0 引言
随着加快完善天然气产供储销体系建设步伐，以及推动储气能力快速发展的国家战略的实施，全国天然气需求预计在2035—2040年间将达6 500×108 m3顶峰，储气能力需求预计达1 000×108 m3［1］。气藏型储气库工作气量约占全球储气库总工作气量的75%，是最主要的储气库类型［2-8］。自20世纪90年代末，国内开始利用气藏进行改建储气库评价建设，截至2022年，形成工作气量约150×108 m3［1-3］，但距离国家的储气能力需求还有较大差距。地下储气库一般选取储层封闭性好的隆起或断块等构造和物性好、单井产量高的中—高渗储层进行建设，能满足快注快采的要求［2-11］。低渗岩性气藏是国内在产天然气田的主要气藏类型，以鄂尔多斯盆地靖边气田、榆林气田等为代表。国内优质建库资源相对缺乏［4］，低渗岩性气藏若可用于改建储气库，一是将大幅拓宽储气库的建设领域；二是可有效提升鄂尔多斯盆地的天然气冬季调峰能力，平抑气田季节生产的峰谷差。
对于改建储气库来说，低渗岩性气藏具有无断层或气水界面等明显的封闭边界、储层物性较差且分布不均、单井产能普遍较低等特点，导致建库密封性不落实、气井注采能力较低、经济效益较差［10］，对该类型气藏库址筛选、指标设计和注采运行等造成严峻挑战，目前尚无该类气藏改建储气库的可借鉴案例。针对该类气藏复杂的地质特点，通过不断的探索实践与研究，形成了一套适用于低渗岩性气藏的选址评价、指标设计优化、全周期注采优化等储气库关键技术，有效指导了低渗岩性气藏型储气库的方案设计、规模化建设和安全稳定运行。
1 低渗岩性气藏型储气库地质特点
与国内外典型储气库相比，低渗岩性气藏改建储气库的地质特点主要体现在储层条件、封闭条件和流体特征的复杂性。
1.1 储层条件的复杂性
储层厚度大、物性好、气井产能高是保证储气库实现强注强采的基础［9］。鄂尔多斯盆地主要发育低渗—致密气藏，含气层位多但储层条件整体较差。一是纵向发育层系多：目前勘探开发进展表明，自上古生界石千峰组至下古生界马家沟组均有气藏发现，纵向含气层系达5~20层。二是储层类型多样：下古生界储层主要为细粉晶、中粗晶白云岩储层等，发育溶孔型、溶孔—裂缝型、裂缝型等储层类型，裂缝对渗流影响大；上古生界砂岩储层有石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩等，发育粒间孔、溶孔等，不同孔隙类型与结构造成了渗流的巨大差异。三是储层低渗且非均质性强：整体为低渗—致密储层，渗透率主要在（0.1~10）×10-3 μm2之间，渗透率在1.0×10-3 μm2以上的低渗储层发育较少，分布分散，仅在局部发育物性相对较好的甜点区。四是单井产能普遍较低：受储层低渗—致密的影响，气井日产量普遍在（0.5~2.0）×104 m3之间，难以满足储气库强注强采要求。上述原因导致在鄂尔多斯盆地储气库选址评价和建库设计难度大（表1）。
表1 鄂尔多斯盆地主要气藏建库地质参数与展布特征对比Table 1 Comparison of geological parameters and distribution characteristics of main gas reservoirs in Ordos Basin |
| 序号 | 气藏 | 孔隙度 /% | 渗透率 /（10-3 μm2） | 试气无阻流量 /（104 m3/d） | 最大累计产气量 /（108 m3） | 井均动态 储量 /（108 m3） | H2S含量 /（mg/m3） | 有效储层展布特征 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | 盒8—山1 | 8.9 | 0.73 | 7.8 | 1.6 | 0.29 | 0~15 | 单个砂体规模较小，复合砂体横向大面积连片分布 |
| 2 | 山2 | 6.2 | 4.85 | 15.8 | 9.9 | 2.35 | 0~15 | 砂体局部厚层分布，大面积连片 |
| 3 | 太原 | 8.0 | 0.64 | 10.5 | 0.7 | 0.32 | 0~15 | 纵向多薄层叠置，平面呈条带状展布 |
| 4 | 本溪 | 6.7 | 0.97 | 13.8 | 2.2 | 0.35 | 0~15 | 北部砂体连续，南部砂体呈透镜体状分布，整体规模较小 |
| 5 | 马五1 | 5.5 | 2.63 | 28.7 | 9.1 | 2.14 | 50~900 | 大面积分布，被沟槽和局部致密带切割成多个独立单元 |
| 6 | 马五4 | 6.5 | 1.11 | 7.3 | 2.9 | 0.41 | 200~4 000 | 储层整体连续，局部高产富集，高含水，高含硫化氢 |
| 7 | 马五5 | 5.0 | 0.54 | 30.2 | 8.2 | 0.50 | 0~5 000 | 白云岩储层呈透镜状分布，局部高产富集 |
1.2 封闭条件的复杂性
一般改建储气库选取构造边界清晰、密封性良好的构造型气藏［11］。鄂尔多斯盆地为典型的克拉通盆地，主体为平缓的单斜构造，断层基本不发育，气藏圈闭类型主要为岩性圈闭。各层系气藏的盖层主要为泥岩、炭质泥岩、泥质白云岩、灰岩等，厚度一般在30 m以上，岩性致密，封闭能力强。侧向边界的准确表征是岩性气藏改建储气库封闭性评价的关键。
图1 靖边气田某区块下古生界马五1+2亚段地层残余厚度与封闭条件分析Fig.1 Analysis of residual thickness distribution and sealing condition of the Lower Paleozoic MW1+2 Member in certain area of Jingbian Gas Field |
1.3 流体特征的复杂性
国内外储气库一般选取不含硫化氢、流体性质相对简单的气藏改建［11］。鄂尔多斯盆地部分气藏含硫化氢等酸性气体，表现在：一是硫化氢含量层间差异明显，含硫储层主要集中在下古生界马五1—马五5亚段，各层之间差异较大；二是层内硫化氢含量分布不均，硫化氢含量在0~5 000 mg/m3之间，局部可达10 000 mg/m3以上。改建储气库注入干净气之后，与原生气混合，采出气中仍含有一定量的硫化氢等酸性气体。随着储气库多周期的高速注采，地层气不断与注入气融合并被采出，各周期的流体组分变化和渗流规律复杂。除硫化氢外，部分气井存在产水问题，由于气藏普遍处于开发中后期，流体分布更加复杂，储气库强采工况下水侵风险大，会严重影响天然气生产。这对建库设计与运行优化提出了更高要求，也影响着酸气处理工艺选取和钻井、地面工程的选型选材。
2 低渗岩性气藏型储气库建库设计与运行关键技术
针对低渗岩性气藏改建储气库的地质难点，从库址筛选、指标设计、运行优化三方面开展研究攻关，总结了低渗岩性气藏型储气库建库设计与运行优化关键技术。
2.1 库址筛选技术
2.1.1 岩性气藏地质体密封性评价
由于储气库注采运行过程中受地层压力交替改变引发的应力场扰动，导致盖层变形和疲劳破坏，引起气体规模化泄漏的风险［15］。开展所选库址的密封性综合研究，评价建库气藏是否具备“纵向封存、横向遮挡、渗漏监测”能力是库址筛选的首要因素［16］。针对岩性圈闭主要受岩性与含气性变化控制、无明显侧向边界［17］的地质特征，建立了“岩性—物性—流体—动态”联动的岩性气藏侧向密封性评价方法（图3）。通过地震精细处理与解释、侵蚀沟槽展布、三维地质建模等方法，进行侧向不同类型储层展布的精细描述，落实库区侧向岩性、物性等变化情况；分析储层的储集空间和渗透率场分布，针对侧向致密边界开展岩心静态与动态突破压力实验，落实侧向致密储层的密封能力；对比评价各区带的原始地层压力与生产变化特征，结合压恢试井和干扰试井等动态分析，评价气藏的动态边界；利用各区带之间硫化氢、二氧化碳等组分差异，评价井间储层的连通关系；对局部存在的地层水体，描述其分布与生产动态变化，确定水体边界及能量。利用动静结合、定性与定量结合等多种方法，综合确定建库有利区可形成圈闭的侧向边界。
2.1.2 低渗气藏建库甜点区筛选
在相对圈闭的岩性地质体内，受复杂岩性展布、储层强非均质性等影响，在总体低渗—致密的背景下局部储层物性相对较好，气井产能相对较高。若采用传统的整体建库模式，对连通储层均进行注采井部署，则在低渗区会产生较多的低产气井，导致建库成本高［11］。通过分析储层导流能力和产能影响因素，建立建库甜点区筛选标准，确定甜点区的渗透率下限为3.0×10-3 μm2，气井无阻流量≥50×104 m3/d，可保证具备较好的生产能力；可形成动态封闭的渗透率下限为0.1×10-3 μm2，气井无阻流量<5.0×104 m3/d；介于（0.1~3.0）×10-3 μm2之间的储层空间可动用，但相对低效，可用于辅助注采。基于储层非均质性表征和流动单元分类评价，落实目标气藏的“甜点”区域，形成了低渗气藏“甜点区注采、过渡区辅助注采、致密边界动态封闭”的三区带联动建库模式（图4），该模式的建立大大拓展了建库选区范围。
2.1.3 多因素建库有利区筛选
基于地质特征分析进行建库有利气藏的初筛，鄂尔多斯盆地榆林气田上古生界山2、靖边气田下古生界马五1、靖西环带下古生界马五5等气藏具有相对较好的密封条件和产气能力。以气藏内部流动单元划分为基础，侧向密封性、气井生产能力为主要参数，结合储层物性、流体性质、地面情况、老井工况、市场需求等次要因素，构建了低渗岩性储气库的库址筛选综合指标体系（表2）。采用模糊矩阵评价法，综合专家指标定性打分和权重定量评估，根据最大隶属度原则和加权平均原则，开展综合评价和量化打分。筛选出靖边气田马五1气藏2块、靖西环带马五5气藏2块、榆林气田山2气藏6块建库有利区，预测可改建储气库的库容量达540×108 m3以上，类比概算工作气量在160×108 m3以上。根据量化打分排序，优先推荐SH、SD、YU、LW等4座气藏开展储气库建库设计（表3）。
表2 低渗岩性储气库库址评价指标权重矩阵Table 2 Weight matrix of evaluation indicators for UGS sites of low permeability lithologic gas reservoir |
| 一级指标 | 一级指标权重 | 二级指标 | 二级指标权重 |
|---|---|---|---|
| 圈闭密封性 | 0.25 | 盖层厚度 | 0.1 |
| 侧向封闭性 | 0.15 | ||
| 气井产能 | 0.25 | 动态储量 | 0.1 |
| 无阻流量 | 0.1 | ||
| 生产前120 d产量 | 0.05 | ||
| 流体性质 | 0.1 | 硫化氢含量 | 0.05 |
| 二氧化碳含量 | 0.05 | ||
| 储层条件 | 0.1 | 有效厚度 | 0.05 |
| 物性参数 | 0.02 | ||
| 气藏埋深 | 0.03 | ||
| 钻井条件 | 0.05 | 老井质量 | 0.05 |
| 地面条件 | 0.15 | 地表情况 | 0.05 |
| 距外输管网距离 | 0.1 | ||
| 市场需求 | 0.1 | 0.1 |
表3 鄂尔多斯盆地建库有利区筛选结果与指标概算Table 3 Screening results of favorable areas for reservoir construction in Ordos Basin |
| 建库 潜力区 | 目标 层位 | 密封性 | 甜点区孔隙度 /% | 甜点区渗透率 /（10-3 μm2） | 硫化氢含量 /（mg/m3） | 地表情况 | 老井 工况 | 概算库容量 /（108 m3） | 概算工作气量 /（108 m3） | 定性 评价 | 定量 评价 | 综合 排名 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| SD | 马五5 | 落实 | 8.3 | 12.8 | 5.0 | 沙丘及湿地 | 较好 | 22.3 | 10.8 | 优 | 2.86 | 1 |
| SH | 马五1 | 落实 | 9.3 | 12.9 | 554 | 沙丘及湿地 | 较好 | 9.1 | 3.7 | 优 | 2.84 | 2 |
| YU | 山2 | 落实 | 6.4 | 5.5 | 4.8 | 沙丘及湿地 | 较好 | 97.2 | 27.0 | 优 | 2.81 | 3 |
| LW | 马五1 | 落实 | 6.4 | 13.5 | 709.5 | 沙漠 | 较好 | 45.5 | 16.0 | 优 | 2.79 | 4 |
| SN | 马五5 | 落实 | 6.6 | 10.9 | 18.9 | 黄土塬 | 一般 | 3.1 | 2.0 | 良 | 2.64 | 5 |
| SH211 | 山2 | 较落实 | 8.9 | 7.6 | 4.7 | 沙丘及湿地 | 较好 | 115.1 | 32.2 | 良 | 2.58 | 6 |
| SH215 | 山2 | 较落实 | 9.8 | 7.8 | 5.9 | 沙丘及湿地 | 较好 | 135.3 | 37.9 | 良 | 2.51 | 7 |
| CH2 | 山2 | 较落实 | 9.4 | 5.7 | 6.9 | 沙丘及湿地 | 较好 | 60.5 | 16.9 | 中 | 2.46 | 8 |
| SH143 | 山2 | 较落实 | 10.1 | 6.2 | 7.4 | 沙丘及湿地 | 较好 | 34.8 | 9.7 | 中 | 2.43 | 9 |
| YU28 | 山2 | 较落实 | 8.1 | 5.6 | 6.1 | 沙丘及湿地 | 较好 | 21.9 | 6.1 | 中 | 2.41 | 10 |
2.2 指标设计优化技术
储气库在强注强采的条件下气体沿优势孔隙通道流动，低渗非均质储层存在较多的致密孔隙无法参与流动，有效储集空间较开发阶段减小，与中高渗气藏改建储气库不同，低渗岩性气藏有效储集空间减小幅度更大。气井产能偏低则会增加所需的注采井数，致使建库投资增大、效益变差。在“甜点区”有效储集空间定量表征的基础上，通过气井注采产能、运行压力、注采井位部署等设计优化，以达到提高工作气量比例、库容动用程度和减少注采井数的目的。
2.2.1 有效储集空间定量表征
有效储集空间是储气库在注采过程中参与流动的实际储集空间［18］。利用储层精细表征、室内实验、注采试验等评价方法，从宏观、微观、动态等多角度，落实低渗非均质储层在储气库注采条件下的有效储集空间。通过储层精细表征，构建精细的三维地质体模型，在宏观尺度刻画储层的非均质性，落实相对较好的储层空间展布，计算储集空间。实验研究，评价微观尺度下注采的孔隙动用情况，实验表明当渗透率大于0.1×10-3 μm2时，可动流体饱和度增至70%~90%，并保持相对稳定比例。通过气井强采试验，评价强采工况下的控制动态储量与气田开发阶段动态储量的关系，落实高速与低速采气动用差异。SH储气库生产实践表明，在120 d内的有效库容占气田开发动态储量的70%~80%。综合认为，低渗储气库的有效储集空间占气田开发阶段动态储量的70%~80%，为准确评价运行压力、工作气量等指标提供了依据。
2.2.2 气井注采能力优化
气田开发阶段追求平稳产气，气井一般采用控压生产，而储气库需在短时间内充分释放气井产能［19］。以注气、采气产能试井资料为基础，基于气田开发阶段的试气、生产等数据分析，建立准确的气井二项式产能方程，利用节点分析法，评价库区各气井储层吸气能力。
2.2.3 运行压力优化
储气库上限压力一般参考原始地层压力，在保证气库密封性的前提下提升上限压力，可有效提高库容、气井注采能力、工作气量和运行效率。在利用盖层动态突破压力、储层改造阶段破裂压力、岩石力学参数分析等评价的基础上，借鉴已运行储气库提压试验，对新建库进行提高上限压力设计。以SD储气库为例，针对盖层的泥岩、炭质泥岩、泥质白云岩和侧向地层灰岩等，开展50轮次交变应力的动态突破压力实验，评价实验前后突破压力均在40 MPa以上，累计塑性应变小于1%。选取突破压力的80%为标准，评价为上限压力由原始地层压力29.2 MPa提升到32.0 MPa，提高至1.1倍。
2.2.4 注采井位优化部署
不同储层类型的建库目标区渗流特征差异大，通过针对不同储层条件差异化设计注采井型和部署模式［20］，达到对不同类型甜点区储集空间的最大化控制。针对SH、LW储气库马五1低渗孔隙—裂缝型储层厚度薄（3~4 m）、储量丰度低的特点，采用以注采水平井为主的部署方式，提高单井控制库容和生产能力。针对SD储气库马五5低渗裂缝型储层，考虑储层厚度大、裂缝渗透性好但易漏失的特点，采用以注采直井为主、注采水平井为辅的部署方式。针对YU储气库山2低渗孔隙型砂岩储层，砂体横向变化快，利用直井加密控制砂体展布，在局部相对高渗区采用注采水平井为主的部署方式，提高储气库的注采气能力。评价表明，已投运的SH、SD储气库实际动用库容与设计符合率为96.4%。
2.3 全生命周期运行优化技术
低渗储气库投产运行后，面临着注采地层压力分布不均衡、库容动用程度不充分、工作气量比例低等难题，通过持续开展全生命周期运行优化、提升运行效率是必要措施。储气库运行效率是库容动用程度、工作气量比例、日最大调峰能力、单井注采能力等指标的综合表述。由于气藏开发阶段的地质认识局限和储气库生产特征的差异，建库设计很难一次性达到与实际完全吻合。因此，在储气库投产运行后，仍需根据地质再认识和注采动态分析结果，不断开展运行效率提升的技术对策研究。
2.3.1 提升运行效率技术对策
针对低渗岩性储气库的特点，通过开展注采井网完善性、提高上限压力可行性、储层改造可行性等进攻性研究，采取相应的技术对策，提升在役储气库调峰能力。以SH储气库为例：①通过注采动态评价，分析注采后地层压力展布和有效库容控制区域，确定库区西南侧存在潜力，部署加密注采井4 口，库容动用程度提升33%，调峰能力增加100×104 m3，工作气量提高1.0×108 m3（图9）；②通过开展岩石突破压力实验及矿场注采试验，结合密封性监测、地层吸气能力评价等，论证提高上限压力可行性，将SH储气库的上限压力提高至原始地层压力1.07倍，工作气量提高0.4×108 m3；③针对储层物性较差、盖层—隔层致密特点，开展注采井产能评价和储层改造试验，进而优化酸压施工排量、定点挤酸位置、酸液体系与用量，在不破坏气藏密封性条件下对储层最大程度改造，注采水平井改造后产气能力提升3~5倍（图10）。
图9 SH储气库加密前后采气对比Fig.9 Comparison of gas production before and after infilling in SH underground gas storage |
2.3.2 硫化氢变化规律预测与淘洗优化
2.3.3 地质—井筒—地面完整性管理评价
3 低渗岩性气藏型储气库应用实例
以上3项关键技术已在鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏型储气库的库址筛选、建设运行中得到大规模应用。选址设计方面，历经了10余年，在鄂尔多斯盆地五大气田、多套含气层系中，筛选并评价了建库有利区10块，优选推荐SH、SD、YU、LW等4个气藏开展储气库设计与建设。建立并逐步完善了低渗岩性气藏建库指标设计优化技术，设计4座储气库有效库容量133.1×108 m3，可形成工作气量57.5×108 m3，最大日采气调峰能力超6 000×104 m3。通过全生命周期运行优化，储气库逐步实现达容达产并进一步扩容提产，依据地质研究成果与动态分析评价，已建成投运SH、SD储气库有效库容符合率96.4%、气井产能符合率102.5%。截至2022年底，低渗岩性气藏型储气库已形成工作气量7.5×108 m3，最大日采气调峰能力超1 000×104 m3；SH储气库运行8年，SD储气库运行3年，均实现了安全稳定。预计“十四五”末，鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏型储气库工作气量可达27.0×108 m3，调峰和应急保供枢纽作用越来越凸显。
4 结论
从储气库选址评价、指标设计、运行优化三方面开展研究攻关，总结了低渗岩性气藏型储气库设计与运行关键技术，有效支撑了鄂尔多斯盆地4座储气库57.5 ×108 m3工作气量的选址和设计，实现了8年以上的安全稳定运行。
（1）建立了“岩性—物性—流体—动态”联动的岩性气藏侧向密封性评价方法，形成了低渗气藏“甜点区注采、过渡区辅助注采、致密边界动态封闭”三区带联动建库模式，构建了以侧向封闭性、气井生产能力为主要参数的低渗岩性储气库库址筛选综合指标体系，采用模糊矩阵评价法筛选了建库有利区并进行优先级排序。
（2）利用储层精细表征、室内实验、注采试验等多角度方法落实低渗非均质储层注采有效储集空间；采用最大程度扩大油管尺寸、放大生产压差等措施提高气井生产能力；利用盖层动态突破压力、储层破裂压力、岩石力学等评价提高设计上限压力；针对不同储层条件差异化设计注采井型和部署模式。低渗岩性储气库指标设计技术的建立，有效支撑了鄂尔多斯盆地4座储气库优化设计。
（3）通过开展注采井网完善性、提高上限压力可行性、储层改造可行性等研究，制定了在役储气库提升运行效率技术对策；开展硫化氢变化规律预测与加快淘洗研究；进行地质—井筒—地面一体的完整性评价与管理。形成了低渗岩性气藏型储气库全生命周期运行优化技术，实现了该类型储气库的长期、安全、稳定运行。
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