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1、呼图壁储气库概念设计及压缩机选型技术方案中国石油新疆油田分公司2010年4月编 写 单 位：新疆油田公司勘探开发研究院 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 新疆油田公司采油工艺研究院 中国石油工程设计公司新疆设计院编 写 人：王彬 杨作明 庞晶 闫利恒王皆明 郑雅丽 胥洪成 赵艳杰张文波 熊旭东 罗天雨 丁宇 李朋 郭静琳审 核 人： 编写单位负责人： 主管副总经理： 目录1 储气库概况91.1地理位置91.2天然气管网现状91.3天然气市场用气需求及调峰分析111.3.1 天然气需求量111.3.2 需求平衡结果121.3.3 调峰气量131.4建设地下储气库的必要性141.5地下储气库的功能及
2、定位161.5.1储气库的功能161.5.2储气库的定位162、地质与气藏工程方案182.1建库地质综合研究182.1.1气藏概况182.1.2地层特征192.1.3构造特征202.1.4沉积与储层特征212.1.5隔层特征232.1.6气藏密封条件研究242.1.7气藏流体性质及特征262.1.7.3气藏类型272.1.8气藏地质储量282.2开采特征研究292.2.1开采现状292.2.2开采动态特征292.2.3地质储量复核322.3注采气能力评价342.3.1直井平均产能方程342.3.2水平井平均产能方程352.3.3直井注采气节点分析382.3.4水平井注采气能力分析462.4储气
3、库可行性方案设计基本原则482.4.1气库设计基本原则482.4.2气库运行周期及方式482.5库容评价492.5.1气藏原始地质储量分析492.5.2气藏原始含气孔隙体积影响因素综合分析492.5.3气藏改建地下储气库库容量分析502.6呼图壁储气库运行压力区间分析502.6.1合理运行压力区间设计的基本原则502.6.2气库运行上限压力502.6.3气库运行下限压力512.7储气库方案设计532.7.1注采层位532.7.2注采井网532.7.3库容参数指标542.7.4正常季节调峰稳定注采运行方案542.7.5调峰与应急极限采气运行方案543、钻井工程初步方案563.1邻井情况分析563
4、.1.1邻井井身结构563.1.2邻井生产时效563.1.3钻井技术难点563.2钻井工程主体工艺573.2.1井身结构573.2.2 主要钻井设备583.2.3钻具组合593.2.4钻头选型603.2.5钻井完井液603.2.6钻井施工重点技术要求623.2.7钻井工程事故预防措施633.2.8固井完井工程644采气工程初步方案664.1储层保护664.1.1 储层敏感性评价664.1.2 储层保护措施674.2完井设计674.2.1储层出砂预测674.2.2完井方式754.2.3生产管柱优选784.2.4生产套管874.2.5 完井管柱设计874.2.6 射孔参数及工艺设计964.2.7
5、采气井口984.3呼图壁气田储气库老井封井工艺技术研究1074.3.1储气库老井封堵的必要性研究1074.3.2储气库老井封堵思路1084.3.3储气库老井封堵化学剂研究1094.3.4储气库老井封井工艺方案研究1134.3.5老井套间气窜修复工艺技术研究1175 地面工程方案设计1195.1设计原则1195.2基础资料1195.2.1气象条件1195.2.2天然气组成及性质1205.2.3地质开发数据1215.3建设规模及范围1215.3.1 建设规模1215.3.2建设范围1225.4总体工艺1225.4.1注采工艺及总体流向1225.4.2布站方式1235.4.3站址选择1245.5集输
6、工艺1265.5.1采气井口工艺1265.5.2注采管道方案1275.5.3计量方案1295.6注气增压工艺1295.6.1注气增压方案1295.6.2注气工艺流程1305.6.3注气压缩机参数1305.7采气处理工艺1315.7.1脱水脱烃方案1315.7.2凝析油稳定方案1335.7.3工艺流程1345.7.4辅助系统1355.8外输气走向1365.8.1干气线1365.8.2联络线1396投资估算1436.1建设工作量及投资1436.2地面工程投资1431 干线与联络线现状1461.1 准噶尔盆地输气环网现状1461.2 西气东输二线向北疆供气支线情况1471.3 联络线现状1482 压
7、缩机选型技术方案1482.1 压缩机的类型1482.2 压缩机的驱动方式1492.3 压缩机入口、出口压力计算1492.4 压缩机相关参数1502.4.1注气压缩机1502.4.2外输气压缩机151第一部分：呼图壁储气库概念设计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500m570m。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1.2天然气管网现状（1）已
8、建输气管道准噶尔盆地输气环网主干环网管道管径主要为D610（主干线输配气管道参数详见下表1.2-1）。管道设计压力主要为6.3MPa，总长760km，输配气能力120亿方/年，其气源区域分为西北缘、腹部、东部、南缘地区。市场区域主要为克拉玛依、乌鲁木齐、独山子三大地区。盆地环网在运行压力为6.0MPa，可达到121.78108m3/a的输配气量。表1.2-1 准噶尔盆地主干线输配气管道参数表管道名称管径长度km设计压力MPa彩石克输气管道D6102916.3彩-乌输气管道D6101426.3克乌输气管道D6102856.3克-乌与彩石克联络管道D610376.3王-化输气管道D355354莫北
9、石西输气管道D273245莫北盆5输气管道D355.6425盆5704输气管道D355.6685（2）在建输气管道为了保障北疆地区冬季用气紧张的局面，2009年底开始建设西气东输二线至北疆输气管网的联络管道，三条输气联络管道的具体参数见表1.2-2。表1.2-2 西二线联络管道参数表管道名称管径长度Km设计压力，Mpa输气量，108m3西气东输二线向独石化供气支线D219.17.56.36西气东输二线与准噶尔盆地环形管网联络线61013.456.330西气东输二线向乌石化供气支线D406.456.51030西气东输二线向独石化供气支线，简称独石化支线；西气东输二线与准葛尔盆地环形管网联络线，简
10、称北疆管网联络线或联络线；西气东输二线向乌石化供气支线，简称乌石化支线。独石化支线从西二线西段干线的奎屯分输站分输，终于独石化末站，设计输量6108Nm3/a，线路全线为三级地区，全长7.5km，设计压力6.3MPa，管径D219.16.3mm。北疆管网联络线由西二线的昌吉分输站分输，终止于克-乌气线王家沟末站，线路长度13.45km，设计压力6.3MPa，设计输量30108Nm3/a，管径D610mm，采用L485MB螺旋缝埋弧焊钢管。乌石化供气支线管线起始于乌鲁木齐昌吉分输站，终止于乌石化末站。线路长度约56.5km。设计输量30108m3/a，设计压力10MPa,管径D406.4mm。采
11、用L485MB螺旋缝埋弧焊钢管。1.3天然气市场用气需求及调峰分析1.3.1 天然气需求量（1）现实用气需求根据“十二五”规划，新疆北疆地区（包括乌鲁木齐市、昌吉州两县一市、石河子市、克拉玛依市以及乌苏沙湾等地方）2010年天然气现实需求量“十二五”时期天然气现实需求量详下表表1.3-1 十二五时期北疆天然气现实需求量表（104Nm3） 年份地区201020112012201320142015民用生活用气284303266637055409884434847226商业用气89221042112319137091490816190采暖用气17728224072712631798365004302
12、7燃气车辆用气390514504251305568216153963647一般工业企业用气137152181934644367683706837268石油化工重点企业需求456366532640570555631960668265696900总量564212664995733004812044862628904258扣除新疆油田用气量后合计285712383995448604516244560528592658（2）潜在用气需求根据十二五规划，北疆地区十二五时期天然气潜在需求量详下表：表1.3-2 十二五时期潜在疆天然气潜在需求量表（104Nm3） 年份地区201020112012201320
13、142015乌鲁木齐市潜在需求78008858088960695704103402112400昌吉州两县一市潜在需求255531563758435849626226石河子市潜在需求2611102519004246762662629076合 计80824999891123681247381349901477021.3.2 需求平衡结果（1）天然气开发规划新疆油田天然气开发规划按照股份公司加快天然气发展的战略要求，结合 “十二五”勘探规划及天然气需求分析，以“持续快速有效发展”为指导方针，以资源为基础，以经济效益为中心，按相对稳妥目标和加快发展共设计2套天然气开发规划方案。表1.3-3 “十二五”
14、天然气开发规划分年指标表 时间（年）方案20112012201320142015合计方案1天然气产量（10 8 m3）42.00 46.00 50.00 55.00 60.00 327.00 气层气老区（10 8 m3）24.47 20.08 18.88 17.20 15.70 145.22 溶解气（10 8 m3）10.74 10.56 10.99 11.24 11.30 77.38 动用储量（108 m3）地质550.00 350.00 400.00 400.00 400.00 2643.12 可采302.50 192.50 220.00 220.00 220.00 1457.85 井数（
15、口）31 17 23 24 24 138 进尺（104 m）12.30 6.85 9.22 9.78 9.76 56.40 产能（108 m3）10.08 5.62 7.56 8.02 8.00 47.27 产量（108 m3）6.79 15.36 20.14 26.56 33.00 104.40 方案2天然气产量（108m3）42.00 50.00 65.00 80.00 100.00 411.00 气层气老区（108m3）23.59 20.08 18.88 17.20 15.70 144.34 溶解气（108 m3）10.96 11.75 13.16 14.95 16.54 89.92 动
16、用储量（10 8 m3）地质650.00 850.00 850.00 1100.00 800.00 4793.12 可采357.50 467.50 467.50 605.00 440.00 2640.35 井数（口）41 53 53 73 49 288 进尺（104 m）16.33 21.22 21.36 29.12 19.51 116.04 产能（108 m3）13.39 17.40 17.51 23.88 16.00 96.17 产量（108 m3）6.79 18.17 32.96 47.85 67.76 176.09 （2）天然气商品量平衡结果在不考虑潜在用户情况下，根据方案1，2010
17、年天然气商品量为22.15108m3，地方及石化企业需求量为28.57108m3，相减之后差值为-6.42108m3。平衡结果数据表明，2010年天然气缺口量6.42108m3。根据表1.3-4，自2011年起至2015年，若排除西二线向北疆供气量，则北疆地区用气量缺口为2028108m3不等，且天然气缺口量呈逐年增大趋势。表1.3-4 新疆油田“十二五”天然气需求平衡表 单位：104m3 年份项目201020112012201320142015一、天然气商品量2215001790002156002442002779003084001、 新疆油田天然气商品量121500159000195600
18、2242002579002884002、西二线因素80000/3、吐哈油田因素200002000020000200002000020000二、地方及石化企业需求量285712383995448604516244560528592658三、供求平衡结果-64212-204995-233004-272044-282628-284258 注：供需平衡结果=天然气商品量-地方及石化企业天然气需求量1.3.3 调峰气量（1）季节性波动用气量情况新疆油田公司天然气下游工业用户主要为乌鲁木齐石化公司、独山子石化公司等。天然气波动主要表现为季节性波动（图1.3-1），呈现夏季天然气剩余，冬季不足的特点；主要波
19、动为乌鲁木齐燃气、石河子燃气、昌吉市等民用气，工业用户用气量波动不大。图1.3-1 2009-2010年新疆油田供乌鲁木齐市天然气用量曲线图 （2）应急气量及战略安全储气应急气量的确定是基于长输管道发生事故时，利用天然气供应系统的能力最大限度地维持下游最小安全用气量。由于大输量天然气长输管线所经过地区的地理环境复杂多变，部分线路社会依托条件差，一旦管道出现事故，天然气发电要中断，工业生产及设备要造成较大的损失，城市居民和商业中断供气，定会造成十分恶劣的影响，因此，考虑管道事故最不利的情况干线输气系统输气中断，此时下游用户的用气由储气库提供。西气东输二线主要气源是中亚的进口气，因此为了提高长输管
20、网的可靠性和连续性，当气源或上游输气系统发生故障或因对意外因素导致系统检修造成的输气中断，有必要储备部分天然气量。本工程战略储备及应急调峰气量为44.2108m3。1.4建设地下储气库的必要性（1）季节用气调峰的需要北疆地区乌鲁木齐市、昌吉市、石河子市等社会广大用户对天然气的需求在一年中的不同季节有较大变化，主要是受天气因素的影响。特别是冬季用气量大，夏季用气量少，冬、夏季差量大。以北疆地区天然气重点用户乌鲁木齐市为例，目前城市燃气以民用生活、燃气汽车用气为主，但同时正在加快实施“蓝天工程”，将冬季采暖供热锅炉烧煤改造为烧天然气为主，可以预料到今后乌鲁木齐市冬季用气量将大幅度增加。从管道输气来
21、说，克-乌天然气管道输气要求全年均衡性输气，输气量稳定，只有这样才能最大限度地提高输气效率，降低输气成本。根据多年运行实践，目前油田公司天然气管网储气能力尚不能满足季节性调峰要求，天然气管网的季节性调峰主要依靠调峰气源及限制部分用户来实现。解决季节用气不均衡的办法就是在夏季储存足够的调峰气量，在冬季从地下储气库中采出天然气，供冬季用气高峰使用。就生产方面而言，在夏季生产能力超出了用户的需求时，将富余天然气量注入地下储气库，实现天然气全年均衡性生产，降低每月生产量的波动。因此，地下储气库可以有效地克服天然气生产、供应与需求之间在时间与空间上的矛盾。另一方面，可以保障新疆已建气田的天然气生产可以不
22、受季节变化的影响，保持均衡性生产，延长气田开发寿命，从而降低天然气的生产成本。（2）安全供气的需要西气东输二线的建成通气改变了新疆气源现状，在一定程度上弥补了新疆北疆地区天然气需求缺口。为了防止西二线天然气长输管线一旦发生事故，给新疆及内地造成停气的局面，新疆油田有必要考虑储存足够多的备用天然气，进行应急调度，补充到城市输配管网中，不间断地供应疆内外用户用气，既满足乌鲁木齐市、乌石化、独石化等新疆主要用户用气需求，同时兼顾内地主要用户连续供气，将事故影响控制在最低限度。而地下储气库库容大，除了具有季节调峰功能外，还具备在管道事故状态下或发生冲突事件时实现连续可靠地供气的功能。同其他储存方式比较
23、，采用地下储气库方式长期储存天然气更加安全、经济。国际上通常的做法是，伴随着长输管道的建设，配套的天然气地下储气库，以便经济、有效的保障储配供气安全。这也是一种战略性的工程，具有一定的战略储备气作用，意义重大。1.5地下储气库的功能及定位1.5.1储气库的功能地下储气库是在消费低峰时将天然气体从产地输送到衰竭的油气藏或其它地质构造中加以储存，到消费高峰期采出以满足市场需求的一种储气设施。地下储气库的主要作用和功能有：（1）协调供求关系与调峰缓解因各类用户对天然气需求量的不同和负荷变化而带来的供气不均衡性,其特点在时间上表现为季节(夏、冬季) 、月、昼夜和小时的不均衡性。在取暖季节,由于热电中心
24、、家庭和地区锅炉房、工业企业锅炉房等用气负荷的增大,使耗气的季节性不均衡性表现得最为突出。由于输气系统的压力是一定的，本身不能满足用气量如此大的变化。所以，建造地下储气库在用气低峰时向库内注入天然气，用气高峰时从气库中抽出天然气进行调峰，达到平稳供气的目的。（2）实施战略储备,保证供气的可靠性和连续性供气中断的危险确实存在。国家内乱、政治动荡、气源或上游输气系统故障、甚至上游设施停产检修等，都有可能造成供气中断。地下储气库可作为补充气源,当供气中断时，抽取储气库中的天然气，保证向西气东输二线连续供气，提高供气的可靠性。这对天然气来源主要依赖进口的国家和地区尤为重要。（3）有助于生产系统和输气管
25、网运行的优化地下储气库可使天然气生产系统的操作和输气管网的运行不受天然气消费高峰和消费淡季的影响，有助于实现均衡性生产和作业；有助于充分利用输气设施的能力，提高管网的利用系数和输气效率,降低输气成本。1.5.2储气库的定位呼图壁储气库按照新疆地区用气调峰和战略储备应急调峰的双重目标进行方案设计，满足新疆地区用气调峰应采取较高气库运行压力水平；应急目标下战略调峰可采用降压开采实现最大调峰气量。本工程战略储备及应急调峰的总气量为44.2108m3。（1）季节用气调峰呼图壁储气库正常调峰时作为季节用气调峰气库，以保证北疆地区用气为主，主要作用是调节季节性用气峰谷差；同时在冬季由储气库通过克-乌输气管
26、线来调配北疆地区各用气点气量，减少或停从止西二线向北疆供气的下载气量，从而保证向西二线下游用户冬季用气需要，起到间接调配西二线气量的作用。根据“十二五”规划用气量，新疆地区用气调峰按20108m3/a调峰设计；（2）应急和战略储备呼图壁储气库兼作西二线的应急和战略储备气库，主要作用是当西二线天然气长输管线一旦发生事故、造成新疆及内地停气的局面时，气库内储存足够多的备用天然气，实现进行应急调度，保证西二线供气的连续性，确保管道下游地区的民用燃气和重要工业设施的用气需求。根据地质方案确定的储气库工作气量及其正常调峰气量，确定储气库战略储备工作气量按24.2108m3/a设计。2、地质与气藏工程方案
27、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2km3km，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
28、，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3588.5m3591.5m和3602.5m3608.5m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78.3104m3，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25m50m，呼2井B块满覆盖面积120.90km2，面元50m100m。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
29、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189.81108m3。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126.12108m3，凝析油储量60104t。 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52.38108m3，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2km3km；三维地震2块，资料面积
30、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412m467m，平均429m；新近系独山子组（N2d），厚度1246.5m1388.5m，平均 1341m；塔西河组（N1t），厚度399m4
31、91m，平均440 m；沙湾组（N1s），厚度253m328m，平均297m；古近系安集海河组（E2-3a），厚度738m947.5m，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
32、界第四系下更新统西域组Q1x412467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N2d1246.51388.5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N1t399491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N1s253328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E2-3a738947.5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E1-2z575中上部为棕色泥岩、砂质泥岩与含砾不等粒砂岩及细砂岩
33、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K2d671（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
34、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26.11453505-3100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
35、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%，
36、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
37、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41m，喉道宽度为11.9m，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0.04 MPa1.12MPa，平均0.44MPa；最大连通孔喉半径为20.8m0.62m，平均5.5m，饱和度中值压力为0.08 MPa16.2MPa，平均3.4MPa；最小非饱和
38、孔隙体积为6.7%50.4%，平均26.9%，孔喉均值为7.012.6，偏态为-0.8-0.9，分选系数为1.43.4，峰态为1.25.8。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、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
39、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5m20m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2.1-3 E1-2z21砂体厚度图图2.1-4 E1-2z22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-
40、3）。表2.1-3 紫泥泉子组隔层厚度分布表 层位井号E1-2z1E1-2z2E1-2z21E1-2z22隔层厚度（m）岩性隔层厚度（m）岩性呼210泥岩14粉砂质泥岩HU200216粉砂质泥岩8砾屑不等粒砂岩HU20038粉砂质泥岩、泥岩3.5砾屑不等粒砂岩HU20049粉砂质泥岩、泥岩2.0砾屑不等粒砂岩HU200615粉砂质泥岩、泥岩3.0泥质粉砂岩呼00117.5泥岩、泥质粉砂岩12粉砂质泥岩HU200813.5泥岩5泥岩平均12.76.8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
41、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2.1-5 z21z22隔层平均孔隙度平面图图2.1-6 z21z22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7
42、38m817m，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21EWSK-N1t100250呼图壁北断裂逆15EWSK-E2-3a20130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0.590.61，平均为0.605；轻烃甲烷占91.02%93.76%，平均为92.44%；C2C7+占3.37%6.1%，平均为5.02%；非烃占1.2%