复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法.pdf
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1、第 43 卷第 10 期2023 年 10 月 24 天然气工业Natural Gas Industry引文:曾大乾,张广权,杨小松,等.复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法J.天然气工业,2023,43(10):24-33.ZENG Daqian,ZHANG Guangquan,YANG Xiaosong,et al.Design method of key parameters of gas reservoir engineering for complex reservoir type underground gas storagesJ.Natural Gas Industry
2、,2023,43(10):24-33.复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法曾大乾1张广权1杨小松1贾跃玮1朱思南1王志宝2张俊法1糜利栋1田洪维2秦余福31.中国石化石油勘探开发研究院2.中国石化中原油田公司勘探开发研究院3.中国石化天然气分公司摘要:我国地下储气库(以下简称储气库)建库目标包括复杂断块、强水侵、异常高压、高含油凝析气藏等复杂类型,普遍具有埋藏深、构造复杂、储层物性差、非均质性强等特点。常规气藏工程参数设计方法不适用,尤其在圈闭密封性分析、库容参数设计及注采能力评价等方面具有一定特殊性。为此,从建库目标地质特征出发,通过聚焦难点、自主创新、攻克技术瓶颈,形成了复杂断块
3、储气库四维动态密封性评价技术,建立了异常高压储气库库容参数预测方法及水侵储气库分区带多因素耦合注采能力预测模型,论证了凝析气藏“提采协同储气”建库新模式和优化技术对策。研究结果表明:通过物理模拟实验揭示了复杂断块储气库盖层疲劳损伤和断层滑移机理,实现了动态密封性指标定量化评价,为复杂断块型储气库库址筛选奠定了基础;针对超高压裂缝型储气库岩石强应力敏感特性,建立了考虑压缩系数变化和束缚水膨胀的有效库容预测新方法,并形成了考虑周期时变和水侵影响的强水侵储气库不同区带多周期注采能力预测方法,实现了建库参数科学设计;建立了凝析气藏提高采收率协同储气库建设新模式,明确了“提采协同储气”合理转换时机,形成
4、了分阶段建库参数设计方法和井网部署对策。结论认为,形成复杂油气藏型储气库气藏工程关键参数设计系列方法有力支撑了中国石化复杂油气藏型储气库建设和运行,并对同类储气库建设具有指导作用。关键词:地下储气库;动态密封性;库容参数;注采能力;协同;复杂断块;异常高压;水侵DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.10.003Design method of key parameters of gas reservoir engineering for complex reservoir type underground gas storagesZENG Daqian1,ZHAN
5、G Guangquan1,YANG Xiaosong1,JIA Yuewei1,ZHU Sinan1,WANG Zhibao2,ZHANG Junfa1,MI Lidong1,TIAN Hongwei2,QIN Yufu3(1.Sinopec Petroleum Exploration&Production Research Institute,Beijing 100083,China;2.Exploration and Development Research Institute,Sinopec Zhongyuan Oilfield Company,Puyang,Henan 457001,C
6、hina;3.Sinopec Natural Gas Company,Zhengzhou,Henan 450046,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.10,p.24-33,10/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:The underground gas storages(hereinafter referred to as UGSs)rebuilt from oil and gas reservoirs in China are characterized by great burial depth,c
7、omplex structures,poor reservoir physical properties,and strong heterogeneity.The UGS construction targets in China involve complex types,such as complex fault blocks,strong water invasion,abnormal pressure,and high oil content condensate gas reservoir,so conventional gas reservoir engineering param
8、eter design methods are not applicable,and especially there are some special requirements for trap sealing analysis,storage capacity parameter design,and injectionproduction capacity evaluation.Focusing on these difficulties,this paper carries out independent innovation and technological bottleneck
9、breakthrough.Beginning with the geological characteristics of UGS construction targets,the four-dimensional dynamic sealing evaluation technology for complex fault block UGSs is developed,and the storage capacity prediction method for abnormal pressure UGSs and the zonal multi-factor coupled injecti
10、on and production capacity prediction model for water invasion UGSs are established.In addition,the new condensate gas-reservoir UGS construction model of Enhanced Oil Recovery(EOR)collaborationgas storage and the optimized technical strategies are demonstrated.And the following research results are
11、 obtained.First,physical simulation experiments reveal the fatigue damage and fault slip mechanisms in the cap rocks of complex fault block UGSs,so as to enable the quantitative evaluation of dynamic sealing indicators,which lays an importation foundation for the site selection of complex fault bloc
12、k UGSs.Second,in view that the rocks of ultra-high-pressure fractured UGSs exhibit strong stress sensitivity,a new effective storage capacity prediction method considering compressibility coefficient change and bound water expansion is established,and a multi-cycle injection and production capacity
13、prediction method considering cycle time change and water invasion is formed for different zones of strong water invasion UGSs,so as to achieve a scientific design of UGS construction parameters.Third,a new model of condensate gas reservoir EOR collaborated with UGS construction is established,the r
14、ational transition timing of EORcollaborationgas storage is determined,and the staged UGS construction parameter design method and the well pattern deployment strategies are prepared.In conclusion,the proposed design method of key parameters in gas reservoir engineering of complex oil-and gas-reserv
15、oir UGSs provides a powerful support for Sinopecs construction and operation of complex oil-and gas-reservoir UGSs,and has a good guiding role in the construction of similar UGSs.Keywords:Underground gas storage;Dynamic sealing performance;Storage capacity parameters;Injection and production capacit
16、y;Collaboration;Complex fault blocks;Abnormal pressure;Water invasion基金项目:中国石化科技部项目“复杂地质条件地下储气库建库及安全高效运行技术研究”(编号:P21024)。作者简介:曾大乾,1965 年生,正高级工程师,博士,本刊编委;主要从事天然气开发与地下储气库设计方面的研究工作。地址:(102206)北京市昌平区百沙路 197 号。ORCID:0000-0001-7939-5321。E-mail:通信作者:朱思南,1986 年生,博士;主要从事地下储气库设计、数值模拟和地质力学方面的研究工作。地址:(102206)北京
17、市昌平区百沙路 197 号。ORCID:0000-0002-3353-9841。E-mail: 第 10 期 25 曾大乾等:复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法0引言随着我国天然气消费量快速增长及对外依存度持续攀升,储气调峰能力不足的问题逐渐凸显。由于我国地下储气库建设起步较晚,天然气调峰能力仅占天然气消费量的 5%(截至 2022 年底),与国外12%15%的水平差距较大。迫切需要加大建库技术攻关,快速提升储气能力建设水平,建立完善的天然气“产供储销”产业体系1-4,保障国家能源安全。目前,国内外已建储气库以油气藏型和盐穴型为主。其中,油气藏型储气库占比 75%以上5-9,地质条
18、件普遍较好,以整装气藏、浅层简单构造、中高渗透率储层为主。与国外储气库相比,我国建库目标埋藏深、构造复杂、断层发育、储层物性较差、非均质性强、气水关系复杂、油气藏型类型多,建库难度大。主要包括以下挑战:建库目标具有构造破碎、断裂发育、岩性复杂、砂泥岩互层沉积的特点,这类复杂断块型储气库在长期运行过程中,存在断层激活和盖层泄漏风险,密封性评价难度较大。我国东部断陷盆地油气型储气库大部分为边底水断块型,具有断层发育、水体能量强、气水关系复杂等特点。此类水侵型储气库存在多轮次气水互驱和有效储气空间损失现象,常规方法计算的库容量和注采能力精度偏低。超高压裂缝型碳酸盐岩储气库储层应力敏感性较强,如 QX
19、 储气库埋深 4 300 m,原始地层压力 77.01 MPa,压力系数 1.82;此类储气库驱动机理复杂,有效库容难以准确评价。缺少在高含油凝析气藏提高凝析油采收率兼顾储气库调峰双功能建库技术成熟经验。针对复杂地质条件建库目标,常规储气库气藏工程参数设计方法在断层动态密封性评价、库容参数设计、注采能力预测等方面不适用,计算和预测精度有限。为确保以上复杂类型储气库“注得进、存得住、采得出”,通过聚焦难点、自主创新、攻克技术瓶颈,从建库目标地质特征出发,形成了以动态密封性评价、库容预测、注采能力及运行参数优化为核心的气藏工程关键参数设计方法,为复杂油气藏型储气库建设运行提供技术支撑,并为我国“十
20、四五”期间储气库建设跨越式发展起到重要作用。1复杂断块储气库动态密封性评价地下储气库运行特点为多周期强注强采,由此导致地下储气空间的孔隙压力高低压交替变化,伴随地应力周期性扰动,断层、盖层存在密封性失效风险,潜在影响到储气库安全运行10-16。近年来,国外枯竭油气藏型储气库泄漏事故时有发生,其中因储气库地质完整性破坏导致气体泄漏至地表的事故占半数以上17-18。我国中东部地区储气库地质圈闭多为复杂断块类型,为密封性评价带来技术挑战。笔者通过开展盖层循环加卸载与断层抗剪实验,研究注采工况动态压力条件下泥岩盖层损伤机理与变化规律,建立断层临界失稳准则及临界开启压力模型。在此基础上,运用三维应力场时
21、变数值模拟方法,开展地下储气库多周期注采盖层与断层四维动态密封性评价。1.1储气库盖层动态密封性物理模拟盖层对天然气的封闭能力一般用突破压力衡量19。通过大量实验发现,相同区域的盖层样品气测渗透率与突破压力具有较好相关性13。通过模拟储气库多周期注采地应力变化,开展盖层岩样三轴循环加卸载同步渗透率测试实验,可间接评估盖层动态密封能力变化特征。对ZJD储气库盖层岩样开展渗透率演化特征分析,基于地层条件设定围压 38 MPa,轴向循环荷载由最初的 50 90 MPa 逐步提升到破坏时的 150 200 MPa,每 5 次循环测试一次渗透率值,共循环 180 次。在初始循环荷载为 50 90 MPa
22、 作用下,渗透率值由 0.475103 mD 逐 渐 降 低 到 0.023103 mD,岩样被逐渐压密,裂缝闭合;循环荷载提升为50 100 MPa 后,渗透率先增加到 0.126103 mD后又降低到 0.014 7103 mD,渗透率增加是因为增大荷载后样品产生了新的裂缝或者延展了旧裂缝,随后渗透率下降是因为微裂缝区域的矿物颗粒在循环载荷作用下重排压密,导致有效渗流通道减少。荷载循环 95 次时,声发射信号起跳明显,表明交变应力疲劳作用使泥岩内部产生了有效连通裂缝。在最大加载应力达到峰值强度的 60%80%时,泥岩经历 150 次循环后发生疲劳破坏,说明在循环荷载作用下泥岩力学强度发生缓
23、慢弱化。通过分析确定 ZJD 储气库盖层临界承压能力为峰值破坏强度的65%(图 1)。1.2储气库断层剪切滑移实验分析目前断层密封性评价以静态地质分析为主,一般通过分析断层两盘地层岩性、厚度、充填物、断裂系统结构以及泥岩涂抹系数等开展评估20-23。而储气库周期性注采过程需开展断层力学稳定性评估。以 Y21 储气库为例,对岩石样品开展人工造缝以模2023 年第 43 卷 26 天 然 气 工 业拟储气库断层,基于储气库注采作业实际工况设计断层抗剪实验,并利用 L 型直剪实验装置开展直剪实验,模拟断层在地层中的受力活化过程,获取裂缝剪切强度与裂缝表面破损变形特征,确定断层动态滑移剪切应力。实验中
24、对样品施加围压 20 MPa、孔隙压力 5 MPa。从图 2 可以看出,断层剪切滑移分为3 个阶段:在稳定阶段,外加剪切应力差持续升高(0 8 MPa)过程中,断层剪切位移基本保持不变;在滑动阶段,剪切应力差达到 8.5 MPa 时,初始裂缝开始滑移,随着剪切位移增大,剪切应力逐渐降低;在剪切破坏阶段,产生新剪切面,裂缝表面粗糙,剪切应力增加。式中 p 表示断层开启压力,MPa;表示剪切应力,MPa;表示断层面摩擦系数,无量纲;H表示最大水平主应力,MPa;h表示最小水平主应力,MPa;表示断层倾角,();pp表示孔隙压力,MPa。对 Y21 储气库进行断层临界开启压力计算可知,使断层失稳的地
25、层压力为 28.5 MPa。1.3储气库四维动态密封性评价以高精度三维地质模型为基础,建立有限元网格模型,运用三维应力场时变数值模拟法,研究地下储气库多周期注采断层稳定性。首先,建立地下储气库单井一维和三维地质力学模型,并在初始地应力模拟基础上,基于渗流应力耦合模型开展数值模拟研究,分析不同注采周期条件下地层压力和有效应力变化规律;然后,分析注采井与断层附近孔隙压力、地应力分布特征,根据摩尔库仑准则判别断层和盖层安全风险。以 Y21 储气库为例,分别设定 20 MPa、25 MPa、30 MPa、35 MPa 注气压力条件,对应采气压力均为15 MPa。设定注气阶段为0180 d,采气阶段为
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- 复杂 油气藏 地下 储气库气藏 工程 关键 参数 设计 方法