0.   引言

油气藏型储气库是一种高效、低成本的储气调峰设施，在保障天然气安全平稳供应中可发挥不可替代的作用。京津冀地区冬季天然气需求量大，利用冀东油田枯竭油气藏建设地下储气库具有明显区位优势和重要战略意义（刘炜等，2011；陈思敏，2016；潘季荣等，2019；孙莉莉等，2019）。冀东油田南堡1-29气顶砂岩油藏具有储层构造相对简单、厚度大、高孔、中高渗，盖层及断层封闭性较好等特点，适宜建设地下储气库（胡欣蕾等，2019）。文章从地应力的角度，重点开展了储气库运行上限压力评价技术研究，提出了以运行上限压力为核心参数的气顶砂岩油藏库容计算方法，并以冀东南堡油田1-29储气库为例，定量评价了其运行上限压力，提出了气顶砂岩油藏型储气库超压运行的设计方案。

运行上限压力与地下储气库的效益密切相关。国际上，一般都是采用提高上限压力来增强储气库调峰能力，根据国际天然气联盟（IGU）数据库，美国有记录资料的269座气藏型储气库中40%储气库的运行上限压力超过原始地层压力，平均增幅27%。俄罗斯、欧盟国家、意大利等也有气藏型地下储气库提压运行的实例（Reinhard et al.，1998；Bérest et al.，2015）。目前，中国已建成和正在建设的油气藏型地下储气库其运行上限压力均为原始地层压力，尚没有超压运行的成功案例，这严重影响了常压油气藏改建地下储气库的经济效益（丁国生和李文阳，2002）。以冀东南堡油田1-29气顶砂岩油藏地下储气库为例，从盖层和断层极限承载能力的角度，对储气库运行上限压力进行评价，并根据其开发差异性，采用不同有效孔隙计算方法，定量评价气层和油层的有效库容，以及提压运行后的库容增量，预期相关成果可显著提升建库的经济效益，并对后续类似储气库建设具有一定的参考价值。

1.   地质背景

冀东南堡1-29气顶砂岩油藏型储气库位于河北省唐山市。构造上处于南堡凹陷南堡1号构造西南部，为发育在南堡1号断层上升盘的背斜构造，自下而上依次发育第四系平原组、新近系明化镇组（Nm）和馆陶组（Ng）、古近系东营组（Ed）。油藏储层发育辫状河沉积的复合韵律砂岩、含砾不等粒砂岩，孔隙度平均为27.1%，渗透率为619.9×10⁻³ μm²，油气藏分布主要受构造和岩性控制，含油层位为馆陶组Ⅳ段②油组（NgⅣ②），其中NgⅣ②3小层为气顶气藏，NgⅣ②5～6小层为带气顶油藏，油藏埋深为−2200～−2310 m，具有相对统一的油水界面（图1），含油面积为4.74 km²，原油地质储量为709.73×10⁴ t，天然气储量为9.67×10⁸ m³，溶解气储量为10.4×10⁸ m³，原始地层压力为22.5 MPa。经过15年的注水开发，目前全区日产液为837 t，日产油为102 t，日产气为2.2×10⁴ m³，综合含水为87.8%，地质储量采出程度为20.7%，采油速度为0.5%，气藏地层压力下降至14.0 MPa，油藏地层压力下降至17.5 MPa（赵其生和于连忠，2013）。建库区为南堡109断块、南堡1-29断块、南堡12-X66断块。

图  1  冀东南堡油田1-29区块馆陶组Ⅳ段②层含油气面积构造

注：以NgIV②油层顶面构造为底图

Figure  1.  Structural map of the NgIV② oil and gas bearing area in Block 1-29 of Nanpu Oilfield, eastern Hebei

Note: The map is based on the top structure of the NgIV② reservoir.

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2.   储气库运行上限压力

2.1   盖层极限承载能力

储气库运行上限压力大于盖层最小主应力时将发生拉张破坏，或多周期注采的交变载荷导致盖层岩石发生剪切破坏，均可导致盖层的密封性失效（Bruno et al.，2000）。因此，储气库的运行上限压力由盖层的极限承载能力决定。

（1）储气库盖层拉张破坏评估。目前国内外常用最小主应力的80%作为运行上限压力，相关评价方法已写入欧盟和澳大利亚等国家组织的储气库建设标准（郑雅丽等，2020）。为获取1-29储气库盖层可靠的最小主应力量值，利用水压致裂地应力测量方法，开展了矿场井中原位地应力测试（图2），获取了直接泥岩盖层和玄武岩盖层的实测压力−时间曲线（陈朝伟等，2014；陈群策等，2019；赵昱超等，2022），进而利用压力时间导数和G函数等方法求取压裂缝的闭合压力，确定最小主应力量值（Haimson and Cornet，2003；Barree et al.，2009）。结果表明储气层顶界深度的最小主应力约为34.0 MPa，按最小主应力的80%计算得到储气库的运行上限压力为27.2 MPa。

图  2  冀东南堡1-29储气库实测井下压力、温度、瞬时流量和累积流量随时间变化曲线

Figure  2.  Time-varying curves of downhole pressure, temperature, instantaneous flow rate, and cumulative flow rate measured in Gas Storage 1-29, Nanpu Oilfield, eastern Hebei

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（2）储气库盖层剪切破坏评价。通常用库伦−摩尔准则评价发生在岩石力学中的剪切破坏的临界条件，根据室内岩石力学试验结果，在上覆围岩压力作用下，盖层抗压强度平均高达304.1 MPa，抗剪强度为136.6 MPa，远高于目前三维地应力作用强度。根据摩尔−库伦准则，理论计算得到盖层剪切安全指数为0.37，高于破坏临界值（一般为0.2）。基于有效应力理论涉及的参数包括岩石的内聚力、摩擦角和有效应力，其中岩石的内聚力和摩擦角可根据室内岩石力学试验确定，有效应力为实测最大和最小主应力与地层压力之差，根据式（1）计算剪切破坏临界值为0.2时，盖层可承受的最大地层压力（p_max）为30.6 MPa。

式中，C—内聚力，φ—内摩擦角，S₁、S₃—最大、最小有效应力。

2.2   断层极限承载能力

根据断层涂抹系数（SGR）定量评价结果，结合断层两盘井中压力、油水分布等动态数据，认为冀东南堡1-29储气库断层封闭性良好（窦松江和赵平起，2010；钟城等，2018）。但随着储气库注采活动，特别是注气超过原始地层压力时，由于超压引起断层面上的有效正应力降低，从而导致断层滑移密封失效，因此，通过断层临界滑移指标计算，可评价储气库注采过程中断层的极限承载能力。考虑断层力学参数的不确定性，开展多参数、多种运行工况的四维地质力学模拟，最终得到1-29储气库断层的滑移指数介于0.50~0.97，均小于滑移临界值1.0。其中南堡F1断层滑移指数最高，南堡F1断层不同地层压力系数下的滑移指数模拟曲线图表明（图3），随着地层压力系数增大，断层滑移指数持续增加，断层滑移指数为1.0时对应的地层压力系数为1.23，在断层极限承载能力范围内，计算得到地层压力上限为27.6 MPa。

图  3  南堡F1断层地层压力系数与滑移指数模拟关系曲线

Figure  3.  Plot showing the simulated relationship between formation pressure coefficient and slip index of NPF1 Fault

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3.   库容量计算模型

库容是地下储气库运行指标设计中的核心参数。在初期库容参数设计上，国内外都是直接用容积法或压降法计算天然气地质储量（刘吉余等，2008；李季和张吉军，2013），并未考虑储层物性及非均质性、水侵、应力敏感等诸多因素，因此导致原始含气孔隙体积被高估，从而使得库容设计指标偏大（Sawyer et al.，1998；Malakooti et al.，2011；Anyadiegwu，2012）。地下储气库实际运行动态特征也证实了这一点（Coffin et al.，2007；Dietert et al.，2008；胥洪成等，2015）。郑得文等（2017）发现储气库短期高速采气周期内，气藏动态地质储量难以完全动用，边底水侵入、反凝析损失、储集层塑性变形和微观气水互锁效应会形成封闭气，将减小含气孔隙体积。对于南堡1-29储气库，基于气顶自由气库容、油藏自由气库容和油层溶解气库容总和（王皆明和姜凤光，2007），充分考虑储层的物性、非均质性、水侵等各种因素对库容的影响，扣减每个区带的不可动孔隙体积（丁国生等，2011；马小明等，2010；唐立根等，2014），并考虑超压设计，建立了超压设计有效库容量计算模型。

3.1   气层有效库容

气层注水开发后，受储层物性及润湿性影响，排液通道有限，气层内部存在较多的封闭气。由于储层岩石具有亲水性，在气水两相流动过程中，当驱替压差不大时，不管是孔隙或者喉道，其气水分布与流动方式主要呈现为水包气，即水沿管壁流动，气体在孔道中央流动；水驱气时会产生多种形式的滞留气，具体表现为绕流、卡断、孔隙盲端、角隅以及“H型”孔道所产生的封闭气，从而减少了可动含气孔隙体积。此外，受储层沉积微相和非均质性的影响，河道侧缘物性较差，高速注采过程动用率较低，对有效库容贡献小。因此在评价气层有效库容时，应首先评价并扣除现有存水量、气层滞留水以及河道侧缘等不可动用的非有效孔隙空间。其库容计算表达式为：

式中，Q_g—气层有效库容，10⁴ m³；B_gz—不同压力下的天然气体积系数；V_g—原始有效含气孔隙，10⁴ m³；V₁—残余水占据孔隙，10⁴ m³；V₂—扣减侧缘孔隙，10⁴ m³。

3.2   油层有效库容

油层有效库容包括自由气库容和溶解气库容（王皆明和姜凤光，2007）。根据生产数据，目前南堡1-29区块油层的地层压力较高，平均为17.5 MPa。同时，油层为黑油，在储气库高速注采过程中天然气与原油溶解、释放较弱，因此，溶解气库容可忽略，油层有效库容量主要为自由气库容。

受砂岩储层非均质性的影响，气体驱替水淹油层过程中油−气−水三相流动机理非常复杂（王皆明和姜凤光，2007；丁国生和王皆明，2011），因此采用静态和水驱动态相结合的方法，对水淹油层形成的自由气库容量进行计算。由于气顶油藏在改建地下储气库时，油藏已经处于人工水驱晚期阶段，因此可以利用水驱动态资料，将改建储气库后气体总的波及体积系数与油藏水驱总波及体积系数相类比，由此得到气体总的波及体积系数的上限值，计算公式为：

式中，η_g—宏观波及系数，%；E_R—水驱标定采收率，%；E_w—岩芯水驱油效率，%。

在确定气体总的波及体积系数后，再结合油气相对渗透率曲线，求得最大气驱饱和度，即气驱效率，从而确定含油孔隙空间利用率，其计算公式为：

式中，L_g—含油孔隙空间利用率，%；S_g—气驱效率，%；其他变量同上。

由此确定油层自由气库容，其计算公式为:

式中，Q_o—油层有效库容，10⁴ m³；B_gz—不同压力下的天然气体积系数； V_o—原始含油孔隙，10⁴ m³；其他变量同上。

4.   工程应用

4.1   提压可行性评价

提高运行上限压力是增加储气库工作气量最直接、最有效以及综合效益最优的方案。虽然降低运行下限压力也可以增加工作气量，但存在诱发水侵和降低采气末期调峰能力等风险。为提高运行上限压力，对冀东南堡油田1-29储气库开展了盖层和断层的动态密封性评价。评价方法包括将矿场井中原位实测确定最小主应力的80%作为盖层拉张破坏的最大安全注气压力；基于库伦−摩尔准则和剪切破坏临界值为0.2时，盖层可承受的最大安全注气压力为30.6 MPa；基于断层滑移指数和地层压力关系曲线，当断层滑移指数为1.0时对应的最大安全注气压力为27.6 MPa（表1；孙军昌等，2018）。通过综合评估确定了南堡1-29储气库最大工作压力为27.2 MPa，较原始地层压力增幅约20%（杨跃辉，2022），预期将建成全国首座超压设计的油气藏型储气库。

表  1  冀东南堡油田1-29储气库运行上限压力评价

Table  1.  Evaluation results of the maximum operating pressure in Gas Storage 1-29, Nanpu Oilfield, eastern Hebei

动态密封性	破坏类型	评价方法	最大安全 注气压力	运行上 限压力
	盖层拉张破坏	矿场地应力测试	≤27.2 MPa	27.20 MPa
	盖层剪切破坏	库伦−摩尔准则	≤30.6 MPa
	断层承载能力	断层滑移指数	≤27.6 MPa

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4.2   提高上限压力后库容评价

在运行上限压力评价结果的基础上，利用气层和油层有效库容模型，对南堡油田1-29气顶砂岩油藏地下储气库的总库容量进行估算，得到库容约为18.14×10⁸ m³。通过提高运行上限压力，储气库的有效库存量增加约17.3%，预期可显著提升建库投资的经济效益。

4.2.1   气层自由气库容量

根据气藏开发物质平衡计算得到建库主力区气层的原始含气孔隙空间为367.49×10⁴ m³；根据油气藏开发动态和数值模拟评价得到建库主力区气层目前的含水量为62.54×10⁴ m³；根据气驱水实验确定的气驱排水效率计算得到建库注气后无法对有效库容产生贡献的残余水孔隙空间为25.45×10⁴ m³。根据长岩芯实验确定气驱效率结果，综合考虑了不同沉积微相、微观孔隙结构和气层注水赋存等的影响，减去局部低渗无法有效动用的侧缘孔隙体积为15.33×10⁴ m³。最终计算得到气层有效建库储气孔隙体积为326.71×10⁴ m，上限压力下气层自由气库容量为8.45×10⁸ m³（表2）。

表  2  气层自由气库容量评价结果

Table  2.  Evaluation results of free air capacity in gas reservoir

断块	气层原始含气 孔隙/×104 m3	气层含水量/ ×104 m3	残余水孔隙/ ×104 m3	侧缘孔隙/ ×104 m3	有效储气孔隙/ ×104 m3	气体波及体积系数			库容/×108 m3
						常压22.5 MPa 压力系数1.0	超压27.2 MPa 压力系数1.2		常压22.5 MPa 压力系数1.0	超压27.2 MPa 压力系数1.2
南堡1-29	246.45	32.84	13.36	8.26	224.83	0.00454	0.00387		4.96	5.82
南堡109	121.04	29.70	12.09	7.07	101.88	0.00454	0.00387		2.24	2.63
合计	367.49	62.54	25.45	15.33	326.71	−	−		7.20	8.45

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4.2.2   油层自由气库容量

根据油气藏开发物质平衡计算得到的建库主力区油层总孔隙体积为785.45×10⁴ m³；根据油藏开发动态标定的水驱采收率为35%。结合实验确定的气驱液效率（71.6%），最终确定含油孔隙空间利用率为46.54%，油层自由气有效储存孔隙体积为374.94×10⁴ m³，最终计算得到上限压力下油层建库自由气库容量为9.69×10⁸ m³（表3）。

表  3  油层自由气库容量评价结果

Table  3.  Evaluation results of free gas capacity in oil reservoir

断块	油层原始含油 孔隙/× 104 m3	波及系 数/%	气驱液 效率/%	含油空间 利用率/%	有效含气孔隙 体积/×104 m3	气体波及体积系数			库容/×108 m3
						常压22.5 MPa 压力系数1.0	超压27.2 MPa 压力系数1.2		常压22.5 MPa 压力系数1.0	超压27.2 MPa 压力系数1.2
南堡1-29	261.81	65	71.6	46.54	121.8	0.00454	0.00387		2.68	3.15
南堡109	412.34	65	71.6	46.54	191.9	0.00454	0.00387		4.23	4.96
南堡12-X66	111.31	65	71.6	46.54	61.19	0.00454	0.00387		1.35	1.58
合计	785.45	−	−	−	374.94	−	−		8.26	9.69

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5.   结论

（1）冀东南堡1-29储气库运行上限压力评价结果表明，矿场井中原位实测确定盖层最小主应力为34.0 MPa，基于最小主应力的拉张破坏判断准则确定盖层拉张破坏的运行上限压力为27.2 MPa，并结合盖层发生剪切破坏的最大安全注气压力（30.6 MPa）以及断层发生失稳滑移对应的最大安全注气压力（27.6 MPa），最终确定南堡油田1-29储气库的运行上限压力为27.2 MPa。

（2）库容量评价结果表明，利用气层和油层有效库容模型，综合考虑气层含水量、残余水和边缘孔隙以及油层的波及系数、气驱液效率和含油空间利用率等因素，得到南堡1-29气顶砂岩油藏地下储气库的总库容量约为18.14×10⁸ m³。

（3）通过矿场井中原位地应力实测，确定南堡1-29储气库上限压力从原始地层压力22.50 MPa提升至27.20 MPa，对应的有效库容从15.46×10⁸ m³增加到18.14×10⁸ m³，库容量增长约17.3%，预期可显著提升国内超压设计油气藏型储气库的经济效益。