大港板桥地区板814断块改建地下储气库可行性研究

地下储气（油）库工程技术国际研讨会-北京2008221大港板桥地区板814断块改建地下储气库可行性研究阳小平陈俊王凤田（北京华油天然气有限责任公司，北京，100101）摘要：已建的大港地下储气库群为京津地区的发展发挥了巨大作用。但随着天然气管线的快速建设和天然气需求的快速增长，寻找并建设新储气库更显紧迫性。根据地下储气库的优选标准的要求，并从气藏的构造、断层及盖层的封闭性、储集层的物性与储气库容量估算、老井等方面，综合评价了大港板桥地区板814断块建库的可行性，指出板814断块从地质、老井处理以及地面环境等方面适合建设地下储气库。关键词：建设；储气库；标准；可行性研究1.引言地下储气库是城市燃气季节性调峰和保证事故情况下安全用气的主要手段。从2000年，中石油已经在大港板桥地区建成并投产了6座地下储气库，为确保京、津地区安全供气和经济发展发挥了巨大作用。但随着天然气管线的快速建设和天然气需求的快速增长，目前已有的地下储气库已远不能满足我国天然气管网和天然气市场的快速发展，有必要进行新库的选址和建设。2.库址优选标准天然气地下储气库是一个特殊的油气藏，它不同于一般油田中的油藏或气藏。天然气地下储气库对库址有很高的要求，并不是每个油气藏都能够改造成天然气地下储气库。由于地下储气库的特殊性，因此对地下构造的完整性、储层的物性和分布、盖层的密闭性等都有一定的要求。根据国内外地下储气库建设的研究和对比，并总结6座储气库的建设经验，确定了利用废弃油气田改建地下储气库优选标准：（1）地理位置优越，离主要用户城市或长输管线较近；（2）气藏构造简单、完整，圈闭落实，内部断层少，密封性好；（3）盖层厚度大，盖层、隔层岩性要纯(泥岩、膏岩等)，岩性致密（渗透率小于10x10-3μm2），圈闭密封性好。可承担90－115%原始地层的注气压力。（4）储层单一，厚度大（大于4m），分布稳定，物性、连通性好（孔隙度要大于15%，空气渗透率大于100x10-3μm2）；（5）注采气能力大，可满足储气库强注强采的需要；地下储气（油）库工程技术国际研讨会-北京2008222图2板814断块气藏剖面图图1板814断块含油气面积图—新钻排水井—新钻注采井（6）具有一定的储气规模，采出程度相对较高；（7）油气藏属常温常压系统。3.可行性分析依据标准进行优选，认为位于板中北储气库西部的板814断块的板II油组可改建为小型地下储气库。其优越性主要如下：（1）地理位置优越，地面流程简单，投资少板814断块位于天津市大港区独流碱河泄洪区以北，距天津市约45km，距离板中北储气库A、B井场均为1.8km左右，距大港储气库管理站3km。该断块离已建板中北储气库B井组较近，可在B井组钻两口大位移定向井，地面只需对板中北B井组阀组进行扩建，充分利用板中北储气库现有的压缩机和地面管线，节省大量的投资。也有利于生产管理。（2）气藏构造简单，圈闭落实板814断块为板中断层和板814断层所夹持的边水断块构造，为典型的断层和水体圈闭，油气藏类型为带气顶、弱边水的的油藏。含油气层位为板II油组1～2小层。含气面积0.2km2，干气储量0.43×108m3，凝析油储量1.6×104t；含油面积1.0km2，原油储量54×104t，溶解气储量1.63×108m3。原油采出程度41.73%，天然气采出程度43.69%。原始油水界面2800m，按油水界面计算构造高度70m，构造变化幅度小。储层具有一定的倾斜度，利于油、气、水的重力分异。（3）断层少，盖层岩地下储气（油）库工程技术国际研讨会-北京2008223性致密，密封性好根据最新解释的板II油组顶面构造图，整个板中断块具有不完整的背斜轮廓，板814断块油气藏为典型的断层遮挡圈闭。气藏内断层少，构造比较简单，气藏北部边界为板桥断层，该断层为同生断层，断距大、延伸长，对沉积及油气分布起着控制作用；板814井断层位于构造东南部，为板桥断层派生的次一级断层，与板桥断层成30°左右夹角，对油气分布也有一定的控制作用；气藏内部板818井附近发育有一条后期小断裂，对油气渗流有一定的的遮挡作用。板814断块板II油组上部为沙一中、沙一上段地层，总厚度400～800m，其中沙一中段的板0油组以暗色泥岩为主夹砂岩透镜体，砂体分布局限，厚度约300m，分布范围大，是黄骅坳陷中北区的区域性盖层；板1油组以泥岩为主，其内部发育很薄的粉砂岩和泥质粉砂岩，下部泥岩质纯，厚度大于40m。本区沙一中段与上段地层不易区分，全部为暗色泥岩，总厚度大于350m，直接覆盖在板II油组气藏之上，起到良好的封闭作用，是理想的盖层。（4）储层单一，厚度大，属高孔高渗储层储层板II油组为下部边水发育的单一砂体，储层物性为中高孔隙度、中高渗储层。1-2层有效厚度8-14m，砂体厚度为16-20m，岩性主要为灰白色砂岩与灰色、深灰色泥岩互层。有效孔隙度为22－26%，渗透率为400-1000x10-3μm2。储层厚度大、分布稳定，储层非均质性程度相对较弱，储层物性、连通性好。（5）气顶天然气属干气，几乎不含H2S油藏原始含油饱和度67%；气顶天然气相对密度为0.7152，组分含量中CH4所占比例为78.73%，属干气。天然气中几乎不含H2S，有利于储采天然气品质的稳定。（6）气藏埋深适中，属常温常压系统油气藏埋深为2730-2810m，原始地层压力为30MPa，压力系数1.11，储层温度为100℃，地温梯度为3.59℃/100m，属常温常压系统。（7）边水不活跃，天然能量不充足，有利于储气库生产从单井的生产和压力曲线看，板II油组处于相对高部位的板814、板816井初期不含水，生产3年后开始见水，衰竭开采后期含水率上升至85%。其余4口井在开井初期即见水，高达65%以上，且每口井的含水随着采出程度的增加逐渐上升，表现出了较典型的边底水生产特征。但地层压力也逐渐降低，年平均压降2.5MPa，说明边水不活跃，反映出该油气藏天然能量不充足。有利于天然气的储层和注采生产。（8）地层情况与板中北储气库类似①两个气藏板II油组埋深相近，北高点气藏板II油组目的层1-2小层中深2750m，板地下储气（油）库工程技术国际研讨会-北京2008224814断块板II油组目的层1-2小层中深2780m。②板814断块测井解释平均渗透率500×10-3μm2，优于北高点气藏，孔隙度相近，均在22-26%间。③两个气藏板II油组原始地层压力相差不大，板814断块原始地层压力30MPa，较北高点低0.5MPa。地层温度均在100℃左右。④两个气藏的边水特征均表现为弱边水。（9）生产压差小，单井产能高投产初期，板814断块6口井的试油数据看，板II油组平均6.84m，采用4-8mm油嘴求产，生产压差在2.5MPa以内，平均单井日产液量73.09m3，日产气量3.04×104m3。初期单井产能均较高（见表1）。表1板814断块试油数据表井号层位射开厚度（m）工作制度（mm）日产油量（吨）日产气量（万方）日产水量（方）板818板II15.4662.11.50141.55板816板II13679.22.23535.38板中15-2板II19.5528.31.3790.1板中13板II25.8626.164.768－板II17426.043.00250.16板中15板II17.456.021.60082.76板814板II1-29.88183.66.815－单井平均6.845.7158.773.041.42统计板中北高点气藏开发过程中6口气井在地层压力13MPa以上米采气指数的平均值为365m3/MPa2.m.d。板814断块与板中北储气库地层系数之比为0.74，由此可将270m3/MPa2.m.d作为板814断块的米采气指数。另外，结合板中北以及板808储气库的运行情况，按相应地层系数比折算板814断块改建储气库后，预计单井日注气能力可达30-70×104m3，日注气量可在20×104m3以上。由以上分析看出，气藏改建为地下储气库后，单井注采气能力大，能够满足储气库强注强采的需要。综合地质研究认识，板814断块满足建库基本地质条件。（10）井筒及地面状况简单，有利于老井封堵本区域内7口老井（分别为板814、板816、板中13、板861、板818、板中15、板中地下储气（油）库工程技术国际研讨会-北京200822515-2）完钻井深2800-3200m，51/2油层套管外水泥返高1139-2306m。各井目前射孔层位为板II油组，其中板818井曾经射开滨I油组，板814井曾经射开板IV油组。7口井井筒内情况简单，除板814井井口由于开发区建设填埋外，其余井井口均具备作业条件。4.储气库规划设计（1）规划设计原则气库规划设计遵循以下原则：①整体设计，分期实施，逐年扩大库容规模；②立足少井高产，注气井兼备采气井功能，全注全采；③在构造高部位、高渗透带点状不规则布井，井位与断层保持一定距离；④注采气井全部采用新钻井⑤高部位注气，低部位新井先排液、气侵后再转注采生产；⑥与原有6座储气库配套。（2）规划设计方案①储气库运行周期考虑到京津地区用气的季节特点，以及与已有6座储气库的一致性，确定板814断块的运行周期为：采气期：11月15日—3月14日，共120天；注气期：3月26日—10月31日，共220天；停气期：春季3月15日—3月25日；秋季11月1日—11月14日。②储气库运行压力考虑外输和储层密封性和完整性，取运行区间为13-30.5MPa。③库容量设计就地下储气库而言，其注采过程遵守物质守恒原理，在气藏工程方法上的表现形式就是物质平衡方程式。由于板814断块在开采过程中多具有弱边水的特征，而且储气库运行是强注强采的生产过程，边水作用有限，可以不考虑，所以选用定容气藏物质平衡方程式进行气库库容的分析计算。具体关系式为：P/Z=（1-GP/G）Pi/Zi板814断块从板II油组既有油层，也有气顶，在此分别对原气顶和原油层进行库容分析。——气顶库容分析首先，将气层地质储量折算成地下体积，即烃类占据原始地下孔隙体积，在扣除掉剩余凝析油（不考虑反蒸发）和边水侵入占据的孔隙体积后，剩余地下体积即为可建库的地下体地下储气（油）库工程技术国际研讨会-北京2008226积，再除以30.5MPa所对应的注入气的体积系数，得到建库库容量。根据气层实际生产情况，板II油组气顶天然气储量0.43×108m3，考虑边水影响30%，建库地下体积是17.07×104m3，在30.5MPa时的库容量为0.30×108m3；——油层库容分析原油储量54×104t，利用板II油组原油高压物性分析资料，取体积系数1.90，原油密度0.82t/m3，计算得到油层的原始地下体积125.12×104m3。借用大张坨气藏板57井气液相渗曲线进行油层建库容分析，取残余液饱和度60%，则油层建库地下体积为50.04×104m3，在30.5MPa时的库容量为1.10×108m3。板814断块板II油组总库容为1.40×108m3。④工作气量设计根据以往储气库的经验，取总库容的45%作为工作气量，则工作气量为0.63×108m3。⑤井位部署根据工作气量（0.63×108m3）和运行周期安排，注气期共220天，平均日注气28.63×104m3；注气期共120天，平均日采气52.5×104m3。根据构造特点，可部署定向井2口，分别部署在气顶和油层各一口。另外，在靠近油水边界处新钻3口排水井（见图1），加快该区域的扩容，待气窜后改建为注采井生产。5.结论（1）板814断块构造简单，断层、盖层封闭性强，砂体连通性好，储层物性好，适合改建地下储气库。（2）改建时，只需新钻5口定向井（2口注采井，3口排水井）。可充分利用板中北储气库的压缩机和地面管线资源，节约大量的投资。参考文献：1.赵春林，温庆和等.枯竭气藏新钻储气库注采井完井工艺.天然气工业，2003；23(2):93~952.舒萍，刘启等.大庆油区地下储气库建设设计研究.天然气工业，2001；21(4):84~873.刘振兴，靳秀菊等