岩性气藏型储气库封闭性评价技术研究——以长庆靖边气田SH224储气库区为例

陈凤喜，闫志强，伍 勇，夏 勇，游良容

(1.长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018;2.长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018;3.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018)

长庆气区位于我国天然气集输枢纽位置，对保障国家能源安全和冬季调峰供气有十分重要的作用［1－3］。按照中国石油天然气股份有限公司 (简称CNPC)的战略部署［4］，长庆油田要建设成为CNPC国内最大的天然气地下储气库 (简称储气库)，发挥重要的天然气市场调峰补气作用［5］。为进一步发挥供气枢纽作用，长庆气区于2010年开展了储气库库址评价及设计工作。储气库封闭性评价是储气库建设的重要前提，对库容量、注采井数等储气库指标评价及井位部署具有重要的决定意义。

国内外已建的储气库多为构造圈闭，易满足储气库封闭性的要求，而长庆气区多为岩性气藏圈闭，圈闭边界不明确，国内外尚无该类气藏储气库建设成功的先例。本文综合地震、地质与生产动态分析技术，应用大量生产动态数据及实验数据，多学科综合开展岩性气藏储气库盖层、底板及侧向封闭性评价，形成了岩性气藏型储气库封闭性论证方法和技术流程，为长庆气区岩性气藏储气库方案编制及储气库建设提供了技术支持。

SH224储气库区位于长庆气区靖边气田中区西部 (图1)，含气面积为19.88km2，区内完钻探井开发井共6口，地质储量为16.20×108m3，可采储量为10.36×108m3，平均气藏埋藏深度为3470m。区域构造属陕北斜坡，地层平缓，局部构造不发育，以大型地层—岩性圈闭气藏为主。气层岩性主要为泥岩—细粉晶云岩，主力储层段马五1平均有效厚度为7.6m，平均孔隙度为6.1%，平均基质渗透率为1.174mD，平均原始地层压力为30.4MPa，目前单井日均产气4.1×104m3，累计产气2.2×108m3，地层压力为10.4MPa，采出程度为64.7%。

图1 长庆气区SH224储气库区位置示意图Fig.1 Location of SH224 UGS in Changqing Gas Field

储气库的封闭强度取决于四周的封闭条件。对国内外储气库封闭性评价方法的调研发现［6－7］，封闭性评价要素主要包括储气库盖层与底板的封堵性评价、断层封堵性评价、致密岩性封堵性评价和油水边界封堵性评价4个方面。长庆靖边气田圈闭类型为典型的地层—岩性圈闭，储层为大面积展布的奥陶系马家沟组马五段溶蚀孔洞白云岩，储层顶面构造为一西倾单斜，上部有石炭系本溪组铝土质泥岩作为盖层，下部有奥陶系马五3—马五5区域稳定分布的泥晶灰岩作为底板，侧向上倾方向有古地貌沟槽充填石炭系泥岩封闭及致密层遮挡封闭，无构造、断层等明显边界 (图2)。

图2 靖边气田储盖组合剖面示意图Fig.2 Section of reservoir－cap rock in Jingbian Gas Field

针对上述特点，确定岩性气藏型储气库封闭性评价包括纵向封闭性和横向封闭性评价两方面。其中纵向封闭性包括气藏盖层、底板的封闭性;横向封闭性，即致密岩性及沟槽的侧向封闭性。

1 纵向封闭性评价

纵向封闭性评价包括盖层与底板的封闭性评价。储气库盖层是指与储层上部直接接触的地层，与储层下部直接接触的地层称为底板。底板与盖层作用相同，其评价方法也基本相同。盖层的封盖强度决定着储气库上部的封闭性，底板的封盖强度决定着储气库下部的封闭性，主要评价方法包括宏观封闭性评价法和微观封闭性评价法等。

1.1 宏观封闭性评价

1.1.1 储盖组合关系评价

应用研究区钻井、录井、测井和岩心分析化验等资料进行井间地层对比和划分，依据地层层序和岩性、电性等建立储气库区域的综合柱状图，表示区内地层层序、厚度、岩性变化及接触关系等。在综合柱状图上明确建库层位的地层、上覆直接接触的地层、下伏直接接触的地层及其接触关系和地层厚度。通常盖层和底板应属于致密岩性地层，且具备一定的厚度和平面分布范围，才有基本的封盖条件。储层属于孔隙性或裂缝性地层，具备中孔隙度、中渗透率 (气藏标准)的储层物性，一定的厚度和平面分布范围。综合柱状图上呈现完整的盖层—储层—底板地层组合关系，认为具备了初步的建储气库地层条件。

SH224储气库发育多套储层，以马五13储层最发育，物性好，分布稳定;直接盖层为石炭系本溪组铝土质泥岩，间接盖层为太原组、本溪组泥岩、石灰岩和粉砂质泥岩;底板为马五3泥质云岩和云质灰岩、云质泥岩;圈闭类型为地层—岩性圈闭，具备了建库所需的初步纵向地层储盖条件。

1.1.2 单井厚度评价

统计单井盖层和底板的厚度，绘制盖层或底板单井厚度柱状图，显示单井盖层或底板的厚度范围，尤其需准确统计盖层或底板最薄的井号、厚度，这是储气库最容易泄漏的部位，也是评价储气库盖层或底板封闭性的关键数据。统计盖层或底板不同厚度的单井出现频次，绘制盖层或底板单井厚度频次图，显示盖层或底板不同厚度的单井数量分布，频数高，表明对应厚度井的数量多。通常认为，盖层和底板地层属于致密岩性地层，厚度大于10m的致密岩性地层具备基本的封盖条件。

SH224储气库区单井盖层厚度为40.0～81.4m，平均为59.6m，库区内3口井盖层厚度分别为48.4m、46.0m和46.2m;单井盖层厚度为40～50m的井频数最高。单井底板厚度为16.2～30.2m，平均为25.7m，库区内3口井底板厚度分别为25.8m、26.8m和26.0m;单井底板厚度为25～30m的井频数最高。综合认为，SH224储气库具备基本的封盖条件。

1.1.3 盖层和底板空间展布评价

利用井间地层对比描述盖层和底板的空间分布特征，即平面分布范围和纵向地层厚度。绘制不同位置、不同井点的多条地层剖面和厚度分布图，反映储气库区盖层和底板的平面分布形态、厚度分布关系和厚度，尤其重点描述最薄盖层或底板所在位置和厚度，这是储气库的相对薄弱点。

SH224储气库上覆盖层为太原组和本溪组泥岩、石灰岩和粉砂质泥岩，底板为马五3泥质云岩、云质泥岩和石灰岩，横向分布广、单层厚度大，构成该区良好的区域封盖层和封隔性底板 (图3)。

1.2 微观封闭性评价

致密岩性地层对天然气的封盖机理主要是毛细管压力封闭，其封堵能力主要取决于岩性地层在饱和水条件下对天然气的突破压力。选择有代表性的储气库区盖层和底板岩石样品，应用岩石毛细管压力测定仪测定岩石孔隙结构参数和气体运移参数，微观封闭性评价要素包括孔隙度、渗透率、突破压力、扩散系数等。

孔隙度与突破压力成反比，即孔隙度越小，突破压力越大;岩石越致密，封堵能力越强。

通过模拟实验研究发现，突破压力主要受控于渗透率，随渗透率的减小而增大，即岩石越致密 (渗透率越小)，所需突破压力越大，封堵能力越强。

将储气库区盖层和底板岩样置于模拟地层条件 (围压、温度)下，逐渐增加进口端的实验压力，排替岩样中的饱和流体，出口端见到气体逸出时，测得岩样进口端压力即为突破压力。一般认为突破压力小于0.5MPa时，盖层不具封堵性。

综合国内盖层封闭性研究结果，提出了储气库盖层封闭性评价标准 (表1)。

靖边气田SC1井盖层封闭实验结果表明，盖层泥岩封闭能力很强，孔隙度仅为1.14%，渗透率为3.2×10－6mD，在饱含煤油时14MPa压力41小时未突破，饱含盐水在同等压力下30小时亦未突破，表明其封闭能力良好 (表2)。

表2 SC1井上古生界泥岩的气体突破实验数据表Table 2 Gas breakthrough lab data of Upper Paleozoic mudstone in SC1 gas well

2 横向封闭性评价

岩性气藏储气库横向封闭性一般包括致密岩性边界及流体边界的封闭性。长庆气区靖边气田属地层—岩性圈闭，古地貌沟槽发育，无边底水，因此横向封闭性包括致密岩性边界封闭评价及沟槽封闭评价。

2.1 致密岩性边界封闭性评价

致密岩性边界是指储层岩性横向发生变化，四周或上倾方向被非渗透性岩层遮挡。评价储气库致密岩性边界的重点是评价致密岩层的空间分布形态与岩层的致密程度，若岩性为低渗透致密岩石，且位于储气库的边界部位，则此部位为致密岩性封闭的储气库边界。评价方法包括岩性微观评价法和岩石空间形态评价法、动态评价法等。

2.1.1 岩性微观评价法

致密岩性封闭性类似于盖层致密岩性的性质，因此对盖层的“微观评价法”完全适用于对致密岩性边界的微观评价。

2.1.2 岩石空间形态评价法

岩石空间形态评价法包括致密岩层空间展布与井间分布特征描述、边界描述及井间动态分析等。利用钻井、录井、测井等资料绘制不同方向的气藏剖面图、地层对比图等，描述致密岩层的空间展布形态、产状、厚度变化、地层接触关系等，评价储气库的封闭特征。

从SH224储气库区气藏剖面图可以看出，库区西部、南部及西北、东南部马五1+2储层部分剥蚀，厚度变薄，残余储层溶蚀孔洞多被盐岩、膏质和方解石充填，岩性致密，对气藏起区域性岩性遮挡作用。库区西部A23－1井—A23－2井 (图4)、北部 A22－2井—A22－3井—SH224井 (图5)、东南部A23－2井—A23－3井 (图4)存在岩性致密带构成致密岩性边界。

图4 SH224储气库区A23－1井—A23－2井—A23－3井气藏剖面图Fig.4 Gas reservoir section of Well A23－1—A23－2—A23－3 in SH224 UGS

图5 SH224储气库区A22－2井—A23－2井—SH224井气藏剖面图Fig.5 Gas reservoir section of Well A22－2—A23－2—SH224 in SH224 UGS

2.1.3 动态评价法

利用单井目的层动态资料，如流体性质、产量压力等进行井间连通性判断，包括单井流体性质分析、单井压力系统分析、井间干扰试井及探边测试。若两井流体性质相近、物理化学指标相近，可能为同一连通体系;若两井原始压力相近，尤其是生产动态压力变化规律相同，可能为同一连通体系;选取渗透区的井点进行压力波动干扰，观察非渗透区的井点压力变化，若压力无变化，表明井间不连通;利用不稳定试井进行探边测试，若边界距离小于井间距离，则存在断层封闭或致密岩性分隔。

对SH224井区直井关井压力恢复进行分析，2012年2—4月对A23－2井关井46天，套压升高0.8MPa，2013年5—7月关井51天，套压几乎没有升高。说明A23－2井压力恢复速度缓慢，恢复程度低，供气范围有限。

对库区内3口井 (A22－3井、A23－2井和SH224井)及库区外两口井 (A19－4井和A20－4井)进行关井测压，绘制目前地层压力梯度图(图6)，可以看出，库区3口井线性基本重合、关系良好，库区内外部明显不属于一个压力系统，之间可能存在边界或致密带。

图6 SH224井区5口井目前地层压力梯度图Fig.6 Present reservoir pressure gradient of five wells in SH224 well block

2.2 沟槽遮挡评价

古地貌侵蚀沟槽是靖边气田岩性圈闭的重要组成部分。利用地震勘探数据描述沟槽分布特征;以钻井资料为依据，结合测井、录井资料进行综合精细描述，预测沟槽空间展布［8－10］。

预测SH224井区北部及东北部马五1+2地层被全部剥蚀，形成侵蚀沟槽，石炭系泥岩充填于其中形成地层遮挡 (图7)。

图7 SH224井区地震常规剖面 (a)和地震预测沟槽展布 (b)图Fig.7 Conventional seismic section and seismic canyon distribution of SH224 well block

3 结束语

3.1 储气库封闭性综合评价

综上所述，SH224储气库区具有如下特点:(1)盖层、底板发育，岩性致密，分布稳定，纵向上具有较好的封闭能力。

(2)库区北部及东北部马五1+2储层被侵蚀沟槽分割，石炭系泥岩充填其中形成古地貌遮挡。

(3)西部、南部及东南部储层致密，构成了气藏有效的致密岩性遮挡。

(4)动态密封性评价表明库区边界存在致密岩性封堵。

综合评价SH224储气库区储层封闭性较好，具备建设储气库的封闭条件。

3.2 储气库建设的意义

(1)综合运用气藏精细描述、突破压力实验、生产动态分析等技术手段，提出了无构造、断层等明显边界情况下，岩性气藏储气库封闭性论证的方法及流程，建立了新的岩性气藏型储气库封闭性评价技术和盖层封闭性评价标准。

(2)评价了SH224岩性气藏储气库的封闭性，开创了低渗透岩性气藏储气库建设的先河，对国内外同类型气藏储气库建设也具有借鉴意义。

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