新疆储气库概念.docx
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新疆储气库概念
1储气库概况
1.1地理位置
呼图壁气田位于准噶尔盆地南缘，距呼图壁县东约4.5km，东南距乌鲁木齐市约78km，是新疆油田公司在准噶尔盆地南缘开发的第一个整装气田。
气田地面为农田与村镇，地形比较平坦，地面海拔500m～570m。
312国道从工区穿过，北疆铁路、乌奎高速公路从工区南面通过，交通十分方便（见图1-1）。
图1-1呼图壁气田地理位置图
2、地质与气藏工程方案
2.1建库地质综合研究
2.1.1气藏概况
呼图壁背斜位于南缘北天山山前坳陷第三排构造带的东端，被近东西向断裂分成上、下两盘，呼图壁气田位于断裂下盘，产气层为紫泥泉子组。
呼图壁气田勘探工作始于1952年，通过重磁力和电法勘探发现了呼图壁背斜，1954年12月钻探了呼1井，1957年3月完钻，完钻井深3005m，完钻层位E2-3a，钻探过程中未发现油气显示。
为搞清该地区构造特征，1986年实施了二维地震勘探；1991年加密地震测网，测线总长638km，测网密度达2km×3km，落实了呼图壁背斜圈闭；1994年部署预探井呼2井，该井于1994年8月18日开钻，1995年12月16日完钻于4634.31m，井底层位白垩系东沟组（K2d）。
1996年8月6日射开古近系紫泥泉子组3588.5m～3591.5m和3602.5m～3608.5m井段后发生强烈井喷，喷出天然气，用95.12mm孔板针阀测试，获得日产天然气78.3×104m3，日产凝析油18.82m3的高产工业油气流，从而发现了呼图壁气田。
呼2井出气后，为加快该区的气藏地质评价及储量升级，1996年采集了2块三维地震资料，资料面积共292.5km2，其中呼2井A块满覆盖面积54.04km2，面元25m×50m，呼2井B块满覆盖面积120.90km2，面元50m×100m。
并钻评价井2口（呼001、呼002井）。
经试气呼001井在紫泥泉子组获得了工业气流，上盘的呼002井产水。
1997年11月上报控制含气面积20.4km2，控制天然气地质储量189.81×108m3。
1998年4月该气藏投入开发，按开发方案共实施开发井6口，除HU2008井未获工业气流外，其余井均获工业气流。
呼图壁气田1999年12月上报探明含气面积15.2km2，探明天然气地质储量126.12×108m3，凝析油储量60×104t。
呼图壁气田共完钻9口井，目前开井7口，气藏累计采出天然气52.38×108m3，采出程度44.40％，地层压力17.66MPa，处于稳产阶段的后期。
截止目前，呼图壁气田紫泥泉子组气藏完成二维地震638km，测网密度2km×3km；三维地震2块，资料面积292.5km2，满覆盖面积174.94km2；目的层完钻探井3口，开发井6口，钻井进尺34711.3m，取心4口井，取心进尺239.1m，岩心实长224.4m，收获率93.8%，含气心长64.88m；各类岩芯分析化验样品17项2468块；油分析223个，气分析161个，水分析208个；试气9井36层（包括呼002井），获工业气流7井9层，系统试井7井9层，复压7井73个。
2.1.2地层特征
呼图壁气田自上而下发育的地层依次为第四系西域组（Q1x），厚度412m～467m，平均429m；新近系独山子组（N2d），厚度1246.5m～1388.5m，平均1341m；塔西河组（N1t），厚度399m～491m，平均440m；沙湾组（N1s），厚度253m～328m，平均297m；古近系安集海河组（E2-3a），厚度738m～947.5m，平均850m；紫泥泉子组（E1-2z），厚度575m；白垩系上统东沟组（K2d），厚度671m（未穿）（见表2.1-1）。
目的层紫泥泉子组与上覆安集海河组（E2-3a）、下伏东沟组（K2d）呈整合接触。
紫泥泉子组自下而上分为E1-2z1、E1-2z2、E1-2z3三个砂层组，每个砂层组又划分为2个砂层。
气层分布在E1-2z2砂层组的E1-2z21砂层底部和E1-2z22砂层顶部。
表2.1-1呼图壁气田地层划分及岩性描述表
地层
地层代号
厚度
m
岩性描述
界
系
统
组
新
生
界
第四系
下更
新统
西域组
Q1x
412～
467
灰色砂砾岩、砂质小砾岩为主夹褐灰色泥岩
新近系
上新统
独山子组
N2d
1246.5～
1388.5
上部为灰色砂砾岩、泥质小砾岩与浅棕色泥岩及含砾泥岩不等厚互层，下部为砂泥岩不等厚互层
中新统
塔西河组
N1t
399～
491
棕褐色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩夹薄层棕色粉砂岩及泥质砂岩
沙湾组
N1s
253～
328
灰白色不等粒砂岩、含砾泥质不等粒砂岩及砂质泥岩不等厚互层
古近系
渐新统
安集海河组
E2-3a
738～
947.5
上部为灰绿、浅灰绿、棕色泥岩为主，夹细粉砂岩，中下部为棕、绿灰色粉砂质泥岩与砂岩不等厚互层
始新统
紫泥泉子组
E1-2z
575
中上部为棕色泥岩、砂质泥岩与含砾不等粒砂岩及细砂岩互层，底部为含砾不等粒砂岩、泥质细砂岩夹泥岩及砂质泥岩
古新统
中
生
界
白垩系
上统
东沟组
K2d
671
（未穿）
上部以棕褐色砂岩为主夹少量硅质泥岩，中下部为棕褐色中、细砂岩、粉砂岩与砂质泥岩不等厚互层
2.1.3构造特征
准噶尔盆地南缘山前属北天山山前坳陷，为一大型持续沉积坳陷。
该区经历了多期构造运动，特别是喜山期，受北天山强烈活动影响，使山前区强烈褶皱并伴生一系列大型逆掩断裂，造成深浅层构造差异很大。
呼图壁背斜位于南缘山前褶皱带第三排构造带的东端，主要形成于喜马拉雅期。
目的层紫泥泉子组构造形态为近东西向展布的长轴背斜，并被呼图壁断裂切割成两个断背斜（见图2.1-1）。
下盘发育了呼图壁北断裂，使背斜西部呈两条断裂夹持的条带状构造，圈闭要素见表2.1-2。
表2.1-2呼图壁气田紫泥泉子组气藏圈闭要素表
圈闭名称
层位
圈闭
类型
面积
（km2）
闭合度
（m）
高度埋深
（m）
溢出点
海拔（m）
呼图壁背斜下盘
E1-2z21
断背斜
26.1
145
3505
-3100
图2.1-1呼图壁气田紫泥泉子组顶部构造图
2.1.4沉积与储层特征
呼图壁气田紫泥泉子组为一套湖进背景下的退积性三角洲沉积。
本区的辫状河三角洲沉积具有进积－加积－退积沉积旋回性，代表了在湖泊水系扩大、岸线后移过程中，辫状河三角洲退积的沉积过程。
该沉积过程中受到多次由强到弱的水流作用，从而形成若干向上变细的正韵律层，构成辫状河三角洲的垂向层序。
在垂向剖面上总体呈正旋回的特点，其砂体厚度和粒度自下而上减小。
反映在相序上自下而上为：
辫状河亚相→三角洲平原亚相→三角洲前缘亚相→前三角洲亚相→浅湖亚相。
含气层段E1-2z2纵向上自下而上表现为三角洲进积→三角洲退积（湖泊水系扩大）→三角洲进积→三角洲退积的过程。
平面上微相的组合有水下分流河道、河口砂坝及席状砂（见图2.1-2）。
图2.1-2紫泥泉子组沉积相带图
根据岩心观察、岩石薄片、铸体薄片资料，紫泥泉子组储层岩性主要为细砂岩和粉砂岩，砂岩类型主要为长石岩屑砂岩，碎屑成分以石英为主（48%），长石（28%）、岩屑（24%）次之。
分选性中等，颗粒磨圆度为棱角-次棱角状、次棱角-次圆状。
岩屑成分以凝灰岩为主，含量为11.5%，另外还有少量花岗岩、霏细流纹岩及云母片岩等。
胶结物成分主要为方解石，含量为2.9%，胶结类型以孔隙式为主、次为孔隙-压嵌式。
孔隙类型主要以粒间孔为主（62％），粒间溶孔次之（36％），少量粒内溶孔（2%）。
中细砂岩、细砂岩、粉砂岩以粒间孔为主；不等粒砂岩和含砾不等粒砂岩以粒内溶孔-粒间溶孔为主；粉砂岩和泥质粉砂岩以粒间溶孔为主。
根据X衍射资料分析，粘土矿物成份主要以伊/蒙混层矿物为主，含量为47%～83%，平均含量为71%，蒙脱石混层比为58%，主要呈不规则状，以衬垫式均匀分布，平面上呼001井含量较高为83%，呼2井含量最低为47%；其次是伊利石，含量为10%～20%，平均14%；主要呈弯曲片状和桥状，以衬垫式和充填式分布；绿泥石、高岭石含量较少，分别为10%、7%，主要以衬垫式分布，其中高岭石只分布在呼2井中。
储层具有强－中等的水敏性、中等－强的盐敏性、弱－中等的速敏性。
根据物性分析资料，E1-2z平均孔隙度为19.5%，平均渗透率64.89mD。
储层孔隙发育连通性中等－好，平均孔隙直径为41μm，喉道宽度为11.9μm，孔喉比为2.7，面孔率为4.4%。
据压汞资料统计表明，孔喉分选系数中等，孔隙峰态好，储层排驱压力在0.04MPa～1.12MPa，平均0.44MPa；最大连通孔喉半径为20.8μm～0.62μm，平均5.5μm，饱和度中值压力为0.08MPa～16.2MPa，平均3.4MPa；最小非饱和孔隙体积为6.7%～50.4%，平均26.9%，孔喉均值为7.0～12.6，偏态为-0.8～-0.9，分选系数为1.4～3.4，峰态为1.2～5.8。
根据呼2井区紫泥泉子组毛管压力特征，结合国内外油气田砂岩储层孔隙结构分类结果，可以将毛管压力曲线分为四类，其中Ⅰ、Ⅱ类毛管压力曲线具有排驱压力和饱和度中值压力小、粗歪度、分选好、孔喉分布频率曲线为高而窄的单峰偏粗态型的特点，该类孔隙结构主要分布在中细、细砂岩和粗粉砂岩中，占E1-2z2砂层组砂岩厚度的30%，属于较好－很好的储层；III、IV类毛管压力曲线具有排驱压力和饱和度中值压力较大、极细－细歪度、分选中等－差、孔喉分布频率曲线为单峰偏细态型的特点，主要分布在极细砂岩、不等粒砂岩、泥质砂岩中，占E1-2z2砂层组砂岩厚度的70%，属于中等－差的储集层。
通过地震反演和砂层精细对比可以明显看出，单砂层体厚度5m～20m不等，在平面上分布较为连续（见图2.1-3，图2.1-4）。
综合评价认为：
紫泥泉子组储层属于中等孔隙、中等渗透率、中等喉道、中等－强水敏性的好的储气层。
图2.1-3E1-2z21砂体厚度图
图2.1-4E1-2z22砂体厚度图
2.1.5隔层特征
紫泥泉子组E1-2z1和E1-2z2之间存在平均厚度为12.7m的隔层，隔层岩性以粉砂质泥岩和泥岩为主，其中HU2003井隔层厚度最薄，约为8.0m，呼001井附近隔层最厚，厚度为17.5m（见表2.1-3）。
表2.1-3紫泥泉子组隔层厚度分布表
层位
井号
E1-2z1－E1-2z2
E1-2z21－E1-2z22
隔层厚度
（m）
岩性
隔层厚度
（m）
岩性
呼2
10
泥岩
14
粉砂质泥岩
HU2002
16
粉砂质泥岩
8
砾屑不等粒砂岩
HU2003
8
粉砂质泥岩、泥岩
3.5
砾屑不等粒砂岩
HU2004
9
粉砂质泥岩、泥岩
2.0
砾屑不等粒砂岩
HU2006
15
粉砂质泥岩、泥岩
3.0
泥质粉砂岩
呼001
17.5
泥岩、泥质粉砂岩
12
粉砂质泥岩
HU2008
13.5
泥岩
5
泥岩
平均
12.7
6.8
含气层E1-2z21和E1-2z22之间也存在着较为稳定的隔层，平均厚度为6.8m，岩性以砾屑不等粒砂岩及粉砂质泥岩为主，其中HU2004井隔层厚度最薄，约为2.0m，呼2井附近隔层最厚，厚度为14m。
隔层物性差，其中呼2井周围隔层平均孔隙度约为5.0％，平均渗透率约为2.00mD，HU2003、HU2004、HU2005、HU2006井周围隔层平均孔隙度在2.5％以下，平均渗透率在1.00mD以下（见图2.1-5，图2.1-6）。
图2.1-5z21～z22隔层平均孔隙度平面图
图2.1-6z21～z22隔层平均渗透率平面图
2.1.6气藏密封条件研究
2.1.6.1盖层封闭性评价
1）安集海河组区域盖层：
呼图壁气田安集海河组与塔西河组上部以灰绿、浅灰绿、棕色泥岩为主，夹细粉砂岩，中下部为棕、绿灰色粉砂质泥岩与砂岩不等厚互层，属半深－深湖相沉积，厚度738m～817m，且分布范围广，为盆地南缘良好的区域性盖层。
2）紫泥泉子组顶部直接盖层：
紫泥泉子组上部发育有一套泥岩层，在气层之上发育有以粉砂质泥岩、泥质粉砂岩与较厚泥岩互层的细粒碎屑岩，厚度80m左右，分布稳定（见图2.1-7）。
图2.1-7呼图壁气田紫泥泉子组气藏盖层示意图
2.1.6.2断层封闭性评价
呼图壁背斜为喜马拉雅期形成的背斜构造，由于挤压作用背斜形成了两条（呼图壁断裂和呼图壁北断裂）南倾的逆掩断裂，断开白垩系至第三系塔西河组，下部顺层滑脱，消失于吐谷鲁群塑性泥岩层中。
其深部基岩上拱形成由4条断层组成花状上隆构造（见表2.1-4）。
表2.1-4断裂要素表
断裂名称
断层性质
延伸长度
（km）
走向
倾向
断开层位
气层顶
面断距（m）
呼图壁断裂
逆
21
EW
S
K-N1t
100～250
呼图壁北断裂
逆
15
EW
S
K-E2-3a
20～130
气藏主要受构造和断裂双重控制，呼图壁断裂断距较大，下盘气层与上盘泥岩对接，侧向封堵条件好（见图2.1-7）。
图2.1-7地层重复模型示意图
2.1.7气藏流体性质及特征
2.1.7.1流体性质
1）天然气性质
根据所取得的资料，天然气相对密度为0.59～0.61，平均为0.605；轻烃甲烷占91.02%～93.76%，平均为92.44%；C2～C7+占3.37%～6.1%，平均为5.02%；非烃占1.2%～3.2%，平均为2.54%（见表2.1-5）。
表2.1-5天然气性质表
天然气
相对密度
组分含量（%）
甲烷
乙烷
丙烷
异丁烷
正丁烷
异戊烷
正戊烷
二氧化碳
氧气
0.605
92.44
4.19
0.61
0.16
0.15
0.13
0.08
0.34
1.9
在原始地层条件下，天然气偏差系数为0.981，体积系数为0.00365，粘度为0.182mPa·s，密度为0.0229g/cm3。
气藏相态分析资料表明，紫泥泉子组凝析气反凝析液饱和度低，为1.69%～2.20%；最大反凝析压力低，约16MPa；露点压力高，为31.03MPa～31.16MPa。
在定容衰竭时，当地层压力衰竭到4MPa左右，气藏天然气的采收率能达到85%，凝析油采收率在25%左右。
气藏临界点压力在4.6MPa左右，临界点温度在200K左右。
在原始地层压力和温度条件下，气藏位于相图的凝析气藏区，气井试气试采凝析油含量较低，平均为47.3g/cm3，说明气藏为特低含量的凝析气藏。
2）凝析油性质
根据资料分析，地面凝析密度为0.7935g/cm3～0.7708g/cm3，平均为0.781g/cm3；粘度（50℃）为0.89mPa·s；含蜡量为2.39%；凝固点为-14.26℃；初馏点为97.05%；300℃馏分为9.4%。
3）地层水
根据呼001、呼002、HU2008井地层水分析资料，紫泥泉子组地层水氯根含量2758mg/L～9974mg/L，总矿化度12834mg/L～16188mg/L，水型为CaCl2型。
2.1.7.2原始地层压力与温度
根据所取得的静压、复压与MDT资料，E1-2z21、E1-2z22属同一压力系统。
建立的地层压力梯度、地温梯度关系式如下：
P=-0.0022H+27.274（1-1）
T=0.0221H+13.59（1-2）
式中：
P——地层压力，MPa；
T——温度，℃
H——气层中部深度，m。
由所建立的原始地层压力、温度关系式，求得气藏原始地层压力为33.96MPa，压力系数为0.96；原始地层温度为92.5℃，温度梯度为2.2℃/100m，因此气藏属于正常温度压力系统。
2.1.7.3气藏类型
从试气成果来看，气藏分布在呼图壁断裂下盘的断背斜上。
除东部的HU2008井未获气流外，其余井均获工业气流。
HU2008井射开井段3587.5m～3617m（3段），测产液剖面证实3611m～3617m出水，其上为干层。
又对3572m～3587.5m（3段）试气，仍为干层。
分析认为该井出水的3611m～3617m井段界于气水界面以下，而其上为干层，是受沉积体系影响。
由于该井位于三角洲沉积边缘，储层物性变差，渗透性较低所致。
可见气藏不仅受到构造控制，还受到岩性的控制，气藏类型为岩性构造气藏（见图2.1-8）。
-3047m
图2.1-8呼图壁气田紫泥泉子组剖面图
根据试气成果，气底为-3046.7m（呼2井），水顶为-3047.4m（HU2008井），呼001井MDT压力梯度交汇的气水界面在-3046.4m。
综合以上资料，并参考测井曲线特征将气水界面确定在海拔-3047m。
气藏高度为95m，气藏中部深度3580m，中部海拔-3020m。
2.1.8气藏地质储量
呼图壁气田紫泥泉子组气藏于1999年12月上报探明储量，该气藏分E1-2z21和E1-2z22两个计算单元。
E1-2z21含气面积14.8km2，凝析气地质储量为88.44×108m3；E1-2z22含气面积8.2km2，凝析气地质储量为38.70×108m3。
最大叠合含气面积15.20km2，凝析气地质储量127.14×108m3，其中天然气地质储量126.12×108m3，可采储量107.20×108m3；凝析油储量60×104t，可采储量19.2×104t。
2.3注采气能力评价
2.3.1直井平均产能方程
根据呼图壁气田单井试井测试资料，建立了指数式产能方程（表2.3-1），直井无阻流量在109×104m3/d~556×104m3/d之间。
采用单井产能方程系数平均法，确定出呼图壁气田的直井指数式产能方程为：
（2.3-1）
令地层压力等于原始地层压力33.96MPa，得到直井的平均无阻流量为312×104m3/d。
2.3.2水平井平均产能方程
由于呼图壁气田的7口生产井均为直井，缺乏水平井增产倍数资料，因此本次研究假设气体流动符合平面径向流，建立水平井产能方程，与直井产能方程相比得到产能比，即水平井的理论增产倍数，据此预测水平井的平均产能。
2.3.2.1水平井与直井无阻流量比
根据水平井和直井的理论产能公式，不考虑地层损害及非达西流动效应，得到水平井与直井的产能比，即理论增产倍数。
（2.3-26）
利用呼图壁气田实际资料，根据水平井与直井的产能比公式，初步计算了水平井的增产倍数（图2.3-1）。
随着水平段长度增加，水平井与直井的产能比逐渐增加，但增幅趋缓；随着水平段长度增加，产能增幅大幅度降低，当水平段长度为500m时，增幅已小于10%，此时产能比为3.1。
图2.3-1水平井不同水平段长度产能增产倍数关系曲线
2.3.2.2水平井平均产能方程
在综合分析基础上，取水平段长度为500m，相应的产能比为3.0，同时考虑纵向上有效储层动用程度，取层动用系数为50%，那么水平井与直井无阻流量之比为1.5，根据直井的平均产能方程，得到了水平井的平均产能方程：
（3-27）
令地层压力等于原始地层压力33.96MPa，得到水平井平均无阻流量为467×104m3/d。
2.3.3直井注采气节点分析
2.3.3.1直井采气节点分析
1）直井采气能力分析
单井的日采气能力取决于
（1）注采管柱尺寸及结构；
（2）地层压力及井口压力；（3）最小携液产气量；（4）井口冲蚀产量。
最小携液产气量是指在采气过程中，为使流入到井底的水或凝析油及时的被采气气流携带到地面，避免井底积液，需要确定出连续排液的极限产量；冲蚀是指气体携带的CO2、H2S等酸性物质及固体颗粒对管体的磨损、破坏性较为严重，气体流动速度太高会对管柱造成冲蚀，但冲蚀一般不会发生在直管处，而发生在井口，因此合理的采气流量应限制在最小携液产气量和冲蚀流量之间。
2）采气井流入流出动态分析
流入流出动态分析基础参数见表2.3-2。
表2.3-2呼图壁气田气井节点分析基本参数表
参数
取值
参数
取值
井筒中动气柱平均温度，（℃）
56.25
天然气相对密度
0.59
气层中部深度，（m）
3585
原始地层压力（MPa）
34
油管尺寸，（in）
4½"
油管内径（mm）
100.3
采用基本参数、产能方程及垂直管流方程可得到生产井不同地层压力不同井口压力条件下的最大采气能力，结果见表2.3-3。
由表2.3-3可以看出，油管尺寸一定，井口压力越大，最大产气量越小；井口压力一定，地层压力越大，最大产气量越大。
表2.3-3采气井不同地层压力最大产气能力分析表（104m3/d）
井口压力
（MPa）
地层压力（MPa）
34
32
30
26
18
17
16
15
8
197.1
180.98
164.81
135.3
70.43
62.84
54.97
46.84
10
190.37
173.85
157.43
125.6
58.26
49.28
40.8
31
12
182.05
164.97
147.87
113.1
40.74
29.67
18.07
1.64
3）冲蚀产气量预测
冲蚀流量计算结果见表2.3-4。
从表中可以看出，冲蚀流量随井口压力增加而增加。
表2.3-4冲蚀流量对油管产能的限制
井口压力（MPa）
8
10
12
15
18
26
30
32
34
冲蚀流量（104m3/d）
88
99
109
121
132
152
158
161
164
4）产气能力综合分析
由上分析可知，油管尺寸一定时，井口压力越大，最大产气量越小；井口压力一定时，地层压力越大，最大产气量越大；合理产气量应在最小携液产气量和冲蚀流量之间，其预测结果见表2.3-5、图2.3-2~2.3-4。
由表2.3-5及图2.3-2~2.3-4可知：
1）井口压力为8MPa和10MPa时，最大产气量均大于最小携液量，但受冲蚀流量限制，当地层压力在34MPa-26MPa之间时，最大产气量大于冲蚀流量，此时取冲蚀流量为合理产气量；当地层压力降至18MPa-15MPa之间时，最大产气量低于冲蚀流量，取最大产气量为合理产气量。
2）井口压力为12MPa时，处于较高压力水平运行时最大产气量均大于最小携液量，但受冲蚀流量限制，当地层压力在34MPa-26MPa之间时，最大产气量大于冲蚀流量，此时取冲蚀流量为合理产气量；当进入较低压力（15MPa、16MPa）运行时最大产气量较小，低于最小携液量，此时井筒将严重积液，不能正常生产。
表2.3-5不同井口压力时地层产气能力
油管尺寸
（in）
地层压力
（MPa）
流压
（MPa）
井口压力
（MPa）
最大产气量
（104m3/d）
最小携液量
（104m3/d）
冲蚀流量
（104m3/d）
合理产量
（104m3/d）
4½"
34
22.71
8
197.1
28.2
87.7
87.7
32
21.22
181.0
27.4
87.7
30
19.77
164.8
26.6
87.7
26
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