0 引言
地下储气库是平稳生产、季节调峰、事故应急和能源储备的重要技术手段，具有储存量大、安全性高、经久耐用等特点［1-4］。目前国内外主要的储气库类型有枯竭油气藏型、盐穴型、水层型及废弃矿洞型等。其中枯竭油气藏改建储气库是最主要的形式，占到已建储气库总数的80%以上［5-8］。油气藏型储气库一般选取边界清晰、密封条件落实的构造地质体进行建设。从构造类型来看，前人主要围绕背斜构造、断块构造、断鼻构造等开展了储气库建库地质评价研究［9-12］。从气藏类型来看，针对含水火山岩气藏、含水砂岩气藏、中—低渗气藏等开展了密封性评价、建库技术对策等方面研究［13-16］。但低渗岩性气藏改建储气库由于存在侧向密封性难落实、储层整体低渗且强非均质、平均产能较低等技术难点，目前国内外尚未见到有关该类气藏改建地下储气库地质条件的可行性研究报道。
鄂尔多斯盆地作为我国最大的天然气生产基地和天然气管网枢纽中心，地理位置十分重要，为提高气区调峰保供能力和调节气田生产，亟需配套建设地下储气库。S区块位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东区，苏里格气田年生产天然气300×108 m3以上，为S区块改建储气库提供了充足的气源。同时该区块距离陕京线管网较近，有利于天然气的外输，地理位置优越。本文以鄂尔多斯盆地S区块低渗碳酸盐岩岩性气藏为例，从气藏地质特征入手，分析其密封性、储气层条件、流体性质、气井产气能力等，从地质角度论证该类型气藏改建地下储气库的可行性。在此基础上，针对储层强非均质性特点，优化设计了注采运行指标，为该类型储气库的建设和运行提供了技术依据。
1 地质特征
S区块位于鄂尔多斯盆地北部，面积为13.5 km2。鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组属海相碳酸盐岩沉积，由海平面多次升降形成的沉积旋回组成。马家沟组有6个岩性段，其中一、三、五段为膏云岩与盐岩发育段；二、四、六段为灰岩发育段。根据地层旋回、岩性、电性组合特征，将马五段划分为10个亚段，其中，马五5亚段为S区块开展储气库地质可行性评价的目标层。
加里东期，马家沟组各段地层自东向西逐层剥露。S区块位于马五5亚段的区域剥蚀带附近，白云岩储层与上古生界煤系烃源岩直接或近距离接触，形成良好的天然气源储配置。印支末期—燕山期，盆地构造格局反转，烃源从马五5亚段区域剥蚀带“供烃窗口”向东侧上倾方向运移至白云岩储层圈闭并成藏［18］。
S区块处于鄂尔多斯盆地西倾单斜构造，区内发育有4条轴向NE—SW向鼻状构造，地层倾角约在0.15°~1°之间，由于鼻状构造幅度小，断层基本不发育，鼻状构造对天然气圈闭和成藏不起决定性作用，仅对局部高产富集具有一定程度的影响。因此，S区块的圈闭主要由盖层和侧向岩性变化共同构成，为典型的岩性圈闭气藏。
2 改建储气库地质可行性评价
2.1 圈闭密封性
与气藏开发关注原始成藏条件下盖层、断层静态密封和气体保存能力不同，储气库注采运行过程中地层压力交替改变引起区域地应力场周期扰动，导致盖层变形和疲劳破坏、断层激活风险增大，引起气体规模化泄漏，诱发圈闭密封失效［16］。储气地质体精细描述是气藏改建储气库封闭性评价的关键，对于岩性气藏改建储气库需重点评价盖层和侧向同层地层的封闭性。
S区块马五5气藏的盖层为二叠系太原组和石炭系本溪组的泥岩、灰岩、铝土质泥岩等，厚度为20~40 m，区域分布稳定。30块岩心突破压力实验表明，盖层的相对突破压力为11.5~29 MPa，封烃高度达5 000 m以上，远高于3 160 m的气藏埋深。为论证盖层的动态密封性，开展了盖层炭质泥岩、粉砂质泥岩等动态突破压力实验，设计围压在15~32 MPa区间变化，经过50次疲劳循环，进口压力40 MPa条件下实验前后均未发生气体突破。反映该气藏盖层具有良好的封闭能力。
马五5亚段透镜体状白云岩储层的侧向同层地层为致密的微晶灰岩，孔隙度在1.0%以下，孔隙不发育，裂缝一般被方解石全充填，构成良好的侧向封闭。岩电特征表明，灰岩与白云岩的光电截面指数（PE）特征差异明显，灰岩PE值在3.0~5.0 b/e之间，白云岩PE值在3.0 b/e左右。利用岩心和测井数据标定，刻画单井的白云岩纵向分布。利用三维地震资料，采用扩展弹性阻抗反演等井震标定技术对白云岩和灰岩进行判识，并构建出白云岩储层的空间展布特征和岩性变化的边界。分析表明，S区块马五5气藏白云岩发育区呈团窝状分布，向外白云岩厚度逐渐由25 m以上快速减薄直至尖灭，白云岩发育区独立且封闭性好（图2）。2019—2021年开展的储气库注采试验，利用建库目标区S4、S5井进行注气，观察周围井的地层压力变化情况。监测表明，外围区同层井S2、S5、S8、S9井监测地层压力随注采井的压力起伏未见明显变化，证明其侧向具有封堵有效性。
综合分析表明，S区块由盖层和侧向灰岩地层构成的岩性边界封闭性完整，封隔能力良好，具备建设储气库的密封条件。
2.2 储气层特征
S区块马五5储层岩性为结晶较好的粉晶—中晶白云岩。岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、成像测井等分析表明，马五5储层储集空间类型基质以晶间孔为主，其次为溶孔和溶缝［图3（a）—图3（d）］。储层裂缝极为发育，主要为斜交缝、水平缝、垂直缝等。垂直缝和斜交缝延伸长度在0.5~1.0 m之间，宽度一般为0.05~3 mm；裂缝开启度总体较小，一般在0.2~1.0 mm之间，平均为0.5 mm。水平缝基本都处于充填或半充填状态，而垂直缝或斜交缝部分处于无充填状态，部分呈半充填，以充填方解石和泥质为主。储层中值压力介于8.11~118.55 MPa之间，最大孔喉半径介于0.07~1.26 μm之间。S区块马五5储层孔隙度主要分布在6%~10%之间，平均为8.7%；渗透率在（0.05~46.50）×10-3 μm2之间，平均为8.7×10-3 μm2，为典型的低孔、低渗气藏。储层体现了极强的非均质性，局部相对高渗储层位于储气库区中心位置，厚度在25~35 m之间，纵向无隔夹层，储层裂缝发育，渗透率在（5.3~82.3）×10-3 μm2之间；外围低渗区白云岩厚度较小，一般小于10 m，主要发育在马五5亚段中上部，渗透率普遍不足1.0×10-3 μm2，渗流能力较差［图3（e）］。薄层白云岩往外逐渐相变为灰岩区，储层更为致密［图3（f）］。
图3 S区块马五5储层典型薄片照片(a) S4井，3 115.5 m，微晶白云岩，发育溶孔； (b) S4井，3 114.95 m，细—中晶云岩； (c) S4井，3 118.48 m，溶蚀缝，部分被亮晶方解石充填；(d) S3井，3 125.83 m，粉—细晶含灰云岩，微裂缝； (e） S2井，3 107.45 m，微粉晶白云岩，溶洞被亮晶方解石充填，少量裂缝发育； （f） S9井，3 109.50 m，微晶灰岩，膏盐假晶 Fig.3 Typical identification of thin sections photographs of MW5 reservoir in S area |
对改建储气库来说，S区块马五5储层局部相对高渗区白云岩厚度较大，渗流能力较强，有利于储气库获得相对较高的孔隙空间和气井注采能力。
2.3 储层内部连通性
根据S区块注采试验和动态监测资料，储层内部发育连续，静态具备连通性。物质平衡法显示气藏累计产气量与视地层压力呈线性关系，新钻井测试地层压力与老井基本一致，井间压差在0.5 MPa以内。现场注气试验表明，S4、S5井注气过程中，核心区的S3、S7井受注气干扰明显。S区块马五5气藏核心区储层内部连通性好，有利于储气库集中注采。
2.4 温压特征与流体性质
S区块马五5气藏埋深为3 100~3 160 m，原始地层压力为29.2 MPa，地层压力系数为0.924，属于正常压力系统。平均地层温度为97.4 ℃，地温梯度为3 ℃/100 m。天然气平均相对密度为0.6，甲烷平均含量为94.08%。测试马五5气藏硫化氢含量为0.81 ~21.66 mg/m3，二氧化碳含量为1.76%。该气藏气体组分相对单一，硫化氢、二氧化碳含量低，基本不产地层水。对于改建储气库来说，一是所需配套的钻采和地面工艺相对简单，二是注采运行过程中注入气和原生气混合不会导致组分较大变化。
2.5 气藏动态特征
S区块气井采用一点法计算平均无阻流量为49.0×104 m3/d。截至注采试验前，气藏累计采气量为16.8×108 m3，地层压力从初期的29.2 MPa下降至目前的4.5 MPa，压力系数约为0.14，属于近枯竭气藏。高渗区与低渗区气井产能差异明显，高渗区气井平均无阻流量为150.8×104 m3/d，低渗区气井平均无阻流量仅为15.1×104 m3/d。利用产量不稳定分析法，评价气库动态储量为21.3×108 m3，其中高渗区动态储量为19.2×108 m3，占比90.1%；低渗区动态储量为1.9×108 m3，占比9.9%。局部相对高渗区储层的储集空间占比较高，为利用局部相对高渗区建库提供了储集空间。
3 储气库运行指标设计
S区块为定容弹性气藏，不产地层水，利用气藏工程方法优化设计储气库的库容量、运行压力、工作气量等注采运行指标。
3.1 上限压力与库容量
储气库上限压力以不破坏地层岩石结构，保证气库密封完整性为目的，兼顾储气库注气设施的安全性与经济性。该区原始地层压力为29.2 MPa，综合考虑盖层突破压力实验、盖层原位地应力测试等，评价盖层本溪组泥岩的最小突破压力为40.0 MPa。同时对于岩性气藏来说，储层破裂压力是侧向地层密封性评价的重要依据，马五5储层酸压改造的破裂压力最小值为36.3 MPa。按照国外常用标准的上限压力取突破压力比例80%［20］，结合储层破裂压力下限，确定S储气库上限压力可提高至32.0 MPa。根据物质平衡原理，反推地层压力与库存量关系模型，确定库容量为22.3×108 m3。
3.2 采气调峰模式
对于季节调峰型储气库，一般设计注气时间为180~200 d、采气时间为100~120 d，气库的周期注气能力大于周期采气能力，因此采气能力是制约储气库工作气量大小的关键。不同采气工作制度，对气库在限定调峰时间内能发挥出的最大工作气量有较大影响。以S储气库主要的目标市场京津冀地区的冬季调峰需求为基础，建立储气库调峰采气旬不均匀系数，设计采气调峰比例（图4），以此指导该储气库地面管网配套工程的能力设计。
3.3 下限压力与工作气量
气库运行压力区间与工作气量联动，运行压力应以同时实现工作气量、采气末期调峰能力、注采井数三者之间的最优配置为目标［21］。按照采气工作制度设计，气井末期生产能力为气库运行压力区间内气井平均生产能力的0.5左右，选取气井末期生产能力与气库运行压力区间内平均生产能力比值为0.5进行下限压力设计。确定S区块储气库下限运行压力为13.6 MPa，可形成工作气量10.8×108 m3，工作气量占库容量比例为48.4%，气库末期直定向井日产气能力为27.0×104 m3/d。
4 注采井位部署与运行设计
提高相对高渗区采气井数有利于发挥其产能优势，从而提升储气库整体的工作气量［22］。针对S区块马五5气藏高、低渗区储层条件差异明显、高渗区储集空间占比高的特点，提出了利用相对高渗区为主建库的设计思路，评价了高渗区气井生产管柱与生产能力，差异进行了注采井位的部署，制定建设与运行方案。
4.1 气井生产能力评价
储气库注采井需要满足在当前地层压力条件下最大注采能力进行生产的条件，即要求在流入流出节点分析的基础上，需保证最大合理产气量应大于临界携液气量，小于临界冲蚀气量。摩擦阻力是生产管柱制约气井生产能力发挥的主要因素［23］。对S5井27/8生产油管开展注气井筒压力损失试验，随着注气量增加，井筒摩阻损失大幅增加，严重制约气井产气能力发挥。建立了不同油管尺寸摩阻计算曲线，评价摩阻在注气过程中压力损失比例，结果表明采用41/2生产油管可将摩擦阻力的影响降低至20%以下（图5）。采用41/2生产管柱参数，综合二项式产能方程和垂直管流公式，采用节点分析法，评价建库区域内10口气井不同地层压力下的气井注采能力。结果显示，在原始地层压力条件下，中心区域平均气井产能可超过130×104 m3/d （图6）。
4.2 注采井差异化部署
水平井可有效提高低渗、致密等气田单井产量和开发效果。但对改建储气库来说，气井主要发挥的是120 d的短期能力，需通过不同井型短期产能对比、钻完井工程风险评价、单井投资等，综合优选井型。对比来看，S区块水平井单井动态储量为5.3×108 m3，无阻流量为243×104 m3/d，分别为直定向井的0.76、1.5倍；水平井投资为直定向井的2倍左右；水平井对沟通低渗非均质储层具有良好效果。
因此，设计采用混合井型布井方式，中心相对高渗区域部署注采直定向井12口；外围存在储层致密风险的区域，采用水平井提高单井产量和库容动用程度，设计注采水平井3口（图7）。
4.3 储气库注采运行方案设计
利用气藏物质平衡方程和气井产能方程联动方法，建立库存量、地层压力、气井生产能力与采气时间的迭代关系，结合冬季采气调峰旬不均匀系数进行计算，求出储气库在120 d采气期内天然气产量变化（图8）。预测在当年12月下旬—次年1月上旬可形成最大日调峰能力为1 260×104 m3，采气末期调峰能力为460×104 m3。
由于区块内地层压力较低，因此初期先实施相对高渗区域的12口注采直定向井，采用多注少采或只注不采的方式，尽快补充垫气，提高库区地层压力。待地层压力系数提高至0.7以上后再实施注采水平井，降低水平段长时间钻井过程中的储层严重漏失风险。
根据注气能力评价和建设计划安排，预计气库投运第二周期可注气至原始地层压力为29.2 MPa，以原始地层压力为上限压力再运行2个周期，同时进行地质体密封完整性监测和评价，在此基础上逐步将上限压力提高至32.0 MPa运行，实现达容达产。
5 结论
（1）鄂尔多斯盆地S区块马五5低渗岩性气藏圈闭密封性好，白云岩储层核心区属中渗储层，厚度较大且无隔夹层，储层内部连通性好，圈闭内无可动地层水，硫化氢含量低，气井产能较高。实例分析表明，低渗岩性气藏局部甜点区具备建设地下储气库的有利的地质条件。
（2）通过注采能力、库容量、运行压力等指标设计与优化，预测S区块马五5气藏改建储气库的库容量为22.3×108
m3，运行压力为13.6~32.0 MPa，工作气量为10.8×108 m3。利用少量井数充分动用局部甜点区，采用差异化注采井部署，设计12口注采直定向井、3口注采水平井，可形成最大日调峰能力为1 260×104 m3，满足储气库少井高产、快进快出的要求。
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