摘要
将枯竭砂岩型油气藏改建为储气库的前提条件是气藏具有良好的密封性，如果气藏的密封性不好，在改建储气库的过程中存在严重安全风险隐患。本文利用岩心突破压力、渗透率测试实验评价盖层密封性； 综合黏土涂抹势、泥岩涂抹系数、断层泥比率、断面正压力判断断层封闭性，形成本区断层密封性评价体系；另根据库仑破损函数和地应力成果，利用软件GMI·MorFracs进行稳定性评价，结果表明研究区盖层宏观微观上密封性好，断层侧向封闭性较好、垂向封闭性好，且在当前应力下稳定。研究结果进一步论证了 C51气藏改建储气库的密封性和可行性。
Abstract
The prerequisite for converting depleted sandstone-type oil and gas reservoirs into gas storage facilities is that the reservoirs have good sealing properties. If the sealing is poor, there are significant safety risks during the conversion process. This paper uses core breakthrough pressure and permeability testing to evaluate the sealing of the cap rock. It synthesizes clay smear effects, mudstone smear coefficients, fault mud ratios, and normal pressure to determine fault sealing, forming an evaluation system for the sealing properties of faults in this area. Additionally, based on Coulomb failure functions and geological stress results, stability assessments were performed using GMIMorFracs software. The results indicate that the cap rock in the study area has good sealing properties both macroscopically and microscopically, with relatively good lateral and vertical sealing of faults, and it is stable under current stress conditions. The research further demonstrates the sealing and feasibility of converting the 51 gas reservoir into a gas storage facility.
Keywords
0 引言
地下储气库是将天然气压缩后通过不同方式注入地下自然或人工构造空间而形成的储气场所，常应用于工业与民用天然气供给、季节调峰、应急供气等重大民生问题，目前市场趋于成熟，逐渐从调峰型向战略储备型发展，是落实国家能源安全储备战略的重要手段（丁国生，2011；丁国生等，2015； 张光华，2018）。
1915年在加拿大韦林特县，世界上第一个地下储气库利用枯竭气藏建成，至今国外已有一百余年的地下储气库建设历史。至今全球地下储气库数量增至715座，主要分布于美国、加拿大、前苏联、欧洲发达地区（董绍华和张行，2018；张光华，2018）。 21 世纪以来已有大量学者对储气库可行性及密封性进行研究，舒萍（2005）对大庆油田建设地下储气库设计进行研究，采用模糊数学中的综合评判技术优选出可用于储气库改建的含油气构造，并对所选库址从构造、储层、盖层等方面进行精细地质描述，采用微观定量法对储气库隔层最大承压能力进行计算；李雷（2007）对胜利地区天然气地下储气库可行性研究，分析了不同油气藏地质特征及改建利弊确定目标储气库，对气库参数研究设计并进行社会经济评价；奥立德和林波（2021）对朱家墩储气库密封性评价，通过三轴循环加卸载同步渗透试验实现盖层密封性评价，泥岩涂抹分析法和计算断面的开启压力实现断层静态和动态密封性评价；吕美霖 （2021）对S20砂岩凝析气藏改建地下储气库可行性研究，应用地质建模、气藏工程、数值模拟等多种技术方法，进行储层分布规律、气藏动态分析、注采能力评价、方案设计及优化等工作，开展砂岩凝析气藏改建储气库方可行性研究。舒萍等（2019）以升平储气库为例，通过盖层岩性、厚度分布、物性、微观孔喉结构对盖层密封性进行了定性评价，通过突破压力实验和测井参数分析，建立了升平储气库盖层突破压力计算模型，实现了对盖层密封性定量评价，并相应建立了该储气库盖层密封性划分标准。林建品等（2015）在室内试验的基础上，建立基于全应力–应变特征的盖层岩石脆性评价模型，综合盖层常规物性封闭和岩石力学 2 种评价方法，提出一种改进的储气库盖层质量综合评价方法。垢艳侠等（2015）利用地质综合分析法从宏观上对储气库盖层的密封性进行了评价，同时通过实验从微观角度研究盖层的密封性。在循环载荷下，对地下储气库注采管柱密封失效机理试验研究（Wang et al.， 2022）。前人未对朝阳沟 C51 气藏做建库密封性分析评价，本文以朝阳沟油田枯竭砂岩型 C51 气藏作为研究对象，首次对研究区进行储气库建库密封性评价，探讨改建地下储气库的可行性，以期推进黑龙江地区地下储气库建设工作。
1 气藏概况
1.1 研究区概况
朝阳沟油田 C51 气藏位于黑龙江省肇东市南部，地表海拔高程 171 m 左右，地势较为平坦，气田南距四站镇13 km，距昌五—四站公路2 km，西南距朝阳沟试验区约 16 km，研究区面积 43 m2。1984年 8 月该区部署预探井 C51 井，C51 于 1985 年 4 月试气，射开葡萄花油层 3.8 m，日产天然气 31.9715×104 m3，发现了该含气区块，落实含气面积 5.8 km2，地质储量2.51×108 m3，气藏埋深636~723 m，原始地层压力6.36 MPa，2010年后处于开发后期枯竭阶段。
1.2 构造特征
C51气藏区域构造上属于松辽盆地中央坳陷区的朝阳沟阶的朝阳沟背斜东北倾伏区斜坡上（图1a），构造倾角 1°42'。C51 气藏发育 C57 断鼻构造，高点位于C57井构造圈闭内，高点埋深-445 m，闭合线深度-470 m，构造幅度 25 m，圈闭面积 1.38 km2， C51井位于构造圈闭外（图1b）。
1.3 沉积特征
C51气藏主要含气层位为下白垩统姚家组一段葡一组油层，埋藏浅，顶面埋藏深度 636～723 m。葡一组油层为夹于大段深湖相黑色泥岩中的灰绿色泥岩与粉砂岩组合，地层厚度30 m左右（表1）。
图1C51气藏构造位置图（a）及C51气藏井号、断裂分布图（b）
在前人对三肇地区葡萄花油层研究的基础之上（刘宗堡等，2008；刘媛等，2010；孙雨等，2010），笔者对本区钻后的地震资料进行重新解释，将葡一组油层分为 PⅠ1、PⅠ2 两个砂组，认为 C51 区块葡萄花油层为浅水三角洲平原亚相过渡为三角洲前缘亚相沉积，三角洲平原亚相主要发育主体河道、非主体河道、决口扇、河漫滩 4 种沉积微相，三角洲前缘亚相主要发育水下分流河道、河口坝、席状砂、水下分流间湾4种沉积微相。C51气藏PⅠ2砂组西北部主要发育浅水三角洲平原，西南部主要发育三角洲前缘；发育 3 条河道，整体呈北西—南东向展布，延伸长度 6~8 km，其中 2条水上河道宽度大，宽 400~1500 m，在 C511—C66-182—C64-178 附近交汇，河道叠加发育，控制 C51气藏砂体沉积规模，河道砂体是最重要的储集层（图2a）。C51 气藏 PⅠ1 砂组发育三角洲前缘相砂体，呈席状展布，砂体发育范围较小，厚度较薄（图2b）。
表1大庆四站储气库群地层划分及岩性描述
图2C51气藏PⅠ2砂组沉积相图（a）和C51气藏PⅠ1砂组沉积相图（b）
2 盖层密封性评价
2.1 盖层宏观分布
松辽盆地经历了2次大的湖水扩张—兴盛—衰退的演化过程，形成了 2 个完整的二级复合沉积旋回（泉头组—青山口组、姚家组—嫩江组）（刘畅等， 2022）。嫩江组末期的构造运动，造成盆地的整体抬升剥蚀，之后虽有不同程度的构造沉积，但盆地已进入萎缩阶段，构造活动较弱，地层沉积稳定。
利用区内9口井的GR、SP、DT、R25曲线建立单井岩性剖面，曲线分析表明：葡萄花气层上覆有4套连续泥岩盖层，依次为姚一上段、姚二+三段、嫩一段、嫩二段（图3），盖层区域分布稳定，厚度大、连续性好，岩性为泥岩夹极少量油页岩、粉砂岩，泥岩厚度 316~444 m，平均 388.7 m，泥岩占盖层厚度百分比多数达 95% 以上，泥质含量高、密封性好。除姚一上段和姚二+三段发育少量薄砂岩（1 m 左右，多数小于 1 m）外，其余层段均沉积了巨厚的泥岩地层，盖层条件十分优越，对本区油气藏起到很好的封盖作用。
2.2 盖层微观评价
张景军等（2023）认为葡萄花油层储层特征为高孔高渗，根据吕延防等（1993）、付广等（1998、 2003）、付广和许凤鸣（2003）分析，对储气库盖层的微观评价因素包括盖层的排驱压力、孔隙度、渗透率。研究区盖层岩心高压压汞实验结果显示C51气藏盖层岩心孔喉整体偏细，排驱压力大，表明研究区盖层岩心封闭性好（表2，图4）。
表2CS1井岩心高压汞柱实验
图3青山口、姚家组、嫩江组地层对比图
图4盖层岩心毛管力曲线及孔喉分布图
模拟地层覆压，将岩心样品施加径向和轴向的压力，预测渗透率，自动决定采用氦气还是氮气来测量渗透率。发现 CS1 井盖层岩心气测渗透率为 10-3数量级，气测渗透率值为 0.0025×10-3~0.0086× 10-3 μm2，孔隙度为0.065%~0.132%（表3）。
盖层岩心突破压力测试结果显示，气体突破压力与岩心气测渗透率和孔隙度均具有较好相关性，随岩心气测渗透率和孔隙度增加，气体突破压力减小（图5~图6），储气库盖层岩心气体突破压力在 7.1~16.2 MPa。盖层泥岩厚度、孔渗、突破压力指标均优于评价标准（表4）。
表3朝库试1井盖层岩心孔隙度和渗透率
图5突破压力与气测渗透率关系图
图6突破压力与孔隙度关系图
表4盖层封闭性评价标准与本区盖层参数对比
2.3 底板密封性评价
研究区底板层位为青山口组青二、三段地层，岩性为灰绿、紫红色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩，下部深灰、灰黑色泥岩，沉积模式为氧化-还原环境下滨浅湖—半深湖相沉积。青二段地层是松辽盆地泉头组扶杨油层良好的区域盖层，具有沉积厚度大、沉积稳定的特点。
研究区钻遇青二、三段地层井14口（图7），地层厚度 273.7~420.56 m，平均 353.6 m，厚度较大且全区分布稳定，整体定性评价底板密封性较好。
图7C51气藏钻遇青二、三段地层厚度柱状图
通过对表征孔喉大小特征的参数统计分析表明，研究区青二、三段地层最大孔喉半径 0.053 μm，平均孔喉半径 0.019 μm，中值半径 0015 μm，排驱压力13.78 MPa，显示封闭能力较好。
3 断层密封性评价
断层封闭性受断层两盘的岩性配置关系、断裂带内泥岩涂抹、断裂带内成岩作用等多种地质因素的影响外，还受储气库运行后多周期强注强采，高低压力交替变化的影响（曹瑞成和陈章明，1992；童亨茂，1998；孟令东，2012）。因此，利用静态、动态及监测资料对建库前后断层封闭性开展评价。
3.1 断层密封性定性评价
从 C51 气藏断层分布图来看，断层主要在西侧和北侧发育，砂体来自北侧向西、向东尖灭，C51 气藏影响气藏封闭性的断层都集中在圈闭的西侧和北侧。对断层封闭性有影响的 7 条，含气面积内 5 条（图1b）。
根据对研究区内7条可能影响封闭性断层的地震剖面图、断层要素、断层生长指数进行分析，以F1 断层为例进行说明，葡萄花层断层延伸长度3.5 km，断距为 25 m，断距较大（表5），生长指数约为 1（图8），生长指数表明断层活动强度弱，断层两侧为砂泥对接，断层封闭性较好；C51气藏整体上（表6），葡萄花层断层延伸长度为 1.3~3.5 km，断距为 15~85 km，生长指数为1~1.25，活动强度弱，侧向均为砂泥岩对接，整体定性评价断层封闭性较好。
3.2 断层密封性定量评价
本研究综合黏土涂抹势、泥岩涂抹系数、断层泥比率、断面正压力判断C51气藏断层封闭性。
表5F1断层要素
表6C51气藏主要断层要素
图8F1断层生长指数图
黏土涂抹势越大，黏土涂抹层越发育，空间上的连续性越好，断层侧向封闭性越好，反之，黏土涂抹层越不发育，空间上的连续性越差，断层侧向封闭性越差（付广等，1997）。
(1)
式（1）中，csp为黏土涂抹势；hi为被断层错开的某段地层中第 i层泥岩层厚度（m）；L为断层位移大小（m）；H 为某段地层厚度（m）；Rn为某段地层中的泥地比；n为某段地层中的泥岩层层数。
泥岩涂抹层分布的连续性是形成断层有效封闭的重要因素。泥岩涂抹系数是表征泥岩涂抹层分布连续性的参数，其公式为（Lindsay et al.，1993）：
(2)
式（2）中，SSF 为泥岩涂抹系数；rd 为倾向断距 （m）。
在断层断裂带中，断层泥比率越高，断层内孔渗性就越差，流体突破断层所需的排驱压力就越大，断层形成的封闭性也就越好，能使大量的油气在储集层中聚集起来，形成油气藏。根据杨智等 （2005）断层泥比率公式：
(3)
式（3）中，SGR 为断裂带中断层泥比率（%）；rZ 为断层垂直断距（m）；hi为被断开的第i层泥岩厚度 （m）；n为被断开的泥岩层数（层）。
影响断层垂向封闭性好坏的关键因素是断面的紧闭程度，若断面紧闭，断层垂向封闭性好，油气不能沿断面作垂向运移，否则，断层开启，断层作为油气运移的通道。断面的紧闭程度可用断面所受正压力大小来衡量（付晓飞等，1999），其计算公式为：
(4)
式（4）中，P为断面所受的正压力（MPa）；H为断面埋深（m），ρr为上覆地层的平均密度（g/cm3）；ρw为地层水密度（g/cm3）；θ为断面倾角（°）。
当断面所受正压力大于泥岩的变形强度时，因泥岩变形而导致断层裂缝愈合，由此造成断层垂向封闭，否则断层垂向开启。
通过计算得到C51气藏黏土涂抹势平均12.02，泥岩涂抹系数平均为 0.11，断面正压力平均为 6.88 MPa，断层泥分布率平均为95%（表7）。根据前人研究（Lindsay et al.，1993；付广等，1997；付晓飞等， 1999；杨智等，2005），建立C51地区评价标准进行判断（表8，表9），结果表明 C51 气藏断层侧向封闭性属于好，垂向封闭性属于较好。
表7C51主要断层密封性评价计算结果汇总
表8C51气藏断层侧向封闭性评价标准
表9C51气藏断层垂向封闭性评价标准
3.3 断层稳定性评价
断层稳定性由作用在断层面上的剪切力，正应力，孔隙压力，黏聚力和滑动摩擦系数来定量描述，利用库仑破损函数分析判断（葛修润，2008），公式为：
(5)
式（5）中：τ为剪切力（MPa），μ为裂缝面滑动摩擦系数，Pp为孔隙压力（MPa），Sn-Pp为有效正应力 （MPa）。
当 CFF>0 时，断层处于不稳定状态，即 CFF>0 时断层活动，CFF<0时断层处于稳定状态。
C51 气藏对储气库封闭性有影响的断层共有 5 条（F1、F2、F8、F40、F41），本研究从岩石力学模型出发，以 F1断层为例，利用软件 GMI·MorFracs进行稳定性分析。
图9a1表示地应力的大小，包括孔隙压力、垂向主应力、最大水平主应力和最小水平主应力的大小；图9a2表示断层的倾角（黑色圆点标是倾角）和倾向（正北方向顺时针旋转到蝌蚪尾的角度标是断层倾向），每个蝌蚪都代表此深度点的断层产状。
图9a3表示断层形态与库仑破损函数值关系图。该图为断层的极射赤平投影图，图中圆圈表示断层的倾角，圆心向外的第一个圈表示断层面法向的投影为 30°，同理，第二个圈表示断层面法向的投影为 60°，图中点表示断层的位置。不同颜色表示库仑破损函数等值线，单位为 SG，当表示断层产状的点为黑色时，则表明断层面附近是稳定的。当表示断层产状的点为白色时，则表明此断层面是不稳定的，处于活动状态。断层所处位置的库伦破损函数值越小，断层越稳定。图中蓝色和绿色等值线表示断层单元相当稳定。
图9a4为摩尔圆图，摩尔圆显示的是有效正应力和剪切应力交汇图，横坐标是正应力，纵坐标表示剪应力，摩尔圆内的点表示断层平面内的剪切力和正应力的关系，当点颜色为黑色，表示断层处于稳定状态，当点是红色，表示断层处于不稳定状态。
以图9a为例进行分析，F1 断层在 840 m 深度下，垂向应力为 2.27 SG，最大主应力为 1.79 SG，最小主应力为 1.67 SG，孔隙压力为 1.07 SG，有效正应力为 0.8 SG，剪应力为 0.23 SG，黑点位于红线下方表明未被破坏，同理，F1断层在650 m深度下也未被破坏（图9b）；并依次进行了 F1、F2、F8、F40、F41 断层不同深度下的稳定定分析，表明C51气藏F1断层是稳定的。
图9C51气藏F1断层稳定性分析
a—650 m：a1—地应力与孔隙压力分布；a2—地层倾角倾向；a3—库仑破坏风险；a4—摩尔-库仑圆；b—840 m：b1—地应力与孔隙压力分布； b2—地层倾角倾向；b3—库仑破坏风险；b4—摩尔-库仑圆
4 结论
（1）C51气藏具有作为储气库先天优势，发育断鼻构造，储层为浅水三角洲平原分流河道砂体，上覆泥岩盖层353.6 m，封挡条件良好。
（2）根据盖层岩心突破压力实验显示，气体突破压力为7.1~16.2 MPa，模拟地层覆压预测渗透率，盖层岩心气测渗透率为 10-3 数量级，气测渗透率值为 0.0025×10-3 μm2~0.0086×10-3 μm2，孔隙度为 0.065%~0.132%，C51气藏指标均优于评价标准。
（3）研究区底板层位为青山口组青二、三段地层，为良好的区域泥岩层，地层厚度平均353.6 m，最大孔喉半径0.053 μm，平均孔喉半径0.019 μm，中值半径 0.015 μm，排驱压力 13.78 MPa，显示底板密封性较好。
（4）研究区内断层生长指数均为1~1.25，活动强度弱，侧向均为砂泥岩对接，整体定性评价断层封闭性较好。综合黏土涂抹势、泥岩涂抹系数、断层泥比率、断面正压力判断断层封闭性，结果显示断层侧向封闭性属于较好，垂向封闭性属于好。根据库伦破损准则，利用GMI·MorFracs软件判断断层在当前应力下稳定。C51气藏密封性良好。