王 超,馬小明,蘇麗萍,楊樹和

(1.東北石油大學地球科學學院,黑龍江 大慶 163318; 2.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院,天津 300280)

天然氣地下儲氣庫將長輸管道輸送來的天然氣 重新注入地下空間而形成的一種人工氣藏,具備儲存量大、機動性強、經(jīng)久耐用及安全性高的特點[1],并已經(jīng)成為當今世界儲存天然氣的最主要方式[2-3]。大港油田所屬板橋油氣田已建成7座儲氣庫,成功生產(chǎn)運行17年,為京津冀地區(qū)的社會發(fā)展與經(jīng)濟建設提供天然氣保障。但由于大港油田屬歧口凹陷復雜斷陷區(qū),斷層類型多、封堵強度差異大,尤其儲氣庫高低壓往復變化、多周期強注強采的特點與長壽命強封閉性的嚴苛要求,對氣庫斷層與泥質蓋層的封閉強度要求極高。因此,需要定量評價大港油區(qū)儲氣庫群第三系斷層封閉性強度,確定氣庫群運行的壓力界限,為氣庫群的提壓擴容和優(yōu)化運行提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質概況

大港儲氣庫位于渤海灣盆地歧口凹陷中北部,歧口凹陷屬于復雜斷陷區(qū),先后大體經(jīng)歷了古近紀多期斷陷和新近紀——第四紀坳陷等構造演化階段[4],并發(fā)生前期構造格局改造和沉積中心遷移等[5]。大港儲氣庫群建庫層位主要在下第三系沙一段板II油組,埋藏較深,地層巖性主要為灰白色砂巖與灰色、深灰色泥巖互層,以細、粉砂巖為主;儲層物性條件差,非均質性極強。國外已建儲氣庫埋深主要在300～2 000 m,其數(shù)量占儲氣庫總數(shù)的91.0%,巖性為砂巖和石灰?guī)r,孔滲條件較好。大港儲氣庫群的建庫地質條件與國外相比,總體來說相對較差,表現(xiàn)為埋藏深、儲層物性條件差、非均質性強。

2 斷層封閉能力定量評價

2.1 斷層側向封閉機理及封閉類型

斷層側向封閉的本質是斷層帶與圍巖之間的差異滲透能力。從引起差異滲透的因素來看,斷層封閉可以劃分為三大類型[6]:對接封閉(Juxtaposition seal)、斷層巖封閉(Fault rock seal)、膠結封閉(Cemented seal),如圖1所示。

2.2 儲氣庫控圈斷層封閉類型

研究區(qū)板2油組縱向上地層的巖性厚度變化顯示,油組內(nèi)部砂體厚度在幾米至30 m之間,油組上覆蓋層厚度普遍達到300 m。儲氣庫控圈斷層的斷距-距離曲線如圖2所示,板2油組的斷距主要分布在0～210 m之間。而板橋和大張坨2條控陷斷層斷距較大,達到400～500 m(見圖3)。因此油組內(nèi)的小層砂體及上覆蓋層會被完全錯斷,在控圈斷層斷距范圍內(nèi)就會出現(xiàn)非同層砂巖對接情況。而出現(xiàn)砂-砂對接時,斷層的側向封閉能力則會受控于斷層面的斷層泥比率(SGR,shale goule ratio)值的影響。

圖1 巖性對接類型及封閉性分析方法Fig.1 Lithological joint type and seal analysis method

圖2 板2油組控圈斷層斷距-距離曲線Fig.2 Bqnqiao No.2 oil field complex control circle fault displacement-distance curve

依據(jù)斷層斷距與斷層面泥質含量數(shù)據(jù),得到了板12-24單井三角圖(見圖4)。從圖4的對接三角圖可知,控圈斷層斷面的巖性對接發(fā)育3種類型,形成3種封閉模式:①斷距大于砂體厚度小于泥巖層厚度時,砂體與對盤泥巖層形成對接封閉,對接位置的斷層側向封閉能力為對應深度的蓋層水力破裂壓力;②斷距小于砂體厚度時,砂體未被完全錯斷,斷面發(fā)育同層砂-砂對接滲漏窗口,斷層對下降盤無封閉能力,滲漏窗口處斷層水力破裂壓力為靜水流體壓,對上升盤封閉能力受控于砂體與對盤泥巖的對接幅度;③斷距大于砂體和泥巖層厚度時,砂體被完全錯斷,斷層發(fā)生側向滲漏風險主要集中在非同層砂體對接的部位,即斷層巖封閉能力。

2.3 儲氣庫斷層側向封閉性定量評價

通常情況下,泥質中的細粒物質可有效降低斷層巖的孔隙度,從而起到增加斷層帶毛細管力的作用,進而增加斷層兩側的壓力差,故泥質含量越大斷層的封閉能力越強[7]。理論上,斷層泥比率SGR值應該利用圈閉內(nèi)烴壓力和對應深度的斷裂帶內(nèi)水壓力的差值進行校正。但實際中要取得斷層帶內(nèi)水的壓力資料很難,故采用測量同一油藏過斷層壓力差(AFPD,across fault pressure difference)來獲得[8],如圖5所示。

圖3 板橋和大張坨控圈斷層斷距-距離曲線Fig.3 Banqiao and Dazhangduo control circle fault displacement-distance curve

圖4 板12-24井三角圖Fig.4 Banqiao 12-24 well triangular diagram

然后對斷層泥比率SGR與過斷層壓力差AFPD數(shù)據(jù)進行了統(tǒng)計,得出在不同深度下存在著不同的AFPD-SGR有效封閉包絡線[9],如圖6所示。

通過上述方法,為定量表征斷層的側向封閉能力,我們將研究區(qū)板中儲氣庫群原始氣藏下控圈斷層兩側的油、氣、水關系進行了統(tǒng)計,確定了在不同深度下過斷層壓力差AFPD如圖7所示。然后通過對斷層相關圈閉內(nèi)斷層控圈部位的過斷層壓力差AFPD和斷層泥比率SGR最小值的對應關系統(tǒng)計,得出了斷層側向封閉能力的上限包絡線,如圖8所示。

根據(jù)圖8擬合出來的外包絡線我們得出過斷層壓力差AFPD與斷層泥比率SGR的定量關系式為

AFPD=0.649×ln(SGR)-1.963。

(1)

圖5 利用斷層兩側井壓力資料計算過斷層某點的壓力差Fig.5 Calculating the pressure difference at a point of crossing fault using pressure data of well on both sides of faults

圖6 砂-砂儲層并置區(qū)的斷層泥比率SGR與過斷層壓力差AFPD的標定圖Fig.6 Orientation map of the fault gouge ratio SGR and crossing fault pressure difference AFPD in sand-sand reservoir collocation area

過斷層封閉壓差AFPD與對應氣柱高度HG的定量關系為

AFPD=(ρw-ρG)gHG,

(2)

其中:HG為烴柱高度(m);ρW為水密度(kg/m3);ρG為天然氣密度(kg/m3);g為重力加速度(m/s2)。

通過聯(lián)立以上兩式,進一步得出了斷層封閉天然氣的氣柱高度HG與斷層泥比率SGR的定量關系式為

(3)

通過對不同斷層規(guī)模與其封閉能力進行統(tǒng)計對比發(fā)現(xiàn),大型斷層封閉壓差普遍較大,最小封閉壓差在4 MPa以上,封閉能力較穩(wěn)定。中型斷層也可封閉較大的封閉壓差,但部分層位最小封閉壓差較小,總體上封閉能力較大型斷層弱。小型斷層部分層位最小封閉壓差為零,封閉能力最弱,如圖9所示。

圖7 斷層兩盤流體壓力差剖面Fig.7 Profile of fluid pressure difference between both sides of fault

3 結論

(1) 儲氣庫高低壓往復變化、多周期強注強采的特性,斷層側向封閉性能力在一定程度上直接決定了儲氣庫運行壓力上限。

圖8 大港儲氣庫群斷層封閉壓差與斷層泥比率關系統(tǒng)計散點圖Fig.8 Statistical scatter diagram of the relationship between the seal pressure difference and the fault gouge ratio in Dagang gas storage complex

圖9 各級別斷層最大、最小封閉壓差統(tǒng)計直方圖Fig.9 Statistical histogram for the maximum and minimum seal pressure difference of faults at all levels

(2) 儲氣庫控圈斷層側向封閉能力與其斷距呈現(xiàn)正相關。小規(guī)模斷層最小側向封閉壓差最小,發(fā)生側向滲漏風險最大。

(3) 通過定量評價儲氣庫控圈斷層側向封閉性能力,定量地擬合出了斷層泥比率SGR與過斷層壓力差AFPD的關系式,并最終確定斷層側向封閉的臨界斷層泥比率SGR值為18.3%。