目前离岸远、水深较深的海上废弃气藏改建地下储气库的研究尚处于起步阶段。为此，以琼东南盆地H 气田岩性气藏为例，以气藏构造特征、密封性评价、储层特征及气藏特征等静态特征研究为基础，结合气藏开发过程中产能评价、动储量评价、连通性分析研究，开展储气库库容参数、注采能力、工作气量、井数及井网等储气库运行参数设计论证，最后以数值模拟为手段，依据设计注采方案，模拟储气库运行指标。分析及模拟结果表明：①该区块是一个圈闭封闭性好，储层内部连通，属于高渗—特高渗气藏，圈闭内充满气，无可动水的常压高温岩性气藏，区块储气规模大，产能高，不产地层水，低含凝析油；②储气库运行压力介于23~34.5 MPa 之间，库容量75.1×108m3，工作气量26.1×108m3，注采井数仅需10 口，最低外输压力15.3 MPa，区块日均采气量2 094×104m3，调峰日采气量达3 200×104m3。结合海上配套工艺技术，认为其设计井数少、工作气量大、外输压力大，与国内已运行的陆地储气库地质气藏条件相比，H 气田非常适合建设地下储气库。
海上储气库；工作气量；储气库可行性；储气库方案设计；最低外输压力
地下储气库在季节调峰、保障供气、事故应急及战略储备等方面具有不可替代的明显优势，已成为世界各国存储天然气的基础设施之一。目前全球主要天然气消费国在天然气总用气量中约有14% 由地下储气库供应，而我国自2000 年大张坨储气库投产运行以来，经过21 年的建设与实践，国内储气库的建设与运行已初具规模，正处于快速发展期。目前地下储气库主要以陆上枯竭气藏型为主，而将海上枯竭油气藏改建为储气库，特别是对离海岸100 km，水深约90 m 的区域，还未进行过可行性研究。本文以琼东南盆地H 气藏为研究对象，以气藏圈闭封闭性、储层特征、气藏动态特征等研究为基础，开展储气库运行参数设计论证，初步设计储气库注采方案及指标预测，并结合海上设计要求，论证海上储气库建设的可行性。
H气田位于南海北部海域，距海岸城市约100 km，气田所处海域属于热带海洋气候，年平均气温26.2 ℃，气田所处海域水深约100 m。H 气田构造位于琼东南盆地崖南凹陷的西北角，琼东南盆地属于新生代沉积盆地，新近系和古近系厚度近万米，H气田目的层位属于新近系的岩性气藏。
H 气田自新到老发育有第四系，新近系莺歌海组—黄流组、梅山组、三亚组，古近系陵水组、崖城组，前古近系基底。H 气田储层为三亚组，地震剖面上呈楔状孤立砂体，砂体边界清晰，发育岩性圈闭，埋深介于3 652~3 869 m之间，平均为3 732 m。其构造格局受下伏地层构造控制与继承，发育倾向呈北东向的半背斜构造，从地震剖面上看，无断层发育（图1）。
H 气田是一个四周均为泥岩致密层的封闭型岩性气藏（图2），直接盖层平均厚度为15 m，直接盖层上部是不连续的薄层致密砂岩，气藏上部三亚组上段、梅山组、莺歌海、黄流组均发育大段灰质泥岩、泥灰岩，厚度达上千米，区域泥岩盖层分布稳定，该区域盖层不仅具有常规的毛管压力封闭特征，且存在欠压实高压，从而进一步增强了该气田的封闭能力，排替压力差约为4.9 MPa，封烃高度可达1 000 m以上，封闭高度远超圈闭气注高度，盖层的超压作用非常明显。H 气田内储层与盖层均不发育断层。因此H 气田整体封闭性好，非常适宜改建地下储气库。
H 气田储层厚度变化较大，砂体形态呈楔状体，在构造高部位储层逐渐尖灭，储层厚度约为6 m；在构造低部位的主体区域储层厚度为70 m，平均储层厚度约为32 m。岩性主要以中—粗粒长石石英砂岩为主，石英含量在 56%~75% 之间，成分成熟度不高；储层胶结物以泥岩为主，胶结物含量低，介于1.6%~3.7% 之间，砂岩接触方式以点接触、颗粒支撑为主，岩石中的孔隙类型主要是原生粒间孔，储层砂体分选好，结构成熟度高。成分成熟度和结构成熟度的不一致反映沉积时期存在短距离的搬运和强烈的水动力冲刷改造。H 气田属于潮坪—潟湖沉积，主体砂体沉积为障壁岛—砂丘沉积微相环境，向外发育砂坪相，在区块最边界砂体不发育，具有泥包砂的特征，砂岩以细粒为主，反映潟湖相沉积环境（图 3）。
H 气田储层岩心压汞曲线显示储层孔隙结构简单，排驱压力为0.01~0.3 MPa，最大进汞饱和度在80% 以上，饱和中值压力小于1 MPa，总体表现出排驱压力低、饱和中值压力低、最大进汞饱和度高的较好孔隙结构。因此，气田物性特征极好，非均质性弱，岩心平均孔隙度为15.8%，平均渗透率近1 000×10−3μm2，属于中高孔—特高渗储层。
H 气田三亚组具有统一的压力系统，原始地层压力系数为1.02，储层中部压力为37.97 MPa，属于正常压力系统。地温梯度约为4.5 ℃/100 m，储层温度为175 ℃，属异常高温系统。
气田气体分布受岩性控制，整个砂体充满气，含气饱和度在85% 以上，无地层水。天然气相对密度为0.686，气藏凝析气露点压力为27.6 MPa，地露压差大，凝析油含量仅为27 g/m3，属于低含凝析油凝析气藏。天然气含烃量高达91.7%，CO2含量低， 无 H2S 气体产出，对储气库建设有利。
2.1 开发概况
在H 气田投产20 余年内 ，仅有 1 口井投入生产，该井投产初期最高日产气量350×104m3/d。日产气量稳定在200×104 m3/d 以上已将近9 年。截至目前累计产气量69×108m3，相对于动用储量采出程度达到91.5%，气藏地层压力从初期的37.9 MPa降至目前的3.37 MPa，压力系数约为0.1，目前日产气量约40×104 m3/d，H 气田属于近枯竭气藏。根据初期稳产阶段流压与产量，采用陈元千一点法计算无阻流量约为1 352×104 m3/d，全区平均无阻流量约为1 200×104 m3/d。
2.2 连通性分析
根据H 气田3 口井三维模型以及反演资料，砂体清晰且连续发育，夹层基本不发育，静态上表明砂体具有连通性。该储层为特高渗储层，通过多次测静压数据，压降法曲线为一条直线，判断无外来能源。1 口井产能高，采出程度高，其他非生产井测静压与生产井同步，反映储层连通性好。
根据储气库设计要求，需要以最少的井数满足库容参数设计，要求注采井以不同生产阶段地层压力启动时需要满足最大注采能力进行生产，即要求在流入流出节点分析的基础上，最大合理产气量应大于临界携液气量，小于临界冲蚀气量。针对H气田，以7 寸管柱为例，采用地层产能方程、管流方程分别计算变井口压力下的冲蚀流量、变井底流压下的临界携液气量及不同地层压力下的最大采气量。图4 与图5 分别为采用7 寸管柱最大合理采出量图版与最大合理注气量图版，黄色线为合理注采产能曲线。可以看出，单井在采用7 寸管柱、地层压力介 于 23~37.9 MPa 之间时节点法产量约为（240.5~650.4）×104 m3/d，受冲蚀 流量限制 ，最大合理产气量为（240~401）×104 m3/d。单井注气能力在地层压力介于23~34.5 MPa 之间时节点法注气量约为（203.4~702.2）×104 m3/d，受冲蚀流量限制，合理注气量为（203~439.4）×104 m3/d。依据上述方法综合分析在不同井径和不同地层压力下的最大合理采气量（图6），随着地层压力的增加，不同管径合理产量受到侵蚀影响，增产放缓，反映出H 气田储层无阻流量大，流入能力强；虽然9-5/8 寸管柱最大合理采气量明显大于7 寸管柱最大合理采气量，但受海上工程限制，优选7 寸管柱。
上限压力优化设计应以圈闭动态密封性评价结果为主要依据，基本原则是保证在上限压力下圈闭密封性不遭受破坏。需将静态地质力学模型与高速注采渗流模型耦合，计算不同上限压力下地应力场变化，进而评价盖层变形破坏和断层剪切滑移风险，确定临界上限压力。由于H 气田并未做过储层、区域盖层、直接盖层等圈闭范围内岩层三轴岩石力学实验，鉴于国内现行储气库都以原始地层压力作为上限压力，考虑到海上气藏的封闭性及安全性，上限压力取原始地层压力37.9 MPa。H 气田不产地层水，无外来水源，不考虑地层水对有效孔隙的影响，从定容衰竭实验分析（图7）看，最高返凝析液占比约占原始含气孔隙体积的0.8%，占比极低，换算成地面体积约为0.6×108m3，可忽略其对原始孔隙体积的影响。因此，采用以有效孔隙空间为基础的库容量评价方法，根据压降法曲线反推H 气田地层压力与库存量关系模型（图8），库容量为75.4×108m3。
下限压力的设计需综合考虑最低外输井口压力、采气末期采气能力、井数、设计采气天数内可采出工作气量大小以及边底水侵入规模等约束条件。因此，需建立在不同井数、不同工作气量下各参数优化对比方案，从而优化各参数并建立H 气田工作气量、注采井数、最低外输压力关系图版（图9）。由于H 气田是岩性气藏且无边底水，无需考虑储层因素；此外海上外输天然气管网要求在不上压缩机的情况下最低外输压力为15 MPa，因此H 气田储气库采气末期最低外输井口压力为15 MPa。根据该图版，在最低外输压力为15 MPa 时，尽量减小生产井数和提高工作气量，优化下限压力为23 MPa 时，工作气量为26.1×108m3，较为合理，依据地层压力与库存量关系，垫气量为49.3×108m3。
基于海上天然气市场销售情况，设置运行周期：11 月16 日至次年3 月14 日为采气期共计120 d，次年4 月15 日至10 月12 日为注气期共计180 d，次 年 3 月15 日至4 月14 日、次年10 月13 日至11 月15日为海上检修期及停气期共计65 d。储气库注采实践表明一般注气能力大于采气能力，由于采气天数比注气天数多，因此采气能力是井数设计的决定因素。本文主要通过2 种方法，并结合数值模拟和井筒模拟，实现井数的优化。第一种为主要平均法，采气周期内日产气量相等，是以采气末期地层压力23 MPa 时外输井口压力15 MPa 下单井合理产量做为日采气量，计算合理井数9.1口井；第二种根据海上天然气市场不平衡用气需求，基于工作气量与用气不均衡系数，设计H储气库分月注采量（图10），采用Pipesim 软件，计算不同时期压力变化（图11），可见高峰期是在1月份，需采出产气量2 418×104m3，同时1 月份地层压力约为27.6 MPa，根据注采能力计算最大合理产气量为320×104 m3，合理井数约为7.5 口，同理计算采气末期需井数为7.4 口（表1），为保证储气库满足不同用气情况需求，储气库注采井取以上结果最大值10 口井为宜。
共部署3 套方案，方案1 主要在砂丘区域布井，气层厚度大于60 m，不均匀布井，注采井距约400 m；方案2 主要在砂丘与砂坪区域布井，不均匀布井，气层厚度大于30 m，注采井距约600 m；方案3 全区均匀布井，气层厚度大于20m，井距约900 m。
按照同一个工作气量下，运用Eclipse 软件模拟3 个注采方案注采气末期井口压力变化（图12）看，方案2 注气末期井口压力最小，采气末期井口压力最大。方案1 井距小，储气库在短期高速注采下，单井注采范围小，导致井口注气压力最高，采气末井口压力最低。方案3 井距过大，且部分井钻遇气藏边部，砂体风险大，产能低，同样导致井口注气压力高，采气末井口压力低。其次采用设置最大井底流压一致的情况下，数值模拟预测3 个方案达容时间（图13），方案2 达容时间早于方案3，方案3 早于方案1。因此，方案二井距较为合适，在井数相同情况下，气库注采能力得到提高，库容量得到最大保证，作为注采井网推荐方案。
由于区块内地层亏空较严重，压力水平很低，仅约为3.38 MPa，总压降达34 MPa，因此采用先注后采的运行方式，并采取多注少采的循环过渡方式逐步达到设计库容和调峰能力，以满足各个阶段的用气调峰需求。采用多注少采的循环过渡方式，平均年周期注气量为20×108m3，采出量逐年增加（5~10）×108m3，数值模拟预测至第4 年达到最大库容，地层压力变化由3.4 MPa 升至约37.7 MPa，达到库容后，采出量逐渐增大，至第7年工作气量达到18.1×108m3，达 到注采平衡（图 14，图15）。平衡期，工作气量为26.1×108m3，10 口注采井，注入周期180 d，注气量约为（1 108~1 653）×104m3/d，平均 为 1 409×104m3/d；采气周期120 d，采气量约（1 770~2 418）×104m3/d，平均为2094×104m3/d，最低井口外输压力约为15.8 MPa，最大注气压力为30.4 MPa。
由于H 气田储层温度高（175℃），压力系数低（0.1），钻完井过程中易发生漏失、储层污染等复杂问题，影响钻井安全性，伤害储层和制约产能，因此防漏堵漏及储层保护是储气库钻完井技术难题。目前国内陆上储气库建设大多属于开发后期，华北库区、江苏库区建库时压力系数为0.3~0.45，西南库区仅为0.1，从实际运行角度出发，国内在钻井、固 井、完井、注采、修井的全过程实现储层保护是现实可行的，形成了超深储集层井身结构优化设计、超低压地层防漏堵漏和储集层保护等技术。H 气田储气库借鉴国内外成功经验，初步制定储层保护综合措施：①采用“储层专打”井身结构设计，储层段快速钻井，降低储层浸泡时间，8-1/2 寸井眼单独钻开三亚组储层段，下入7 寸尾管生产；②减少井底污染，可采用近平衡或欠平衡钻井，考虑到储层水敏性及高温低压条件，推荐使用抗高温合成基钻井液，钻井液密度设计下限值，降低固相含量，若新钻井漏失量大、漏失次数多，可采用气体钻井技术；③生产层段及盖层段固井应采用韧性水泥浆体系，对于地层承压能力低且封固段长的井，宜采用低密度高强度水泥浆体系；④低密度、低固相、低失水完井液；⑤套管射孔—完井一次完成管柱，完井后立即放喷。通过以上措施，结合国内外低压钻完井技术，认为 H 气田钻完井储层保护具有可行性。
与陆上储气库相比，海上建设储气库不确定因素在于海上工程的评估及设计，已有设施（老生产平台、海底管线等）的评估或改造、新设施（注采井口一体化平台、油气水处理平台、压缩机、海底管线）的设计及安装等。全球第一座海上储气库——英国Rough 储气库早在1985年运行，工作气量达到33.4×108m3，2座海上注采井口一体化平台通过2 km的18 寸海底管线连通，海上平台与岸上处理终端通过29 km 的36 寸海底管线连通。
H 气田老平台位置并不在气田中心位置，无法实现10 口新注采井全覆盖，且存在新注采井管柱设计要求高，风险高等问题，需舍弃老平台，分别新建注采井口一体化平台与油气水处理平台。注采井口一体化平台负责注采井生产、修井、注气压缩机撬、吊机等安置；油气水处理平台负责凝析油处理系统、天然气处理系统、生产水处理系统、注入水处理系统及生活污水、发电机组等辅助工艺等系统的安置。
在注气过程中，气源通过LNG 运输船的浮式装置直接气化后经过海管输送到海上注采井口一体化平台，或从陆地LNG 接收站气化后再经海底管线反输到海上注采井口一体化平台；采气过程中，从注采井口一体化平台采气井出来的生产流体经过管汇和栈桥到油气水处理平台进行处理，处理后的凝析油经过凝析油海管或船运外输，脱水后的天然气通过海底管线运输到陆地处理终端，汇入外输管线供应下游市场。目前海上大型LNG 船接卸、气化系统、新平台设计、海底管线设计等技术均较为成熟，结合国外海上储气库经验，认为H 气田储气库海上工程可行性较高。
（1）海上 H 气田气藏圈闭封闭性好，隔夹层少，储层内部连通，属于高渗—特高渗气藏，圈闭内充满气，无可动水的常压高温的岩性气藏，该气藏地质储量大，产能大，具有建设储气库非常有利的地质气藏条件。
（2）分别通过注采能力、运行压力、井数、井网及指标预测论证 H 气田气藏改建储气库后，其运行压力为 23~37.9 MPa，库容量达到 75.4×108m3，工作气量为26.1×108m3，10口井即可满足周期内工作气量注采，采气末期最低井口外输压力达到15MPa以上。
本文作者:宣 涛, 高丽军, 秦 鹏, 苏 展, 李建荣, 蔡振华。本文转自《天然气地球科学》2022年,内容不做商用,仅用于信息传播,如有侵权,请与我们联系｡
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