郑雅丽 邱小松 赖 欣 赵艳杰 孙军昌 皇甫晓红

1．中国石油勘探开发研究院 2．中国石油天然气集团有限公司油气地下储库工程重点实验室3.中国石油天然气股份公司储气库分公司

1 研究背景

地下储气库（以下简称储气库）是集储气地质体、储气库各类井、地面各类设施为一体的储气系统。根据储气库建设利用的地质构造与其中储存流体性质不同可分为气藏、水层、油藏、盐穴、矿坑等类型。世界第一座储气库为1916年美国利用纽约州Zoar气田建设的气藏型储气库[1]。据天然气联盟统计，2018年全世界共有储气库689座，工作气量为 4 165×108m3，其中气藏型储气库 463 座，工作气量为 3 084×108m3、占总量的 74.04%[2]（表 1）。截至2020年底，我国在役储气库仅有气藏与盐穴两种类型，共有28座，工作气量为146×108m3。其中气藏型储气库25座，工作气量为136×108m3，占总工作气量的92.6%（表1）。

表1 世界与中国不同类型储气库数据表

据统计，截至2015年，国外储气库在运行阶段发生事故558起，其中油气藏、含水层、盐穴、矿坑储气库事故分别为104起、66起、358起和22起，另有5起事故对应储气库类型未定。在已确定类型的553起，除了13起原因不明，540起事故中油气藏型储气库共计100起，占总数的18.5%。事故发生比例最高的为盐穴储气库，发生351起事故，占总数的65.0%（图1）。在油气藏型储气库100起事故中，超压或过量存储等导致的运行失效的事故有9起，密封性不足引起的盖层失效的有3起，裂隙或断层引起的盖层失效有4起。上述3类事故归结为地质原因造成的事故，合计16起，占总事故量的16%。油气藏型储气库事故发生比例最高的为储气库井的事故，有60起，占了60%（图2）[2]。国内气藏型储气库运行过程中亦出现过环空异常带压[3-4]、断层激活气体迁移[5]等问题。综上，储气库的安全问题应引起高度重视，其中地质方面的安全问题亦不容忽视。

图1 不同类型储气库事故统计图

图2 油气藏型储气库不同类型事故统计图

针对地质安全问题，在选址评价阶段的风险分析[6]、方案设计阶段针对各种地质风险的监测方案[7-9]等方面取得了一定的进展。储气库注采运行阶段的风险评价在井工程方面的研究较多[10-16]，而针对地质体的风险评价研究成果较少。2019年5月罗金恒等发表的“气藏型储气库完整性技术研究进展”一文中，首次提到了储气库地质体（以下简称储气地质体），但未明确其概念[17]。2019年12月魏国齐等首次给出了气藏型储气库储气地质体（以下简称气藏型储气地质体）的定义[18]，即“储气地质体是由一个或多个包含储层、盖层、断层、上下监测层及相关油气水流体的圈闭构成，对天然气多周期注采具备纵向封存、横向遮挡、渗漏监测的地质单元”，但文中并未论述气藏型储气地质体概念的由来，同时该定义虽明确了气藏型储气地质体的组成与作用，但在普遍性上存在欠缺，比如对于长庆陕224这类岩性气藏型储气库就显得不太准确，存在歧义。原因在于陕224储气库的储层为大面积展布的奥陶系马家沟组马五段溶蚀孔洞白云岩，储层顶面构造为一西倾单斜，上部盖层为石炭系本溪组铝土质泥岩，下部以奥陶系马五3—马五5区域稳定分布的泥晶灰岩作为底板封闭，侧向上为古地貌沟槽充填石炭系泥岩等致密层遮挡封闭，并无断层[19]。2020年1月丁国生等将“地下储气地质体”定义为“是因地下储气注采过程而导致的地应力改变、岩石形变位移、流体流动扩散、压力（水动力）变化所波及的全部物质与空间的集合体”[20]，该定义试图给出一个适用于气藏、盐穴，乃至与水层、油藏型储气库的通用概念，初看定义上似乎将所有因素考虑在内，也看不出明显的歧义，但在实际工作中不太好确定各种因素“变化波及的范围”。2020年郑雅丽等[21]虽提出了储气地质体为评价对象的油气藏型储气库地质体完整性评价技术，对气藏型储气地质体概念的由来亦未予论述，对气藏型储气地质体风险分析与评价也未涉及。笔者通过气藏型储气构造密封性失效风险分析，以储气构造密封性失效可能波及的范围为依据，完善储气地质体的概念。在此基础上，从识别气藏型储气地质体的危害因素、确定评价单元，探讨气藏型储气地质体的风险分级，为储气库的安全运行提供保障。

2 气藏型储气地质体的概念

在我国多期构造运动的地质背景下，气藏多为断层所切割[5-8]，也有个别如陕224这种岩性气藏，其封闭要素中并无断层存在[20]。那么对于发育断层的气藏储气库其密封要素主要为盖层、断层及构造溢出临界点（图3）。针对储气库的运行工况，盖层密封性失效的风险有两种类型：①毛细管渗漏，即在储气库全生命周期内，注采压力的交互变化，在交变载荷作用下，岩石颗粒重排或产生微裂缝，毛细管密封能力弱化使天然气渗漏（图3①）；②力学破坏，即当储气库运行的上限压力大于盖层的承压能力，或多周期注采的交变压力导致盖层岩石超过其疲劳损伤量，使盖层中含有的彼此孤立不连通的微裂缝相互沟通或产生裂隙而形成微渗通道（图3②、③）。从盖层渗漏的天然气因地质构造的继承性发展，常在上覆渗透性地层中的局部圈闭中再聚集。断层密封性失效的风险与盖层类似：①由因周期注采断层两侧储层地层压力的变化引起的两盘之间的孔隙压差变化导致的毛细管渗漏（图3⑥）；②在储气库注采过程中，在交变载荷作用下，当作用在断层面上的剪切力大于有效正应力与摩擦系数之积时，断层将产生微细裂缝，随着裂缝的密度逐渐增大，直至互相连通后断层发生活化，储气库中的天然气将会通过断层发生侧向（图3④）或纵向（图3⑤）渗漏在相邻断块构造中或可再聚集。圈闭失效风险主要是过量注气或受储层非均质性的影响，导致的天然气从溢出点逸散至相邻的构造（图3⑦）。从储气构造密封性失效风险分析来看，天然气如通过盖层、断层、圈闭溢出临界点渗漏，将在相邻的构造或渗透性地层中再聚集。上述天然气渗漏通道和天然气渗漏可能再聚集的场所可作为密封性监测的位置。从图3中可将储层之上的相邻的渗透层作为盖层或断层密封性失效，气体再聚集的监测层称为“上监测层”，其上覆的致密地层因对监测层起到封盖的作用，称为“上覆盖层”。如建库的气藏底托层裂缝发育或其下存在亏空的低压渗透层，在储气库高速注采过程中，储存的天然气有可能通过底托层中的裂缝系统向下渗漏，这时储气地质体纵向上还应向下延伸一套储盖组合。其中下储盖组合中的渗透性地层（储层）作为天然气向下渗漏扩散的监测层，称为“下监测层”。底托层因其作用是对下监测层起到封盖作用，命名为“下封盖层”。对于与岩性圈闭为主的气藏型储气库，其密封要素可能没有断层，主要以岩性遮挡为主，那么其岩性遮挡的密封性机理与密封失效机理与盖层类似。为了概括断层与岩性两种气藏型储气库地质体的特征，将气藏型储气地质体定义为“由储气层与其密封要素组成的储气构造和储气层的密封要素受交变载荷影响密封性失效后，天然气渗漏可能波及的地下三维空间内地层、构造、流体等构成的集合体”。简言之，气藏型储气地质体是由储气构造和监测构造组成的地下三维空间内地层、构造、流体等的集合体。其中监测构造包括由上、下监测层组成的储层之上与之下的上监测构造与下监测构造，也包括断层对侧的、溢出点相连的监测构造。

图3 气藏型储气地质体示意图[21]

3 气藏型储气地质体风险因素识别

气藏型储气地质体风险因素除了储气构造密封性失效风险之外，还包括采气过程中过量采气导致的水侵/油侵等导致储气体积的减少。因此对于断块气藏型储气库，储气地质体风险评价的对象是组成地质体的储层、盖层、断层、储气范围；对于岩性气藏型储气库，储气地质体风险评价的对象是组成地质体的储层、盖层、遮挡物、储气范围。风险评价就是对储层、盖层、断层/遮挡物的储气能力与密封性能的评价。气藏型储气地质体在注采运行阶段的危害因素或风险主要指天然气渗漏至储气库设计的含气区之外和储气层自身性能的变化，造成储气调峰能力降低等的风险，可归纳为盖层、断层/遮挡物、储气范围、储层4个评价单元（表2）。

表2 气藏型储气地质体危害因素构成表

4 风险分析

气藏型储气地质体盖层、断层/遮挡物、储气范围、储层4类危害因素评价单元。前3个评价单元与储气构造的密封性相关，第4个评价单元的储集性能发生变化带来的风险是储气空间减少。综上，将气藏型储气地质体的4个评价单元产生的风险分为两类。

4.1 储气构造密封性失效风险

储气构造的密封要素由盖层、断层/遮挡物、储气范围3个评价单元组成。密封性失效主要根据动态监测资料，利用库容的核实方法分析天然气渗漏风险和渗漏量，同时结合盖层与断层/遮挡物监测井的资料相关印证。换言之，就是当库容核实发现有气量损失，可结合监测井的测定的压力和流体组分等资料，分析气体是否因某个评价单元密封失效导致了气体渗漏或逸散。亦或如盖层、断层/遮挡物、圈闭溢出、流体监测井的压力、组分发现异常，也可以通过核实库容量来分析密封评价单元是否失效。

4.2 储气空间体积减少风险

对于含边底水的气藏型储气地质体，如多周期注采过程气水过渡带的井过量采气，使得地层水进一步占据储气空间将会造成残余水体积增加，减少有效储气空间，降低储气库能力。对于如文96[22]这类高矿化度的储气库，随着注采周期的增加，累计注入气量增加，储层中天然气的相对湿度不断降低，孔隙中残余地层水的含盐饱和度将增加，当达过饱和后析出晶体NaCl，这就增加了结盐的风险，造成储集空间减少。主要利用气液界面测试与监测资料，结合单井产液情况来分析储气空间减少风险和减少量。

5 风险分级评估

在储气库井工程风险分级评估研究中，常采用建立相关事故模型，判断失效概率、计算失效后果，最终确定主要风险等级[11-14]。但这些研究考虑因素多，风险评价方法复杂，失效概率与失效后果常常需要大量的历史统计数据作为支撑，从目前国内外气藏型储气库事故案例来看，储气地质体失效数据库资料有限，这既说明在合理的注采指标控制下，气藏型储气地质体失效发生概率相对较小，也表明目前地质体风险数据库的资料难以满足以概率计算风险严重程度的要求，因此，针对储气地质体风险数据库的现状与其风险以密封性失效、储气空间体积减少两方面为主，风险评定从密封性失效气体的渗漏量、储气空间减少的储气量两个方面考虑，将风险等级从低到高划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，采用风险评价的“ALARP”原则[23]判定为可接受、可容忍、不可接受3类风险，针对不同等级的风险建议采取不同的应对措施（表3）。

表3 气藏型储气地质体风险评定与应对措施表

6 结论

1）通过分析气藏型储气构造密封性失效的风险，完善了气藏型储气地质体的概念，将气藏型储气地质体定义为“由储气构造和监测构造组成的地下三维空间内地层、构造、流体等的集合体”。

2）气藏型储气地质体在储气库注采运行阶段的危害因素或风险主要指天然气渗漏至储气库设计的含气区之外和储气层自身性能的变化，造成储气调峰能力降低等的风险可归纳为盖层、断层/遮挡物、储气范围、储层4个评价单元

3）气藏型储气地质体风险分析技术系列由储气构造密封性失效、储气空间体积减少两项风险分析与风险等级评定技术构成。

4）气藏型储气地质体风险等级从低到高可划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级，分别对应可接受、可容忍、不可接受3类风险。