新疆H氣田改建地下儲氣庫的密封性評價

摘 要

摘要:中國石油新疆油田公司選定H氣田改建地下儲氣庫，而該氣田是否適合改建地下儲氣庫其密封性則是關鍵因素。為此，針對該區(qū)古近系紫泥泉子組氣藏主要發(fā)育的4條近東西向南
    摘要:中國石油新疆油田公司選定H氣田改建地下儲氣庫，而該氣田是否適合改建地下儲氣庫其密封性則是關鍵因素。為此，針對該區(qū)古近系紫泥泉子組氣藏主要發(fā)育的4條近東西向南傾的逆斷裂，就其斷層的斷距、斷層兩盤巖警曹對接關系，結合生產動態(tài)特征定性研究了斷層在側向和垂向上的密封性，并采用泥巖涂抹因子計算法對斷層的密封性誓行了定量評價。此外，還利用地質綜合分析法從宏觀上對氣藏蓋層的密封性進行了評價，同時通過實驗從微觀角度尊究了蓋層的密封性(評價參數(shù)包括孔隙度、滲透率、突破壓力、微觀結構等)。結果表明：氣藏斷層和蓋層的密封性好，行兮改建地下儲氣庫的要求。
    關鍵詞:準噶爾盆地  地下儲氣庫  密封性  斷層  蓋層  泥巖涂抹因子  滲透率  斷距
    為保證北疆地區(qū)穩(wěn)定供氣和西氣東輸二線戰(zhàn)略安全，中國石油新疆油田公司選定H氣田改建地下儲氣庫。地下儲氣庫密封性能的好壞不僅直接決定了儲氣庫能否儲存天然氣，還關系到儲氣庫周圍人民的生命財產安全[1]。為此，對H氣田儲氣庫的密封性進行研究，主要包括對斷層密封性和蓋層密封性的評價。
    H氣田位于準噶爾盆地，距H縣東約4.5km。H氣田整體構造形態(tài)為近東西向展布的長軸斷背斜，工號斷裂將背斜切割為上、下盤兩個斷背斜。斷裂上盤構造從完整背斜變?yōu)閿啾?，下盤古近系紫泥泉子組地層傾角總體上呈西陡東緩，構造高點在H2006井與H2004井之問。斷鼻面積為28.6km，閉合幅度180m，高點埋深3470m，目地層上部為一套比較穩(wěn)定的泥巖隔層，可作為直接蓋層，南邊由l號逆掩斷裂封堵，圈閉條件較好。
    H氣田紫泥泉子組氣藏主要發(fā)育4條近東西向南傾的逆斷裂(圖1)，其中斷穿紫泥泉子組地層的斷裂有3條：工號斷裂、Ⅱ號斷裂及Ⅲ號斷裂。
1  斷層密封性
    斷層密封性是指斷層上下盤巖石或斷裂帶與上下盤巖石由于巖性、物性等差異導致排替壓力的差異，從而阻止流體繼續(xù)通過斷裂帶或對應上下盤的性質，在地質空間上表現(xiàn)為垂向密封性和側向密封性。
1.1斷層垂向密封性
    紫泥泉子組上覆一套穩(wěn)定的泥巖蓋層，厚度約為838m，工號斷裂斷開侏羅系  新近系(圖2)，雖然I號斷裂斷穿安集海河組區(qū)域蓋層，斷層斷距介于60～200m，但由于該斷裂為擠壓型逆斷層，加之區(qū)域蓋層厚度大，因此推斷該斷層在垂向上具備密封作用。同時從生產動態(tài)資料上看，區(qū)內所有井在安集海河組E部的地層中均未見油氣顯示，進一步證明工號斷裂在垂向上是密封的。Ⅱ號斷裂、Ⅲ號斷裂垂向上均未斷穿該區(qū)的區(qū)域蓋層，因此斷層在垂向上具有密封作用。
1.2斷層側向密封性
    Ⅱ號斷裂和Ⅲ號斷裂斷距較小，介于20～40m，未斷開儲層，因此主要研究工號斷裂的側向封堵性。
從地震解釋成果上來看，工號斷裂下盤紫泥泉子組二段地層直接與上盤紫一段地層對接(圖3)，紫二段儲層以細、粉砂巖為主，物性好，而紫一段地層巖性明顯變細，以粉砂巖為主，泥質含量增加，物性變差。同時1號斷裂上盤紫泥泉子組泥巖厚度較下盤明顯偏厚，且越靠近斷面，泥巖厚度越厚，隨著上盤泥質含量的增加，斷層兩側易形成砂泥并置局面。故斷層兩側巖性對接關系表明，斷層在側向上具有一定的密封性。
    結合生產動態(tài)資料，斷層兩側目的層紫二段均有砂體發(fā)育，斷層下盤H2002井在紫二段產氣，在斷層上盤的構造高點，新完鉆的評價井H003井海拔明顯高于H2002井，但在紫二段卻未見油氣顯示，試氣結果為干層，進一步證明了l號斷裂具有較好的側向密封性。
    定量上，利用泥巖涂抹因子(SSF，Shale Smear Factor)算法來進行斷層的密封性評價[2]，算法如下：
式中H為泥頁巖一目的層段單層泥頁巖厚度；i為目的層段泥頁巖層數(shù)；△Z為斷層垂直斷距。
    SSF值越小，連續(xù)涂抹的可能性越大，因而在斷層上形成一個封堵層。SSF<7時，斷層一般是封堵的，SSF>7時，頁巖涂抹可能變得不完整。工號斷裂垂直斷距介于60～200m，紫泥泉子組內部泥巖隔夾層總厚度為60m。根據(jù)以上公式，得出l號斷裂在紫泥泉子組內部的SSF介于l～3.3，小于封堵的定量標準，從定量上同樣證明了斷裂在側向上具有封堵性。
    綜合上述分析，該區(qū)內的3條斷裂在垂向上都具備密封性，南部工號斷裂在側向上具備密封性，因此斷裂的密封性較好。
2  蓋層的密封性評價包括宏觀密封性評價和微觀密  封性評價[3-4]。    
2.1宏觀密封性    
2.1.1區(qū)域蓋層密封性    
    區(qū)域蓋層的穩(wěn)定分布是儲氣庫整體封閉條件好的  有力保障。在目的層紫泥泉子組上段普遍發(fā)育一套安  集海河組泥巖蓋層，可以作為該區(qū)一套穩(wěn)定的區(qū)域性  蓋層。蓋層的巖性主要為灰色、灰綠色泥巖，厚度約為838m，且全區(qū)穩(wěn)定分布，因此該區(qū)的儲層區(qū)域蓋層巖
性好，厚度大，平面分布廣泛，是有效的區(qū)域蓋層。
2.1.2直接蓋層密封性
    氣藏直接蓋層為上覆的一套泥巖，質地比較純，分布較為穩(wěn)定，雖然其平均厚度只有8.03m，但泥巖蓋層隨著埋深的增加，其壓實程度增高，孔隙度、滲透率隨之減小，排驅壓力增大，其封閉性能也不斷增高。H氣田直接蓋層的埋深大于3000m，并且已經經歷了長期的地史時期卻未遭到破壞，說明其蓋層條件及蓋層的封閉性是很好的，封閉類型為物性封閉(即毛細管壓力封閉)。因此，從巖性和厚度的條件上來看，直接蓋層條件較好，滿足了儲氣庫的要求。
2.2微觀密封性
    微觀上蓋層封閉能力主要取決于巖石的滲透性，即蓋層的滲透能力，評價參數(shù)包括由實驗手段獲得的孔隙度、滲透率、突破壓力、微觀結構等參數(shù)。
2.2.1孔隙度、滲透率特征
    通過泥巖蓋層樣品實驗分析，求得平均孔隙度4.1%，平均滲透率為0.028mD，蓋層的滲透能力差。
2.2.2突破壓力
衡量蓋層封閉能力大小的直接標志就是在一定地質條件下封閉烴柱的高低，其可由突破壓力的大小獲得，同時與氣藏的壓力系數(shù)、埋藏深度也有關系。該區(qū)壓力系數(shù)為0.96，屬于正常壓力系統(tǒng)，因此對應的壓力系數(shù)選擇1.00；紫二段埋藏深度介于3500～3650m。根據(jù)不同埋深不同氣柱高度所需的最小突破壓力經驗值(表1)，3500m埋深封閉200m氣柱高度需要的突破壓力不到2.0mPa，而該區(qū)實驗分析所得上覆泥巖的突破壓力介于2.0～3.0mPa，故可封閉的氣柱高度大于200m，而儲層圈閉的幅度僅為180m，小于可封閉的氣柱高度，因此該區(qū)的泥巖蓋層對儲層是非常有效的，即當圈閉完全注滿氣體時，泥巖蓋層也可封閉紫二段儲層。
2.2.3吸附特征
    通過實驗分析巖石的孔徑分布特征來研究?？讖椒植际峭ㄟ^分析孔隙分布特點來判斷研究蓋層性能。根據(jù)各種不同類型的孔隙結構分布形態(tài)，可以分為集中型、雙峰型、分散型、不規(guī)則型4種類型。其中泥質巖主要呈集中型，孔徑分布小于l0nm的微孔隙含量介于80%～90%。該區(qū)的實驗分析表明，樣品的平均孔徑均小于7um，孔隙分布形態(tài)呈集中型，其中大部分的孔徑都小于10nm，因此相對應的突破壓力較高，蓋層封閉性較好。
2.2.4壓汞實驗
    通過壓汞實驗繪制的毛細管壓力曲線分析孔隙吼道等微觀結構參數(shù)。該區(qū)分析測得的樣品排驅壓力較高，分布于3.82～14.47mPa，毛細管的中值壓力介于65.30～73.69mPa，孔喉中值半徑介于0.011～0.010um，最大喉道半徑不超過0.200um，說明泥巖蓋層孔喉很細小，不易于氣體的運移。
    通過上述的微觀實驗綜合分析可以得出，該區(qū)的泥巖蓋層具有良好的封蓋天然氣的條件。
3  結論
    1)工號斷裂斷距大，斷裂下盤紫二段地層直接與上盤紫一段地層對接，且紫二段儲層巖性和物性較紫一段好，斷裂在紫泥泉子組內部的泥巖涂抹因子SSF=1～3.3，從定性、定量的角度證明了斷層在垂向上和側向上是密封的。
    2)H氣田儲氣庫的泥巖區(qū)域蓋層厚度大，直接蓋層分布穩(wěn)定、埋藏深。蓋層的滲透能力差，突破壓力介于2.0～3.0mPa，平均孔徑均小于7nm，孔隙分布形態(tài)呈集中型，從宏觀和微觀角度確定H氣田蓋層的密封性好，符合改建地下儲氣庫的要求。
參考文獻
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[4]華愛剛，李建中，盧林生，等.天然氣地下儲氣庫[M].北京：石油工業(yè)出版社，l999.
(龐晶  錢根寶  王彬  楊作明  韋雅  李一峰  1.中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院  2.中國石油新疆油田公司開發(fā)處)