平緩，局部構(gòu)造不發(fā)育，以大型地層—巖性圈閉氣藏為主。氣層巖性主要為泥巖—細(xì)粉晶云巖，主力儲(chǔ)層段馬五1平均有效厚度為7.6m，平均孔隙度為6.1%，平均基質(zhì)滲透率為1.174mD，平均原始地層壓力為30.4MPa，目前單井日均產(chǎn)氣4.1×104m3，累計(jì)產(chǎn)氣2.2×108m3，地層壓力為10.4MPa，采出程度為64.7%。

圖1 長慶氣區(qū)SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)位置示意圖Fig.1 Location of SH224 UGS in Changqing Gas Field

儲(chǔ)氣庫的封閉強(qiáng)度取決于四周的封閉條件。對(duì)國內(nèi)外儲(chǔ)氣庫封閉性評(píng)價(jià)方法的調(diào)研發(fā)現(xiàn)［6－7］，封閉性評(píng)價(jià)要素主要包括儲(chǔ)氣庫蓋層與底板的封堵性評(píng)價(jià)、斷層封堵性評(píng)價(jià)、致密巖性封堵性評(píng)價(jià)和油水邊界封堵性評(píng)價(jià)4個(gè)方面。長慶靖邊氣田圈閉類型為典型的地層—巖性圈閉，儲(chǔ)層為大面積展布的奧陶系馬家溝組馬五段溶蝕孔洞白云巖，儲(chǔ)層頂面構(gòu)造為一西傾單斜，上部有石炭系本溪組鋁土質(zhì)泥巖作為蓋層，下部有奧陶系馬五3—馬五5區(qū)域穩(wěn)定分布的泥晶灰?guī)r作為底板，側(cè)向上傾方向有古地貌溝槽充填石炭系泥巖封閉及致密層遮擋封閉，無構(gòu)造、斷層等明顯邊界 (圖2)。

圖2 靖邊氣田儲(chǔ)蓋組合剖面示意圖Fig.2 Section of reservoir－cap rock in Jingbian Gas Field

針對(duì)上述特點(diǎn)，確定巖性氣藏型儲(chǔ)氣庫封閉性評(píng)價(jià)包括縱向封閉性和橫向封閉性評(píng)價(jià)兩方面。其中縱向封閉性包括氣藏蓋層、底板的封閉性;橫向封閉性，即致密巖性及溝槽的側(cè)向封閉性。

1 縱向封閉性評(píng)價(jià)

縱向封閉性評(píng)價(jià)包括蓋層與底板的封閉性評(píng)價(jià)。儲(chǔ)氣庫蓋層是指與儲(chǔ)層上部直接接觸的地層，與儲(chǔ)層下部直接接觸的地層稱為底板。底板與蓋層作用相同，其評(píng)價(jià)方法也基本相同。蓋層的封蓋強(qiáng)度決定著儲(chǔ)氣庫上部的封閉性，底板的封蓋強(qiáng)度決定著儲(chǔ)氣庫下部的封閉性，主要評(píng)價(jià)方法包括宏觀封閉性評(píng)價(jià)法和微觀封閉性評(píng)價(jià)法等。

1.1 宏觀封閉性評(píng)價(jià)

1.1.1 儲(chǔ)蓋組合關(guān)系評(píng)價(jià)

應(yīng)用研究區(qū)鉆井、錄井、測(cè)井和巖心分析化驗(yàn)等資料進(jìn)行井間地層對(duì)比和劃分，依據(jù)地層層序和巖性、電性等建立儲(chǔ)氣庫區(qū)域的綜合柱狀圖，表示區(qū)內(nèi)地層層序、厚度、巖性變化及接觸關(guān)系等。在綜合柱狀圖上明確建庫層位的地層、上覆直接接觸的地層、下伏直接接觸的地層及其接觸關(guān)系和地層厚度。通常蓋層和底板應(yīng)屬于致密巖性地層，且具備一定的厚度和平面分布范圍，才有基本的封蓋條件。儲(chǔ)層屬于孔隙性或裂縫性地層，具備中孔隙度、中滲透率 (氣藏標(biāo)準(zhǔn))的儲(chǔ)層物性，一定的厚度和平面分布范圍。綜合柱狀圖上呈現(xiàn)完整的蓋層—儲(chǔ)層—底板地層組合關(guān)系，認(rèn)為具備了初步的建儲(chǔ)氣庫地層條件。

SH224儲(chǔ)氣庫發(fā)育多套儲(chǔ)層，以馬五13儲(chǔ)層最發(fā)育，物性好，分布穩(wěn)定;直接蓋層為石炭系本溪組鋁土質(zhì)泥巖，間接蓋層為太原組、本溪組泥巖、石灰?guī)r和粉砂質(zhì)泥巖;底板為馬五3泥質(zhì)云巖和云質(zhì)灰?guī)r、云質(zhì)泥巖;圈閉類型為地層—巖性圈閉，具備了建庫所需的初步縱向地層儲(chǔ)蓋條件。

1.1.2 單井厚度評(píng)價(jià)

統(tǒng)計(jì)單井蓋層和底板的厚度，繪制蓋層或底板單井厚度柱狀圖，顯示單井蓋層或底板的厚度范圍，尤其需準(zhǔn)確統(tǒng)計(jì)蓋層或底板最薄的井號(hào)、厚度，這是儲(chǔ)氣庫最容易泄漏的部位，也是評(píng)價(jià)儲(chǔ)氣庫蓋層或底板封閉性的關(guān)鍵數(shù)據(jù)。統(tǒng)計(jì)蓋層或底板不同厚度的單井出現(xiàn)頻次，繪制蓋層或底板單井厚度頻次圖，顯示蓋層或底板不同厚度的單井?dāng)?shù)量分布，頻數(shù)高，表明對(duì)應(yīng)厚度井的數(shù)量多。通常認(rèn)為，蓋層和底板地層屬于致密巖性地層，厚度大于10m的致密巖性地層具備基本的封蓋條件。

SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)單井蓋層厚度為40.0～81.4m，平均為59.6m，庫區(qū)內(nèi)3口井蓋層厚度分別為48.4m、46.0m和46.2m;單井蓋層厚度為40～50m的井頻數(shù)最高。單井底板厚度為16.2～30.2m，平均為25.7m，庫區(qū)內(nèi)3口井底板厚度分別為25.8m、26.8m和26.0m;單井底板厚度為25～30m的井頻數(shù)最高。綜合認(rèn)為，SH224儲(chǔ)氣庫具備基本的封蓋條件。

1.1.3 蓋層和底板空間展布評(píng)價(jià)

利用井間地層對(duì)比描述蓋層和底板的空間分布特征，即平面分布范圍和縱向地層厚度。繪制不同位置、不同井點(diǎn)的多條地層剖面和厚度分布圖，反映儲(chǔ)氣庫區(qū)蓋層和底板的平面分布形態(tài)、厚度分布關(guān)系和厚度，尤其重點(diǎn)描述最薄蓋層或底板所在位置和厚度，這是儲(chǔ)氣庫的相對(duì)薄弱點(diǎn)。

SH224儲(chǔ)氣庫上覆蓋層為太原組和本溪組泥巖、石灰?guī)r和粉砂質(zhì)泥巖，底板為馬五3泥質(zhì)云巖、云質(zhì)泥巖和石灰?guī)r，橫向分布廣、單層厚度大，構(gòu)成該區(qū)良好的區(qū)域封蓋層和封隔性底板 (圖3)。

1.2 微觀封閉性評(píng)價(jià)

致密巖性地層對(duì)天然氣的封蓋機(jī)理主要是毛細(xì)管壓力封閉，其封堵能力主要取決于巖性地層在飽和水條件下對(duì)天然氣的突破壓力。選擇有代表性的儲(chǔ)氣庫區(qū)蓋層和底板巖石樣品，應(yīng)用巖石毛細(xì)管壓力測(cè)定儀測(cè)定巖石孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)和氣體運(yùn)移參數(shù)，微觀封閉性評(píng)價(jià)要素包括孔隙度、滲透率、突破壓力、擴(kuò)散系數(shù)等。

孔隙度與突破壓力成反比，即孔隙度越小，突破壓力越大;巖石越致密，封堵能力越強(qiáng)。

通過模擬實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，突破壓力主要受控于滲透率，隨滲透率的減小而增大，即巖石越致密 (滲透率越小)，所需突破壓力越大，封堵能力越強(qiáng)。

將儲(chǔ)氣庫區(qū)蓋層和底板巖樣置于模擬地層條件 (圍壓、溫度)下，逐漸增加進(jìn)口端的實(shí)驗(yàn)壓力，排替巖樣中的飽和流體，出口端見到氣體逸出時(shí)，測(cè)得巖樣進(jìn)口端壓力即為突破壓力。一般認(rèn)為突破壓力小于0.5MPa時(shí)，蓋層不具封堵性。

綜合國內(nèi)蓋層封閉性研究結(jié)果，提出了儲(chǔ)氣庫蓋層封閉性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn) (表1)。

靖邊氣田SC1井蓋層封閉實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，蓋層泥巖封閉能力很強(qiáng)，孔隙度僅為1.14%，滲透率為3.2×10－6mD，在飽含煤油時(shí)14MPa壓力41小時(shí)未突破，飽含鹽水在同等壓力下30小時(shí)亦未突破，表明其封閉能力良好 (表2)。

表2 SC1井上古生界泥巖的氣體突破實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表Table 2 Gas breakthrough lab data of Upper Paleozoic mudstone in SC1 gas well

2 橫向封閉性評(píng)價(jià)

巖性氣藏儲(chǔ)氣庫橫向封閉性一般包括致密巖性邊界及流體邊界的封閉性。長慶氣區(qū)靖邊氣田屬地層—巖性圈閉，古地貌溝槽發(fā)育，無邊底水，因此橫向封閉性包括致密巖性邊界封閉評(píng)價(jià)及溝槽封閉評(píng)價(jià)。

2.1 致密巖性邊界封閉性評(píng)價(jià)

致密巖性邊界是指儲(chǔ)層巖性橫向發(fā)生變化，四周或上傾方向被非滲透性巖層遮擋。評(píng)價(jià)儲(chǔ)氣庫致密巖性邊界的重點(diǎn)是評(píng)價(jià)致密巖層的空間分布形態(tài)與巖層的致密程度，若巖性為低滲透致密巖石，且位于儲(chǔ)氣庫的邊界部位，則此部位為致密巖性封閉的儲(chǔ)氣庫邊界。評(píng)價(jià)方法包括巖性微觀評(píng)價(jià)法和巖石空間形態(tài)評(píng)價(jià)法、動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)法等。

2.1.1 巖性微觀評(píng)價(jià)法

致密巖性封閉性類似于蓋層致密巖性的性質(zhì)，因此對(duì)蓋層的“微觀評(píng)價(jià)法”完全適用于對(duì)致密巖性邊界的微觀評(píng)價(jià)。

2.1.2 巖石空間形態(tài)評(píng)價(jià)法

巖石空間形態(tài)評(píng)價(jià)法包括致密巖層空間展布與井間分布特征描述、邊界描述及井間動(dòng)態(tài)分析等。利用鉆井、錄井、測(cè)井等資料繪制不同方向的氣藏剖面圖、地層對(duì)比圖等，描述致密巖層的空間展布形態(tài)、產(chǎn)狀、厚度變化、地層接觸關(guān)系等，評(píng)價(jià)儲(chǔ)氣庫的封閉特征。

從SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)氣藏剖面圖可以看出，庫區(qū)西部、南部及西北、東南部馬五1+2儲(chǔ)層部分剝蝕，厚度變薄，殘余儲(chǔ)層溶蝕孔洞多被鹽巖、膏質(zhì)和方解石充填，巖性致密，對(duì)氣藏起區(qū)域性巖性遮擋作用。庫區(qū)西部A23－1井—A23－2井 (圖4)、北部 A22－2井—A22－3井—SH224井 (圖5)、東南部A23－2井—A23－3井 (圖4)存在巖性致密帶構(gòu)成致密巖性邊界。

圖4 SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)A23－1井—A23－2井—A23－3井氣藏剖面圖Fig.4 Gas reservoir section of Well A23－1—A23－2—A23－3 in SH224 UGS

圖5 SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)A22－2井—A23－2井—SH224井氣藏剖面圖Fig.5 Gas reservoir section of Well A22－2—A23－2—SH224 in SH224 UGS

2.1.3 動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)法

利用單井目的層動(dòng)態(tài)資料，如流體性質(zhì)、產(chǎn)量壓力等進(jìn)行井間連通性判斷，包括單井流體性質(zhì)分析、單井壓力系統(tǒng)分析、井間干擾試井及探邊測(cè)試。若兩井流體性質(zhì)相近、物理化學(xué)指標(biāo)相近，可能為同一連通體系;若兩井原始?jí)毫ο嘟?，尤其是生產(chǎn)動(dòng)態(tài)壓力變化規(guī)律相同，可能為同一連通體系;選取滲透區(qū)的井點(diǎn)進(jìn)行壓力波動(dòng)干擾，觀察非滲透區(qū)的井點(diǎn)壓力變化，若壓力無變化，表明井間不連通;利用不穩(wěn)定試井進(jìn)行探邊測(cè)試，若邊界距離小于井間距離，則存在斷層封閉或致密巖性分隔。

對(duì)SH224井區(qū)直井關(guān)井壓力恢復(fù)進(jìn)行分析，2012年2—4月對(duì)A23－2井關(guān)井46天，套壓升高0.8MPa，2013年5—7月關(guān)井51天，套壓幾乎沒有升高。說明A23－2井壓力恢復(fù)速度緩慢，恢復(fù)程度低，供氣范圍有限。

對(duì)庫區(qū)內(nèi)3口井 (A22－3井、A23－2井和SH224井)及庫區(qū)外兩口井 (A19－4井和A20－4井)進(jìn)行關(guān)井測(cè)壓，繪制目前地層壓力梯度圖(圖6)，可以看出，庫區(qū)3口井線性基本重合、關(guān)系良好，庫區(qū)內(nèi)外部明顯不屬于一個(gè)壓力系統(tǒng)，之間可能存在邊界或致密帶。

圖6 SH224井區(qū)5口井目前地層壓力梯度圖Fig.6 Present reservoir pressure gradient of five wells in SH224 well block

2.2 溝槽遮擋評(píng)價(jià)

古地貌侵蝕溝槽是靖邊氣田巖性圈閉的重要組成部分。利用地震勘探數(shù)據(jù)描述溝槽分布特征;以鉆井資料為依據(jù)，結(jié)合測(cè)井、錄井資料進(jìn)行綜合精細(xì)描述，預(yù)測(cè)溝槽空間展布［8－10］。

預(yù)測(cè)SH224井區(qū)北部及東北部馬五1+2地層被全部剝蝕，形成侵蝕溝槽，石炭系泥巖充填于其中形成地層遮擋 (圖7)。

圖7 SH224井區(qū)地震常規(guī)剖面 (a)和地震預(yù)測(cè)溝槽展布 (b)圖Fig.7 Conventional seismic section and seismic canyon distribution of SH224 well block

3 結(jié)束語

3.1 儲(chǔ)氣庫封閉性綜合評(píng)價(jià)

綜上所述，SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)具有如下特點(diǎn):(1)蓋層、底板發(fā)育，巖性致密，分布穩(wěn)定，縱向上具有較好的封閉能力。

(2)庫區(qū)北部及東北部馬五1+2儲(chǔ)層被侵蝕溝槽分割，石炭系泥巖充填其中形成古地貌遮擋。

(3)西部、南部及東南部儲(chǔ)層致密，構(gòu)成了氣藏有效的致密巖性遮擋。

(4)動(dòng)態(tài)密封性評(píng)價(jià)表明庫區(qū)邊界存在致密巖性封堵。

綜合評(píng)價(jià)SH224儲(chǔ)氣庫區(qū)儲(chǔ)層封閉性較好，具備建設(shè)儲(chǔ)氣庫的封閉條件。

3.2 儲(chǔ)氣庫建設(shè)的意義

(1)綜合運(yùn)用氣藏精細(xì)描述、突破壓力實(shí)驗(yàn)、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析等技術(shù)手段，提出了無構(gòu)造、斷層等明顯邊界情況下，巖性氣藏儲(chǔ)氣庫封閉性論證的方法及流程，建立了新的巖性氣藏型儲(chǔ)氣庫封閉性評(píng)價(jià)技術(shù)和蓋層封閉性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

(2)評(píng)價(jià)了SH224巖性氣藏儲(chǔ)氣庫的封閉性，開創(chuàng)了低滲透巖性氣藏儲(chǔ)氣庫建設(shè)的先河，對(duì)國內(nèi)外同類型氣藏儲(chǔ)氣庫建設(shè)也具有借鑒意義。

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