地下储气库具有强注强采且注采反复循环的特点, 注采井的合理优化部署直接关系到储气库的运行效率。在平面上既要充分控制储层相对发育区, 又要在兼顾考虑储气库经济性和调峰规模的情况下对储层发育较差、低渗条带以及受液相影响明显的区域适当加密井网, 以扩大气驱波及系数, 进而最大程度地提高储层砂体控制程度, 获得更好的运行效果。

2003年根据储气库实际运行情况, 实施了储气库扩建改造工程, 完钻加密井3口（K 13、K 14、K 15井）, 利用老井4口（B 52、B 53、TZ 1、TZ 2井）, 形成15注19采的注采井网（图1）。从X储气库调整后的注采井网来看, 其中加密井K 13井位于气藏高部位, K 14井位于气藏西部, K 15井位于低渗带附近。相比原方案, 调整后的注采井网对气藏原始含气范围内的有利储层砂体控制程度进一步提高, 对高、中、低不同的构造部位均有气井控制, 最大限度地利用了原始地层含气孔隙空间^{[11, 12, 13]}。同时根据采气能力评价结果来看, 3口新井采气初期日调峰能力为222× 10⁴ m³, 采气末期仍具有70× 10⁴ m³的日调峰能力（表1）。可见井网调整后X储气库整体调峰能力显著增强, 这对于冬季调峰供气以及应急供气都具有重要意义。

图1

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	图1 X储气库注采井网调整后分布图

表1

表1

表1 X储气库单井压力-采气能力分析数据 井号 不同地层压力下单井采气能力/（104 m3· d-1） 30.5 MPa 25 MPa 20 MPa 17 MPa 14 MPa K 1 75 67 55 42 22 K 2 80 80 60 45 25 K 3 75 55 43 31 17 K 4 80 80 60 48 26 K 5 73 55 43 30 16 K 6 80 70 60 55 34 K 7 80 70 60 55 31 K 8 80 70 60 50 27 K 9 20 15 8 5 2 K 10 80 70 60 49 27 K 11 75 55 43 31 16 K 12 80 70 55 50 27 K 13 72 55 47 33 17 K 14 80 70 55 51 27 K 15 70 60 55 45 26

表1 X储气库单井压力-采气能力分析数据

利用废弃油气藏改建地下储气库是国内外储气库建设的主要类型, 国内已建的地下储气库大都由水淹气藏改建而成。因地质结构的复杂性、气藏内部流体的混杂性及地下储气库生产运行方式等因素的影响, 地下储气库达到设计库容是一个长期、复杂的动态变化过程^{[14, 15]}。故在掌握储气库动态流体运移规律的基础上, 优化注采运行方式利于提高气库达容达产效率。

X储气库由一带弱边水的凝析气藏改建而成。该气藏投产前, 受BZ北、BZ南气藏开发的影响, 地层压力由原始的29.77 MPa降至25 MPa左右, 边水向气藏内部侵入。在原始气藏砂体有限且部分孔隙体积被侵入水占据的情况下, 通过循环注气开发和储气库气驱排液的方式, 提高了凝析油采收率, 减少了凝析油在地层中的反凝析现象, 降低了凝析油对注采气的影响程度, 有利于储气库多周期运行。在X储气库多周期运行过程中, 采取灵活多变的注采运行方式^{[11, 12]}。一是加强低产井管理, 采取强注强采, 增加气井周期吞吐气量, 逐步提高注采气能力。例如, K 9井位于低渗条带, 注采气能力较差, 2008年开始对K 9井采取强注强采措施, 人为增加该井的注采气量, 从多注采周期运行效果来看, K 9井注采气量稳步提高, 运行效果得到改善（图2）。二是储气库边部或低部位高带液井控产排液, 遏制边水向气库内部推进。如K 11、K 12及K 15井等, 在采气运行阶段, 控制单井日采气量, 稳产排液, 避免边水侵入气库, 有效降低了边水侵入给气库运行所带来的隐患, 有利于储气库平稳运行。三是实施分段式注气, 即初期强注、中后期缓注, 并合理确定强注、缓注时间, 实现储气库多注气多扩容。以气驱方式持续向水域方向扩容（图3）, 利用与气库连通砂体孔隙体积, 实现了气水砂体联动扩容^{[16, 17, 18]}, 累计扩容孔隙体积已达94× 10⁴ m³。

图2

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	图2 K 9井多周期阶段采气量柱状图

图3

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	图3 X储气库2020年注气末期流体分布图

储气库运行上限压力越高, 储气库库容规模越大, 高压条件也有利于多注气。但在高压条件下更应防止破坏储气库盖层和断裂系统的密封性, 尤其储气库高低压往复变化、多周期强注强采的特点与长寿命强封闭性的严苛要求, 对储气库断层与泥质盖层的封闭强度要求极高。因此, 需要定量评价储气库断层与盖层封闭强度, 确定储气库运行的压力界限, 为储气库的提压扩容和优化运行提供依据。

针对X储气库运行上限压力, 基于莫尔理论, 应用储气库动态注采流压扰动下断层封闭动态评价技术, 确定了地质体断层封闭薄弱点的活化压力。通过结合地应力场演化特征和地应力测井数据, 定量描述各控圈断层各个部位的最小活化压力和最高封闭压差分布状况, 指导储气库内各条控圈断层附近合理运行压力的优化调控。

首先将断裂带看做一个平面, 采用以下莫尔-库伦准则相关公式^[19]计算三维应力空间中的任一理想断层面（平面）所受的有效正应力（σ _n）和剪应力（τ ）, 其数值与3个有效主应力（σ ₁'、σ ₂'、σ ₃'）及其与断面法线的夹角有关（图4）, 在莫尔圆（横轴为断面所受有效正应力, 纵轴为断面所受剪应力）上表现为一个孤立的点。但是实际断层面是非常不规则的, 故将断层面单元面化来分析每个单元面所受的应力状态, 以此表征实际断层面所受应力状态, 在莫尔圆上表现为一系列的点。在断层稳定性评价过程中, 就是采用这种方法来表示实际断层面所受应力状态。通常用3个主应力来表示岩体地应力的大小, 即最大主应力（σ ₁）、中间主应力（σ ₂）和最小主应力（σ ₃）, 且σ ₁> σ ₂> σ ₃。在流体饱和的岩体内, 作用在岩体上的主应力由于流体压力（p_w）的作用而减小, 抵消后的主应力称为有效主应力, 即σ ₁'=（σ ₁-p_w）> σ ₂'=（σ ₂-p_w）> σ ₃'=（σ ₃-p_w）。

σn=σ1'cos2αn+σ2'cos2βn+σ3'cos2γn（1）

τ=σ1'2cos2αn2+σ2'2cos2βn2+σ3'2cos2γn2-σn2（2）

式中：σ ₁'为最大有效主应力, 在研究区为垂向主应力; σ ₂'为中间有效主应力, 在研究区为水平最大主应力; σ ₃'为最小有效主应力, 在研究区为水平最小主应力; α _n、β _n和γ _n分别为最大、中间和最小有效主应力与单元面法线的夹角。

图4

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	图4 莫尔圆表示断面所受地应力及断层稳定性评价原理图

断层稳定性评价必须考虑断层岩力学性质, 即摩擦系数（包络线在有效正应力大于0的区域的斜率）和内聚力（包络线的纵轴截距）。断层形成后发生一系列诸如压实、压溶以及胶结等作用, 断层岩就会重新获得内聚力, 其包络线如图4实线所示。储气库运行方式是强注强采, 当储气库流体压力增加时, 有效主应力会等幅度减小, 表现为莫尔圆大小不变, 位置逐渐左移。当代表断层面的点与破裂包络线相切时, 即为断层发生再活动的临界点, 移动的水平距离便代表了断层再活动所需附加流体压力值（ Δp）。活化压力（p_R）为初始地应力状态下断层发生再活动所需总流体压力的大小, p_R=p_w+ Δp。由于实际断层面的不规则性, 每个断层单元面的稳定程度是不同的, 用最小附加流体压力和最小活化压力来表示断层面上最易活化部位的稳定程度, 而用最大附加流体压力和最大活化压力来表示断层面上最不易活化部位的稳定程度。应用控圈断层密封性与稳定性定量分析技术, 得出X储气库断层的侧向封闭最小突破压力为32.4 MPa。

盖层封闭突破压力则应用盖层水力封闭原理, 考虑盖层所受水平最小主应力与孔隙附加流体压力, 通过计算泥岩盖层应力应变曲线回归不同深度下盖层封闭的烃柱高度, 实现对储气库盖层封闭性的定量评价。应用位于X储气库邻近区域的K 5-9井的地应力测井结果, 拟合水平最小主应力随深度变化的定量关系式, 可表征盖层的水力封闭压力动态变化特征。计算得出X储气库的盖层水力破裂压力阈值为36.1 MPa。

从评价结果来看, X储气库实际最高运行压力均低于其盖层突破压力、岩石侧向突破压力及水域压力值。其中岩石侧向突破压力及水域压力值较为接近, 可作为理论最高运行上限压力（表2）。原设计上限压力29 MPa低于理论最高运行上限压力（32.4 MPa）, 故X储气库具有进一步提高运行压力的空间。

表2

表2

表2 X储气库最高运行上限压力评估 原始压力 考虑不同因素时最大运行上限压力 实际 最高运行 压力/MPa 理论 最高运行上限压力/MPa 地层 压力/MPa 压力系数 盖层突破压力/MPa 断层岩石侧向 突破压力/MPa 29.77 1.12 36.1 32.4 31.6 32.4

表2 X储气库最高运行上限压力评估

X储气库通过高注低采、库内气井携液与边部气井稳产排液相结合的注采方式, 携排液腾出了部分地下孔隙空间, 增加了储气库可利用的地层孔隙空间。X储气库投入运行至目前经历了24个注采周期, 累计产水量2.37× 10⁴ m³, 累计产油量11.87× 10⁴ m³, 累计产液量12.24× 10⁴ m³, 腾出的地下孔隙空间占储气库总扩容孔隙体积的11.1%, 有利于储气库扩容。X储气库储层物性较好, 平面气层分布连片、连通性好, 气驱波及效率与扩容效率均较高。气库先后经历了快速扩容-缓慢扩容-稳定运行3个阶段（图5）。从X储气库多周期产液量和气油比变化曲线（图6）看出, 储气库以气驱排液扩容为主, 产液量逐年降低, 气油比呈上升趋势, 储气库运行已基本接近定容状态。

图5

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	图5 X储气库多周期库存量变化曲线

图6

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	图6 X储气库多周期产液量和气油比变化曲线

X储气库目前已安全运行24个注采周期, 多周期注气末期关井测静压接近30~31 MPa, 高于原设计上限压力1~2 MPa, 同时未发现储气库有明显的漏失。通过注采多周期视库存量与视库存量增量曲线（图7）分析可见, 二者趋势较为一致, 没有出现逸散现象, 表明在目前运行压力条件下气库封闭性较好。

图7

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	图7 X储气库注采多周期视库存量与视库存量增量曲线

X储气库及单井实际运行最低下限压力接近13 MPa, 其中2012-2013年度周期, 储气库运行压力为12.83~30.81 MPa, 该周期采气量达到6.04× 10⁸ m³, 在下限压力13 MPa时调峰能力仍高达300× 10⁴ m³/d（图8）, 能满足大规模的调峰需求^{[20, 21, 22]}, 实际工作气量已经达到了6× 10⁸ m³的设计值。从运行情况看, 各单井产水量及液气比均较低, 且各单井多周期产液量均呈现下降趋势（图9）, 以凝析油为主, 表明在目前运行下限压力条件下没有发生明显的边水侵入, 仍具有较高的调峰能力。

图8

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	图8 X储气库2012-2013年度周期采气生产曲线

图9

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	图9 X储气库单井多周期液气比曲线