新疆H氣田改建地下儲氣庫的密封性評價(jià)

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(guān)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(guān)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(guān)系，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征定性研究了斷層在側(cè)向和垂向上的密封性，并采用泥巖涂抹因子計(jì)算法對斷層的密封性誓行了定量評價(jià)。此外，還利用地質(zhì)綜合分析法從宏觀上對氣藏蓋層的密封性進(jìn)行了評價(jià)，同時(shí)通過實(shí)驗(yàn)從微觀角度尊究了蓋層的密封性(評價(jià)參數(shù)包括孔隙度、滲透率、突破壓力、微觀結(jié)構(gòu)等)。結(jié)果表明：氣藏?cái)鄬雍蜕w層的密封性好，行兮改建地下儲氣庫的要求。
    關(guān)鍵詞:準(zhǔn)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(guān)系到儲氣庫周圍人民的生命財(cái)產(chǎn)安全[1]。為此，對H氣田儲氣庫的密封性進(jìn)行研究，主要包括對斷層密封性和蓋層密封性的評價(jià)。
    H氣田位于準(zhǔn)噶爾盆地，距H縣東約4.5km。H氣田整體構(gòu)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(gè)斷背斜。斷裂上盤構(gòu)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(gòu)造高點(diǎn)在H2006井與H2004井之問。斷鼻面積為28.6km，閉合幅度180m，高點(diǎn)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(dǎo)致排替壓力的差異，從而阻止流體繼續(xù)通過斷裂帶或?qū)?yīng)上下盤的性質(zhì)，在地質(zhì)空間上表現(xiàn)為垂向密封性和側(cè)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(shí)從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料上看，區(qū)內(nèi)所有井在安集海河組E部的地層中均未見油氣顯示，進(jìn)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(cè)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(cè)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(xì)、粉砂巖為主，物性好，而紫一段地層巖性明顯變細(xì)，以粉砂巖為主，泥質(zhì)含量增加，物性變差。同時(shí)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(zhì)含量的增加，斷層兩側(cè)易形成砂泥并置局面。故斷層兩側(cè)巖性對接關(guān)系表明，斷層在側(cè)向上具有一定的密封性。
    結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，斷層兩側(cè)目的層紫二段均有砂體發(fā)育，斷層下盤H2002井在紫二段產(chǎn)氣，在斷層上盤的構(gòu)造高點(diǎn)，新完鉆的評價(jià)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(jié)果為干層，進(jìn)一步證明了l號斷裂具有較好的側(cè)向密封性。
    定量上，利用泥巖涂抹因子(SSF，Shale Smear Factor)算法來進(jìn)行斷層的密封性評價(jià)[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(gè)封堵層。SSF<7時(shí)，斷層一般是封堵的，SSF>7時(shí)，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(nèi)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(nèi)部的SSF介于l～3.3，小于封堵的定量標(biāo)準(zhǔn)，從定量上同樣證明了斷裂在側(cè)向上具有封堵性。
    綜合上述分析，該區(qū)內(nèi)的3條斷裂在垂向上都具備密封性，南部工號斷裂在側(cè)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(jià)包括宏觀密封性評價(jià)和微觀密  封性評價(jià)[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(zhì)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(shí)程度增高，孔隙度、滲透率隨之減小，排驅(qū)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(jīng)經(jīng)歷了長期的地史時(shí)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(xì)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(jià)參數(shù)包括由實(shí)驗(yàn)手段獲得的孔隙度、滲透率、突破壓力、微觀結(jié)構(gòu)等參數(shù)。
2.2.1孔隙度、滲透率特征
    通過泥巖蓋層樣品實(shí)驗(yàn)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(biāo)志就是在一定地質(zhì)條件下封閉烴柱的高低，其可由突破壓力的大小獲得，同時(shí)與氣藏的壓力系數(shù)、埋藏深度也有關(guān)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(yīng)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(jīng)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(dāng)圈閉完全注滿氣體時(shí)，泥巖蓋層也可封閉紫二段儲層。
2.2.3吸附特征
    通過實(shí)驗(yàn)分析巖石的孔徑分布特征來研究。孔徑分布是通過分析孔隙分布特點(diǎn)來判斷研究蓋層性能。根據(jù)各種不同類型的孔隙結(jié)構(gòu)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(zhì)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(shí)驗(yàn)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(yīng)的突破壓力較高，蓋層封閉性較好。
2.2.4壓汞實(shí)驗(yàn)
    通過壓汞實(shí)驗(yàn)繪制的毛細(xì)管壓力曲線分析孔隙吼道等微觀結(jié)構(gòu)參數(shù)。該區(qū)分析測得的樣品排驅(qū)壓力較高，分布于3.82～14.47mPa，毛細(xì)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(xì)小，不易于氣體的運(yùn)移。
    通過上述的微觀實(shí)驗(yàn)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(jié)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(nèi)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(cè)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(xiàn)
[1]王希勇，熊繼有，袁宗明，等.國內(nèi)外天然氣地下儲氣庫現(xiàn)狀調(diào)研[J].天然氣勘探與開發(fā)，2004，27(1)：49-51.
[2]徐海霞，趙萬優(yōu)，王長生，等.斷層封閉性演化史研究方法及應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2008，15(3)：40-42.
[3]趙樹棟，王皆明.天然氣地下儲氣庫注采技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2000.
[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)