为了存储更多的天然气,盐穴储气库运行上限压力越高越好,但上限压力不能太高,否则易造成天然气泄露[1],地下腔体的稳定性是盐穴储气库安全平稳运行的重中之重。对于盐穴储气库运行压力限值的确定国内外学者进行了大量研究。过去20年,上限压力确定的经验方法是采用上覆岩石测井密度曲线积分获取垂直应力,采取垂直应力的80 %~85 %作为上限压力。Pierre认为,盐穴储气库上限压力确定必须进行机械完整性测试,并基于地质学、岩石力学、几何学以及气腔的实际运行条件等方面进行数值模拟研究[1]。Reinhard认为,盐穴储气库上限压力需要从三轴主应力状态、腔体几何参数、矿柱比、运行历史数据及盐岩蠕变特征等方面考虑并进行岩石原应力测试[2]。Fritz在德国Ruhrgas盐穴储气库通过选取新钻井K6井11个层段进行水力压裂测试以获取原位应力数据,进而为溶腔设计及腔体运行上限压力提供基础数据[3]。刘飞等运用解析方法和数值模拟方法确定中国含夹层的薄盐层中盐穴储气库运行压力,认为上限压力与盐层和夹层的破裂压力有关[4]。赵艳杰等基于盐岩的物理力学参数实验数据和现场地层资料,利用FLAC 3D软件进行恒压流变分析,模拟了淮安库区典型井的注采循环安全运行压力限制[5]。杨海军等利用带压声纳测腔修正盐岩蠕变参数进行上限压力的优化,增加了单腔工作气量,提高了经济效益[6]。
1 上限压力确定因素 1.1 避免破裂水力压裂主要用于油气井增产或者原位应力测量,当井口压力足够大时,在井筒裸眼段就会产生裂缝。盐穴储气库设计的上限压力必须小于岩层初始开裂压力,甚至必须小于关井压力。在盐岩地层破裂测试中,井筒测试裸眼段用两个膨胀紧密的封隔器上下隔离,并被注入卤水或气体,当压力上升到初始开裂压力时岩石产生裂缝。此时停泵并经一定时间后压力会稳定在一个定值,这个数值称为裂缝传播压力或者关井压力[7](图 1)。初始开裂压力和关井压力之间的差值称为岩石抗拉强度,在盐岩地层中,岩石抗拉强度大约为1~3 MPa。
通常认为,套管鞋处的固井水泥环是一个密封薄弱点,固井水泥环处存在两个界面,水泥环与套管的界面和水泥环与岩层的界面,在盐穴储气库周期性较大的压力变动过程中,水泥环会发生膨胀或收缩,基于这个原因,认为固井水泥环比盐岩地层本身相对薄弱。国内外400多口盐穴储气注采井运行多年,只有很少量的盐穴注采井发生泄漏。这些发生泄漏井的泄漏点绝大多数为注采管柱,而非固井水泥环。为了保证盐穴储气库安全运行,国内外都会在盐穴气腔投产前进行机械完整性测试(MIT,Mechanical Integrity Testing)或被称为密封性测试,以检验注采管柱密封性。过程中要求腔内压力持续升高到上限压力或者更高并且稳定一定时间。MIT通常的做法是在生产套管和测试管柱的环空中注入氮气,把气水界面压到生产套管固井水泥环以下15 m处停止注气,并对气水界面和井口压力进行观测,过快的气水界面变动可能预示着较差的密封性。国外一些国家在盐穴气腔的整个生命周期里都把密封性测试作为一个常规手段用来监测气腔安全性并且发布了相关标准,当气腔达不到标准要求时,会利用技术手段对套管水泥环进行检测及更换注采管柱甚至进行修井作业,完成这些工序后再进行第二次MIT测试[8-9]。对于测试压力需要慎重选取,测试压力必须大于或者等于上限压力,但必须小于最小主应力。一些盐穴储气库公司认为,测试压力必须等于上限压力,较大的测试压力会对井筒完整性产生危害[10]。而另一些盐穴储气库公司会在技术论证后采用较大的测试压力,优点在于盐穴气腔安全运行若干年后可进行上限压力的提高以增加工作气量。在金坛储气库采用1.1倍上限运行压力进行腔体完整性测试,以此保证上限运行压力下气腔的密封性和安全性。
1.3 最大运行压力梯度盐穴储气库运行上限压力的选取是一个复杂的问题,在过去几十年进行了充分的研究。盐穴储气库的拥有者希望尽可能地扩大上限压力和下限压力之间的范围以提高工作气量在库容中的比例。上限压力在一些国家会受到政府部门的强制规定,所以对于这些储气库拥有者为了提高经济效益就只能对下限压力进行优化研究。
加拿大国家盐穴储气库标准Z341 Series-14 "Storage of hydrocarbons in underground formations"中对上限压力规范两条:(1)上限压力不能超过上覆岩层压力(垂向应力)或最小主应力的80 %;(2)当缺少破裂压力资料时,上限压力通过套管鞋深度乘以上限压力梯度18.1 kPa/m获取。对于盐穴储气库运行上限压力梯度,一些发达国家的规定如表 1所示。
加拿大Alberta省政府从盖层稳定的角度对上限压力进行规范,认为张裂缝破坏和剪裂缝破坏是引起盖层失效的两种机制,基于此规定两项:(1)为了避免张裂缝破坏上限压力通过式(1)确定,其中盖层裂缝闭合压力梯度通过经典的小型水力压裂获取;(2)为了避免盖层剪切破坏导致库容损失,必须进行地质力学的数值模拟。
$ p_{\rm{mop}}=0.8G_{\rm{CFC}}D $ | (1) |
式中:pmop—上限压力,kPa;
0.8—安全系数,无因次;
GCFC—盖层裂缝闭合压力梯度,kPa/m;
D—腔顶垂深,m。
2 水力压裂地应力测试 2.1 水力压裂地应力测试原理加拿大国家盐穴储气库标准Z341 Series—14规定盐穴储气库上限压力不超过上覆岩层压力或最小主应力的80 %,获取造腔段精准的最小主应力数据对于确定盐穴储气库上限压力至关重要。水力压裂地应力测试是目前工业界广泛应用的岩层地应力测试手段,被认为是目前最可靠和有效的深层地应力测试方法。通过小体积、高压流体注入,小型水力压裂测试,在测试层位产生一张性破裂,并将破裂扩展到远离井筒影响范围之外的原始地层中,然后停止流体注入,破裂将随压力下降而闭合。通过地质力学与瞬态渗流的理论方法分析压降曲线,获取裂缝闭合压力。裂缝闭合压力等效于地层的最小主应力[11]。
2.2 地应力测试结果分析金坛储气库新钻A井选取5个层段进行小型水力压裂,每次测试中裂缝张开与闭合进行4~5次,使得裂缝经过多次重张与扩展,以获得多个裂缝闭合压降曲线,采用均方根法、回流刚度法和G函数法计算裂缝闭合压力,多种方法表明,水压致裂法测试的数据具有较好的一致性,确定了盐层最小主应力值(表 2)。利用密度测井资料确定上覆岩层垂向应力值(图 2左部为钻井井径测井曲线,井径测井曲线上的粉红色虚线标注小型压裂测试的层位,图 2中部为建库段伽马测井曲线,图 2右部粉色方框标注的最小主应力是小型压裂的测试结果,蓝色斜线为由密度测井资料确定的垂向应力值),对比表明,垂向应力与最小主应力值相等。利用阵列声波岩石力学参数计算得到了全井段的水平主应力值,即最大主应力、垂向应力、最小主应力,3个主应力的值十分接近,反映了盐岩蠕变地层随时间推移,地应力趋于各向同性的典型特征。
根据小型水力压裂实验结果可知,最小主应力即为垂向应力,同时,由于盐岩典型蠕变特征三向主应力基本相等,同一深度位置处三向主应力测试误差值小于5 %。如图 3所示,利用表 2所列举的测试深度和地应力数值进行交会制图,并且进行线性拟合,可以得到A井最小主应力与深度关系
$ y=0.02154x+1.03424 $ | (2) |
式中:y—最小主应力,MPa;
x—垂直深度,m。
根据拟合结果可知,该线性方程的方差为0.97,说明拟合程度较好,可以满足实际工程中预测最小主应力的要求。
2.3 盐穴注采B井上限压力理论值盐穴注采B井实钻盐层976.4~1 145.0 m,平均不溶物含量12.6 %。技术套管下深996.18 m,造腔盐层段为1 011.4~1 132.0 m,厚度121 m。造腔工艺全部使用正循环造腔模式,累计采卤225.98×104 m3,完腔声纳体积198 720.10 m3。从图 4所示声纳测量剖面图可知,腔顶深度为1 011.62 m,腔体净高度76 m。2011—12—05投产,注气排卤完后声纳体积193 828.63 m3。按照公式(2)计算得到的最小主应力值为22.78 MPa。根据加拿大国家盐穴储气库标准Z341 Series—14,盐穴储气库上限压力不超过上覆岩层压力或最小主应力的80 %,金坛储气库盐穴注采B井上限压力理论值为18.0 MPa。因此,依据地应力测试结果将现行设计上限压力17.0 MPa进行提压从理论上讲是可行的,但还需要从腔体稳定性和密封性的角度考虑进行数值模拟论证。
通过对盐岩力学特性开展室内研究和数值模拟评价,利用地质力学、岩石流变学理论及有限元数值模拟,开展盐穴储气库运行过程中腔体稳定性和密封性预测研究[12-16]。通过分析,选取变形量、体积收缩率、剪胀安全系数为评价指标,并对指标安全临界值进行确定。各个指标含义及临界值如下:(1)变形量作为可以直接量化的指标,一直作为地下空间结构安全性评价指标之一。考虑到盐岩具有典型的蠕变特征,且其变形能力较强。根据前期理论和室内实验研究成果,提出盐穴储气库运行30 a最大蠕变变形量不大于其最大直径的5 %作为盐穴储气库变形安全的临界判别值。(2)体积收缩率定义为溶腔体积减少量与溶腔原体积之比。根据金坛盐岩地质特征及国外行业标准,提出运行30 a体积收缩率不大于10 %作为其安全评价的临界值。(3)盐岩在失效破坏时,表现出较为显著的剪胀破坏特征。主要表现为,当盐岩开始发生破坏时,其渗透率将会显著增加。剪胀破坏在盐岩试样实验过程中其体积达到最小值时表现最为突出。在这个点之后,试样中的微裂缝增加,将会导致试样体积增加。盐岩发生剪胀破坏主要与两个主应力不变量相关:平均应力不变量和偏应力张量不变量的平方根。该准则已经被很多实验结果验证,并在很多盐穴油气储库工程设计和安全评价中得到广泛应用并取得很好的应用效果。采用该判别准则对盐穴储气库的安全性进行评价,计算公式为
$ {F_{{\text{vs}}}} = \frac{{0.27{I_1}}}{{\sqrt {{J_2}} }} $ | (3) |
式中:
Fvs—剪胀安全系数,无因次;
I1—第一主应力不变量,MPa;
J2—第二主应力不变量偏量,MPa2。
该判别准则的安全临界值定义为:当Fvs < 1.5,盐穴围岩将会发生局部破坏;当Fvs < 1.0,盐穴围岩将会发生破坏;当Fvs < 0.6,盐穴围岩将会发生垮塌。
3.2 盐穴注采B井数值模拟盐穴储气库数值分析一般采用有限元分析软件对所关注的评价指标进行计算。本次研究通过建立注采B井三维模型分析盐穴在运行过程中的变形和损伤,具体为开展盐穴注采B井变形量、体积收缩率及剪切安全系数3个评价指标在运行上限压力18 MPa下运行30 a数值模拟。从盐穴注采B井溶腔围岩中变形量分布(图 5)可知,变形量整体偏小,在距离腔体附近最大的变形量为0.07 %,距离腔体越远,变形量越小,远低于安全临界值5 %。同时计算结果表明,底部隆起变形量要比顶部下沉的变形量大,符合地下空间变形经验认识。从盐穴注采B井在上限压力为18.0 MPa时运行30 a的体积收缩率随时间变化关系曲线(图 6)可知,运行30 a后体积收缩率为0.6 %,远低于10 %的安全临界值,从体积收缩率角度考虑,上限运行压力18.0 MPa可满足稳定性要求。从盐穴注采B井围岩中剪胀安全系数分布(图 7)可知,围岩的剪胀安全系数整体偏高,一般都在3左右,只有在夹层位置处的局部区域为2左右,可以保证盐穴的运行安全。通过对注采B井上述指标的分析可知,当上限运行压力提到18 MPa时,盐穴储气库注采B气腔可以满足稳定性要求。
对于地下腔体的稳定性研究,目前国内外的主流技术是地表沉降监测和力学数值模拟,这两种技术都属于间接方式并且具有滞后性。国外曾经利用实时微地震提前3周预测了采卤盐腔的垮塌,这使得微地震技术在地下腔体监测方面名声鹊起。微地震技术起源于地热开发行业,后引入石油天然气行业进行地下原生裂缝、诱发裂缝几何特性分析及储层有效改造体积估算。微地震监测的目的是实时预警盐穴储气库生产过程中天然裂缝活动、腔壁垮塌、顶板破裂信号,进而采取有效措施控制和防范盐腔垮塌,以及对盐穴储气库的生产运行技术参数进行安全稳定性评价[17-20]。监测井A井为盐穴储气库新完钻井,完钻方式为二开裸眼完钻,盐顶埋深982.4 m,钻井生产套管下深998.4 m,为了防止盐层溶蚀完钻后井筒灌满饱和卤水。根据现场条件采取井中观测方式,选定12级Maxwave三分量检波器接收,级距10 m,检波器的位置尽量靠近监测目的层段深度,并且从仪器安全考虑检波器不能出生产套管进入裸眼段,所以,12级三分量检波器设计位置为870~980 m,仪器采样间隔0.5 ms,记录长度10 s,增益40 dB。
4.1 提压方案针对金坛盐穴注采B井理论上限压力为18.22 MPa的计算结果,考虑注采站压缩机实际情况和安全生产的要求,本次提压方案制定了提高0.5 MPa的提压目标。盐穴注采B井初步设计的上限压力为17 MPa,因技术套管996.16 m的埋深产生的气柱压力为1.2 MPa,故盐穴注采B井当前的井口注气压力上限为15.8 MPa。因此,提压方案要求的提压目标对应的井口上限压力为16.3 MPa。根据提压目标将整个微地震监测分为注采井静止期、注采井正常注气升压期、注采井提压期、提压稳定期4个阶段。具体微地震提压监测方案如表 3所示。
盐穴注采B井从2017—10—13进入冬季注气期,2017—10—25完成注气,井口压力从13.98 MPa上升到16.30 MPa。为期25 d的监测过程中,共监测到172个微地震事件,震级范围在-2.68~-0.39。其中微地震事件主要集中在C1、C2两井之间(图 8),从两井联井地震剖面上看存在断层,推测为天然断层位置处地应力调整导致发生小的岩石破裂所致。从时间上,看微地震事件出现在提压试验各个阶段,微地震事件数量没有随着压力的升高集中出现,证明了提压过程中及提压后腔顶和围岩力学性质稳定,没有出现破裂或者腔壁掉块现象(图 9)。经过现场提压试验,注采B井上限压力达到17.5 MPa,库容从3 481.26×104 m3增加到3 590.39×104 m3,工作气量从2 137.02×104 m3增加到2 246.15×104 m3,工作气量增加5.11 %。
(1) 金坛储气库建库层状盐岩段地应力具有各向同性的应力状态,结合地应力特征和行业规范,认为金坛盐穴储气库上限压力具有提压可行性。
(2) 开展了盐穴注采B井理论上限压力18 MPa下运行30 a的数值模拟,分析选取的评价指标,研究认为在上限压力18 MPa下腔体满足稳定性要求。
(3) 开展了盐穴注采B井上限压力提高0.5 MPa的试验,并利用实时微地震技术监测提压腔体稳定性。经过现场提压试验,注采B井上限压力达到17.5 MPa,库容从3 481.26×104 m3增加到3 590.39×104 m3,工作气量从2 137.02 ×104 m3增加到2 246.15×104 m3,工作气量增加5.11 %。
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