气藏型地下储气库动态密封性评价——以新疆H 地下储气库为例

廖 伟 刘国良 陈如鹤 孙军昌 张士杰 王 玉 刘先山

1.中国石油新疆油田公司呼图壁储气库作业区 2.中国石油新疆油田公司采气一厂 3.中国石油勘探开发研究院4.中国石油天然气集团有限公司油气地下储库工程重点实验室 5.中国石油新疆油田公司开发处

0 引言

新疆维吾尔自治区H 地下储气库是2010 年启动建设的一座库容超过100×108m3的大型枯竭气藏型地下储气库（以下简称储气库），原气藏在经历14 年衰竭式开发后，于2013 年改建为储气库并开始注气，目前已完成7 个周期的注采运行。H 储气库内部发育3 条贯穿直接盖层的大型逆断层，分别为H、H_N 和H001_N 断层，其中后2 条断层在储层内部是开启的，不具有侧向密封性。但H 断层在气藏开发过程是侧向密封的，是H 气藏的控藏断层。目前静态地质评价认为H 断层在气藏开发末期及储气库注采运行过程中均保持良好的侧向密封性。

受前期地应力、储层岩石力学、盖层岩石力学资料以及研究技术水平的限制，H 气藏在前期改建储气库方案设计和注采气过程中均未开展全面的地质力学风险评估，特别是作为气藏控藏边界的H 断层和直接盖层在储气库长期运行交变应力作用下的动态密封性亟需定量评价。

为了有效地指导H 储气库运行上限压力和动态监测井网的优化调整、保障储气库运行安全[1-2]，根据储气库高速往复注采地应力场交替变化的特点[3-4]，综合地质、地震、测井和各类室内岩心实验结果，首先建立了H 储气库区域尺度三维精细地质模型，并以此为基础，结合室内岩石力学实验、矿场地应力测试及储气库7 个周期的注采动态，建立了H 储气库三维动态地质力学模型；数值模拟评价了H 储气库在目前设计运行压力区间下的盖层完整性和断层漏失风险，并提出了动态监测井网优化调整的建议。

1 储气库地质特征与注采运行概况

1.1 地质特征

H 储气库构造形态为近东西走向的断背斜，东西长约20 km，南北宽约3.5 km，构造闭合高度约为180 m。构造内部主要发育3 条近东西走向、南倾的大型逆断层——H、H_N 和H001_N 断层（图1）。3条断层均断穿了储层和直接盖层，其中H 和H_N 断层继续向上延伸，断穿了新近系安集海河组区域盖层。

储层为古近系紫泥泉子组，包括紫泥泉子组一段和紫泥泉子组二段两个砂组，储层顶部埋深约3 500 m。气藏直接盖层为紫泥泉子组三段泥岩，区域盖层为新近系安集海河组泥岩。储层和直接盖层厚度分别为120 m 和150 m，区域盖层厚度约为870 m。根据盖层宏观展布、岩性、微观孔隙结构（岩石孔隙度、渗透率和压汞实验等）以及气体突破压力实验等综合评价结果，直接盖层岩性为棕色泥岩和砂质泥岩，平均孔隙度和渗透率分别为4.1%和0.028 mD，煤油突破压力平均约为2.5 MPa。压汞实验反映盖层排驱压力较高，介于3.82 ～14.47 MPa，最大喉道半径小于0.2 μm，表明泥岩盖层孔喉极其细微，不易于气体运移，综合评价认为直接盖层具有良好的毛细管密封能力。

图1 H 储气库古近系紫泥泉子组顶界构造图

在改建储气库前，采用断层岩性对接关系、涂抹系数等地质常规评价方法，结合原气藏开发动态，研究认为3 条断层在纵向具有较好的密封性，控藏断层H 断层泥岩涂抹因子（SSF）介于1.0 ～3.3，小于封堵的定量标准（7.0），据此认为H 断层侧向也具有良好的密封性，为气藏改建储气库奠定了地质基础。

1.2 注采运行概况

原气藏于1999 年开始生产采气，气藏原始地层压力为33.96 MPa，地层温度为92.5 ℃，天然气地质储量为126.12×108m3。改建为储气库前，气藏累计产气量为63.19×108m3，累计凝析油产量为23.26×104t，平均地层压力为14.4 MPa，压降幅度约为58%，已进入气藏中后期开发阶段。

H 储气库于2013 年6 月建成并开始注气，功能定位为北疆地区季节性调峰、西气东输管线系统季节性调峰和事故应急供气双重功能，设计库容为107×108m3，工作气量为45.1×108m3，运行压力区间为18 ～34 MPa，设计注采井30 口，监测井9 口，回注井2 口，最大日注气能力为1 550×104m3，最大日调峰能力为2 830×104m3。截至储气库第7 注采周期结束，累计注气量为113.81×108m3，累计采气量为78.19×108m3，在中国西北地区天然气调峰保供及保障西气东输管线平稳运行中发挥了重要作用。

2 区域大尺寸三维地质力学模型建立

根据地质力学观点，气藏开发及储气库长期往复注采将引起区域地应力场的扰动，特别是由于地质构造的复杂性和岩石力学参数的非均质性将引起局部应力集中，导致盖层变形破坏和断层发生剪切滑移，最终诱发储气库圈闭密封失效[5]。对于H 储气库，作为控藏断层的H 断层密封性和直接盖层完整性尤其值得高度关注。通过建立区域大尺寸三维地质力学模型，综合考虑构造形态、地应力以及储气库注采运行工况，对盖层变形破坏和断层剪切滑移风险进行三维可视化定量评价[6]，指导储气库优化运行，减小气体泄漏风险。

储气库交变应力作用下圈闭密封性失效的主控因素为盖层形变和断层力学滑移失稳，导致盖层形变和断层滑移的本质仍然是储气库往复注采作用引起的地应力场扰动。地质构造越复杂，地应力场扰动对盖层、断层静态密封性的影响越大[7]。无论是评价本质的力学变形还是圈闭地应力场反演，均需首先开展圈闭精细地质研究。

储气库圈闭渗流—地应力耦合建模及动态密封性评价技术路线如图2 所示，储气库圈闭动态密封性评价的思路仍然遵循基础地质精细研究和岩心微观分析化验确定静态地质密封性，突破压力测试确定渗流完整性，在此基础上，重点通过不同类型岩石力学实验、一维到三维及地应力耦合建模，反演圈闭动态地应力场并最终基于量化指标，定量评价盖层和断层的动态密封性。

研究以精细地质评价和岩石力学实验为基础，重点阐述H 储气库圈闭渗流—地应力耦合建模的技术方法，并在此基础上进行储气库圈闭动态密封性评价。

2.1 区域大尺寸精细地质模型建立

储气库高速注采模拟与气藏开发数值模拟所要求的地质建模不同，储气库地质建模需以局部圈闭为对象，将储层、盖层、上覆地层、下伏地层及断层纳入建模范围[6]，将原始含气储层平面扩大，纵向延展，根据储气库注采地应力扰动的范围合理确定地质建模范围大小。根据相关学者的研究[6]，三维地质力学模拟研究时，地质建模范围平面一般扩大为原始含气储层范围的3 ～6 倍，而纵向需将盖层和下伏地层纳入地质模型中。

图2 储气库圈闭渗流—地应力耦合建模及动态密封性评价技术路线图

对于H 储气库，在气藏开发10 口老井的静、动态资料研究基础上，又收集整理了30 口储气库新钻注采井资料，采用Petrel 地质建模软件，平面上将气藏原始含气范围沿背斜短轴方向扩大6 倍，长轴方向扩大至三维地震覆盖边界，纵向上建立厚度约200 m 的直接盖层紫泥泉子组三段、厚度约870 m 的区域盖层安集海河组以及下伏地层紫泥泉子组一段的层面模型。

H 储气库区域大尺寸三维地质模型平面网格采用50 m×50 m 的网格步长，X 方向共划分393 个网格，Y 方向共划分286 个网格，平面上网格总数113 078个；在纵向上共分了33 个小层，网格尺寸平均为1 m，共分了871 个网格；总网格节点393×286×871，网格总数为9 789 万个，符合地质模型的要求。

H 储气库构造模型采用确定性建模方法，使构造层面完全忠实于井资料，以地震解释层位和断层文件为基础搭建构造模型，通过地质分层校正，保证构造模型与实际地质特征吻合。在此基础上，根据测井和实验室岩心孔隙度和渗透率测试结果之间的相互标定，采用数理统计方法建立三维岩性模型和属性模型，含气范围储层平均孔隙度、渗透率分别为18.6%、35.5 mD。

2.2 三维地质力学模型建立

2.2.1 三维静态地质力学模型建立

将精细地质模型首先进行适当粗化，粗化后的模型平面网格尺寸为100 m×100 m，纵向网格以储层为核心，储层部分精细划分，上覆地层和下伏地层纵向网格约以1.5 倍比例逐渐扩大光滑过渡，在减少网格总数的同时降低由于网格尺寸突变引起的数值模拟误差，粗化模型总网格数1 120 000 个。建立粗化后地质体三维构造模型和局部圈闭粗化地质剖面。

利用岩心资料、制备储层及盖层岩样室内单轴压缩和不同围压三轴压缩等岩石力学实验，确定不同地层岩石力学参数。在研究过程中，虽然选取了较多的岩心用于岩石力学实验，但因部分岩心入库时间较长，导致其泥质含量较高，易于破碎的直接盖层段岩心加工难度大，无法根据多块岩心的岩石力学实验结果建立泊松比、杨氏模量等力学参数与声波测井参数或孔隙度等岩石物理参数之间的数学关系。因此，三维地质力学模型中同一地质层位赋予相同的岩石力学参数（表1）。同时，研究中获得了由中国地震局提供的H 储气库第2 注采周期东区（储气库主要注采区域）KNN 井地表变形合成孔径雷达干涉的监测结果，用于对三维地质力学模型进行校核。

表1 H 储气库储层、盖层岩石力学参数表

地质力学模型中3 条逆断层力学参数基于等效连续介质力学原理，将断层面穿过的网格定义为断层网格，等效计算断层面穿过的网格沿断层面切向和法向刚度系数，并参考相关学者研究成果[2]，特别是以断层上下盘实测地应力大小和方向为校核依据，对断层力学参数多次调整，最终确定合理参数，3 条逆断层采用相同的力学参数（表2）。

表2 H 储气库H、H_N、H001_N 断层力学参数表

2.2.2 三维动态地质力学模型建立

为了建立三维动态地质力学模型，需要将静态地质力学模型与储层注采渗流动态模型耦合联动计算[8-11]，将原气藏开发和储气库注采不同时刻的地层压力场输入静态地质力学模型中，通过力学变形平衡模拟计算，获得不同地层压力场对应的区域尺度三维地应力，进而根据相关地质力学公式计算盖层变形破坏和断层剪切滑移风险指标。

根据H 储气库单井地漏测试和室内声发射岩石力学实验，综合确定最大水平地应力梯度为0.026 MPa /m，最小水平地应力梯度为0.021 MPa/m，垂向地应力梯度0.023 MPa /m，H 储气库地应力为走滑应力状态。根据原气藏开发3 口老井偶极声波、成像和地层倾角测井解释结果，确定最大水平主应力方位介于18°～25°，平均为23°。

对于H 储气库，通过将粗化后的地质模型赋予相对渗透率、原气藏开发和储气库注采动态等各类工程和生产动态数据，建立储层注采渗流动态数值模拟模型，渗流数值模拟采用Eclipse 软件计算，并通过Petrel 软件实现储层注采渗流与地质力学模型的耦合计算，耦合计算原理如图3 所示。

图3 Petrel 模拟系统渗流—地应力耦合原理示意图

在模拟中，使用单向耦合方式，即储层注采渗流数值模拟计算不同时间点的地层压力场，最终选取地质力学观点上具有代表性的地层压力场，如原气藏开发、储气库高速注采过程地层压力最大和最小时的压力场，将该地层压力场输入三维地质力学模型，模型采用Visage 模拟器计算地应力场。在地质力学数值模拟中，考虑了岩石非线性塑性变形，以准确反映高温高压条件下地层岩石的非线性力学行为。

在H 储气库原气藏开发和改建储气库后7 个周期注采动态过程中，选取了5 个关键时间节点进行数值模拟，分别为气藏开发原始状态（对应时间为1998 年11 月）、气藏开发末期（对应时间为2013 年6 月），气藏改建储气库后第1 周期采气末期（对应时间为2014 年2 月），第3 周期注气末期（对应时间为2015 年10 月），第7 周期注气末期（对应时间为2019 年10 月），这5 个时间点分别标记为C0、C1、C2、C3 和C4。同时，为了评估储气库注气至最大地层压力和采气至最小地层压力时的地质力学风险，进一步开展储气库注气至设计上限压力34 MPa 时和采气至设计下限压力18 MPa 时的地质力学数值模拟，这两个时间点分别标记为C5（地层压力为34 MPa）和C6（地层压力为18 MPa）。

基于渗流—地应力耦合数值模拟，获得H 储气库原气藏开发和储气库注采过程中地层压力变化扰动下的动态地应力场，进而根据相关的岩石变形破坏原理和量化指标计算公式，可定量评价拉张、剪切等力学完整性破坏风险指标。

3 注采交变地质力学风险评价

3.1 局部地应力场动态变化分析

图4 H 储气库原气藏开发末期相对于原始状态地层压力、最小水平主应力和垂向主应力变化幅度分布图

根据H 储气库各关键时间节点地质力学数值模拟成果，进一步模拟相应阶段局部地应力场的动态变化。H 储气库原气藏开发末期相对于原始状态地层压力、最小水平主应力和垂向主应力变化幅度分布如图4 所示，气藏开发末期含气面积范围内地层压力平均减小约16 MPa，最小水平主应力平均减小约9 MPa，为地层压力减小幅度的0.56。根据储层应力路径的定义，气藏应力路径为0.56，属中等强度应力路径，最小水平主应力与地层压力变化趋势一致，同样是在含气区显著减小，而在含气区以外最小水平主应力变化幅度较小，特别是H 断层上盘最小水平主应力基本未发生变化，导致H 断层两侧最小水平主应力差高达9 MPa。气藏开发过程中垂向主应力基本保持不变，只在断层附近及个别网格区域增大约1 MPa，这是由于气藏开发地层压力下降引起的自由地表压实变形的结果，与Tenthorey 等[5]研究成果相同。沿背斜短轴剖面最小水平主应力变化幅度研究成果显示，最小水平主应力具有强烈的纵向非均质性，含气区最小水平主应力减小，而储层顶部和内部部分低渗透率区以及连通性较差的区域最小水平主应力减小幅度较小，断层附近部分网格最小水平地应力增大，这是所谓的应力拱效应，即局部地应力减小必然导致其相邻区域地应力增大，才能使得地层整体的变形平衡。

气藏开发原始状态（标记为C0）与储气库注气至设计上限压力34 MPa 时（标记为C5）的最小水平主应力分布图（图5）显示，储气库高速注采扰动后地应力平面分布非均质性增强，气藏原始状态时最小水平主应力分布比较均衡，最小水平主应力随构造深度增加而增大，但储气库高速注气至设计上限压力34 MPa 时最小水平地应力分布变得非常不均衡，由于储气库目前主要集中在构造位置相对较高的中东部区域注气，高速注气形成局部高压引起地层平面膨胀，导致东区最小水平主应力增大，而注气量较小的西部区域最小水平主应力减小。地应力在平面上的差异将导致储层发生平面错动变形，对井筒完整性产生负面影响。

3.2 盖层力学完整性评价

储气库盖层力学完整性评价重点是研究储气库高强度交变注采引起的盖层拉张破坏，以及由于构造、岩性变化和层理发育等复杂条件引起的应力集中导致的盖层剪切变形破坏。

H 储气库埋藏较深（储层顶部埋深约3 500 m），设计运行上限压力为34 MPa，远小于盖层最小水平主应力57 MPa，盖层拉张破坏风险很低，可忽略不计。因此，盖层剪切变形破坏风险成为研究的重点。

盖层剪切破坏风险评价是在岩石力学实验研究基础上，通过对圈闭地应力场及其动态变化特征的研究，以岩石剪切破坏准则为依据，计算剪切破坏指标，实现风险量化评价。目前，最经典的盖层剪切破坏风险评价方法是基于岩石力学中的摩尔—库仑准则[11]，以该准则为基础，根据式（1）可计算盖层安全因子（χ），即

式中τm表示某一应力状态下的最大剪应力，MPa；

表示剪切破坏发生时的临界剪应力，MPa；c 表示内聚力，MPa； 表示内摩擦角，（°）；σ1表示最大有效主应力，MPa；σ3表示最小有效主应力，MPa。当χ 等于0 时发生剪切破坏。

从式（1）可以看出，影响盖层剪切破坏风险高低的主要因素包括两类：①最大、最小有效主应力，其分别等于最大、最小主应力与地层压力之差；②盖层岩石本身的力学参数，包括单轴抗压强度、内聚力、内摩擦角等。盖层岩石力学参数属不可改变的客观因素。因此，最大、最小有效主应力是影响盖层剪切破坏风险高低的主要因素，其与地层压力的变化密切相关。

图5 H 储气库气藏原始状态与储气库注气至设计上限压力时最小水平主应力对比图

图6 H 储气库关键时间节点直接盖层安全因子分布图

H 储气库关键时间节点直接盖层的安全因子分布如图6 所示，气藏开发末期（标记为C1）直接盖层安全因子均大于0，仅在H 断层西段安全因子较小，平均约为0.10，直接盖层未进入临界应力状态，表明H 储气库由气藏开发末期改建储气库前，直接盖层具有较好的完整性；储气库注气至设计上限压力34 MPa 时（标记为C5），直接盖层安全因子介于0.06 ～0.46，含气区上覆直接盖层安全因子平均为0.30，盖层未进入剪切破坏临界状态；采气至设计下限压力18 MPa 时（标记为C6），直接盖层安全因子介于0.10 ～0.35，含气区上覆直接盖层安全因子平均为0.24，盖层未进入剪切破坏临界状态；在H 断层西段附近区域由于构造突变和断层力学强度降低影响，安全因子较小，部分网格安全因子小于0.10。

除了使用安全因子，斯伦贝谢公司根据多年的研究经验，提出了采用累积塑性应变评价盖层变形破坏风险[1]，认为当盖层累积塑性应变大于1.0%，盖层将进入临界应力状态，存在发生剪切破坏风险。通过模拟H 储气库30 年注采运行，直接盖层累积塑性应变小于0.1%，以弹性变形为主，安全风险小。

3.3 断层力学稳定性与漏失风险评价

断层力学稳定性评价包括侧向和纵向密封性评价两个方面[12-13]。地质力学研究和相关矿场实践表明，当由于气藏开发或储气库注采引起区域地应力场的扰动，使得作用在断层面上的剪应力大于有效正应力与摩擦系数之积时，断层将发生失稳滑移，增大纵向密封失效风险[7]。储气库断层力学稳定性评价的本质就是研究因多周期交变注采扰动下三维动态地应力场变化情况和断层力学稳定性。

与盖层剪切破坏风险评价类似，准确反演获得断层周边初始三维地应力场及其因储气库注采所产生的动态扰动，是科学评价断层稳定性的关键。

前人对储气库地下应力的变化做过研究[14-17]，本次研究以Petrel 地质—地质力学一体化模拟平台为载体[18-20]，采用如前所述的储气库圈闭地应力—渗流耦合建模技术开展断层动态密封性评价，精细刻画了3 条断层三维空间展布形态，并充分反映了复杂构造和地层岩石力学参数非均质性对地应力场的影响，为断层稳定性评价指标计算提供了准确的基础参数，采用三维空间应力张量算法，可计算出任一地层压力下断层面的剪应力和有效正应力，进而评价储气库注采扰动下的断层稳定性[7,14]，根据式（2）可计算断层滑移趋势指数（ST），即

式中τs表示某一应力状态下沿断层面的剪应力，MPa；σn表示垂直于断层面的有效正应力，MPa。当ST ＜0.6 时断层力学稳定，当ST ≥0.6 时断层存在失稳滑移风险，ST 越大，失稳滑移风险越高。

模拟H 储气库运行至设计上限压力和设计下限压力时3 条逆断层滑移趋势指数分布研究成果显示，储气库在设计上限压力34 MPa 至设计下限压力18 MPa 注采运行期间，H、H_N、H001_N 断层在储层、盖层区域的滑移趋势指数介于0.2 ～0.3，远低于0.6的力学失稳滑移临界指标，表明储气库注采运行过程中，断层滑移趋势指数小，漏失风险小。

同样，也可以采用斯伦贝谢公司提出的累积塑性应变评价断层稳定性。由于本次研究对断层的处理是采用等效连续介质力学理论，将断层面穿过的网格定义为断层。因此，可采用与盖层相同的评价方法研究其稳定性。对断层面穿过的网格30 年累积塑性应变统计发现其仍然小于0.1%，以弹性变形为主，安全风险小。

3.4 不确定性分析与动态监测调整建议

上述关于H 储气库原气藏开发末期及其改建储气库后长期注采运行过程中盖层完整性和断层稳定性的评价均表明，气藏在经历14 年衰竭式开发后，圈闭仍然具有良好的密封性，保障了气藏改建储气库后能够安全注采运行。通过2013 年改建储气库后，近7 年实际注采工况及30 年长期运行模拟研究，直接盖层变形破坏和断层滑移失稳风险仍然较低。

但是，根据笔者的观点，基于岩石力学变形破坏准则去评价盖层和断层稳定性属于比较宽松的标准。对于盖层的完整性，部分直接盖层可能在变形破坏前由于交变应力长期的疲劳损伤作用，使得盖层微观孔隙结构发生变化，导致气体初期缓慢的扩散，这种扩散最终可能发展为大规模泄漏；对于断层的稳定性，虽然从地质力学观点评价其未进入滑移失稳的临界状态，但断层上、下盘长期的相互错动滑移将使得断层渗透率逐渐变大，气体同样可以由初期的缓慢扩散发展为大规模泄漏。

模拟计算H 储气库注气至设计上限压力34 MPa和采气至设计下限压力18 MPa 时，直接盖层产生较为明显的纵向压实变形，H 断层下盘（即含气区）纵向压实变形大于5 cm，而其上盘纵向压实变形小于1 cm，H 断层两侧形成约5 cm 的相对错动变形，在长期错动变形的影响下，H 断层存在渗透率逐渐变大、气体发生扩散甚至泄漏的风险，这种风险必然随着储气库注采周期的延长而逐渐增大。因此，基于储气库注采运行安全考虑，建议在H 断层上盘增设监测井，密切监视断层上盘是否发生气体泄漏。

4 结论

1）通过对H 储气库各类资料的综合分析，建立了H 储气库区域大尺寸三维精细地质模型，结合储层和盖层岩石力学、室内声发射及矿场地漏测试结果，与储层注采渗流数值模拟动态模型结合，进一步建立了三维动态地质力学数值模拟模型，并与H 储气库东区KNN 井附近区域地表变形合成孔径雷达监测结果相结合，对动态地质力学模型进行校核。

2）结合H 储气库7 个周期实际注采运行工况并模拟其30 年长期运行动态，表明气藏开发过程地层压力的下降会引起区域地应力扰动，尤其是H 断层两侧地应力形成较大的差别，储气库高速注采后区域地应力在平面上的分布具有更强的非均质性，这将引起储层平面错动变形，对井筒完整性产生负面影响。

3）通过计算安全因子，H 气藏开发末期及储气库长期运行过程中盖层安全因子介于0.06 ～0.46，含气区上覆直接盖层安全因子为0.30，储层安全因子普遍在0.50 左右。H 气藏开发末期及H 储气库长期运行过程中盖层均未进入临界应力状态，不会发生剪切变形破坏，盖层累积塑性应变同样支持了安全因子的评价结论。3 条逆断层注采运行过程均以弹性变形为主，累积塑性变形远小于1.0%的滑移失稳标准，并且其力学稳定临界值均小于0，表明H 气藏改建储气库前及其长期运行过程断层均具有较好的稳定性。

4）基于岩石力学变形破坏准则去评价盖层和断层稳定性属于比较宽松的标准，特别是在储气库注气至设计上限压力和采气至设计下限压力时，H 断层两侧将形成约5 cm 的相对错动变形，这种长期的变形错动必然致使断层渗透率逐渐增大，气体存在扩散甚至泄露的风险。因此，建议在H 断层上盘增设监测井，密切监视断层上盘是否发生气体泄漏。