長慶儲氣庫合理注氣壓力的確定

呂 建，羅長斌，付江龍，李 治，湯 敬

（中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊 718500）

儲氣庫是下游用戶用氣調峰、國家能源安全的重要保障，是促進股份公司天然氣業(yè)務快速、安全、有序發(fā)展的重要途徑。建成后將有效緩解國內天然氣供應的峰谷差矛盾，最大限度發(fā)揮管輸能力，使上游氣田生產和用戶供氣合理調整，保證供氣安全、平穩(wěn)供氣。

衰竭氣藏儲氣庫具有儲存量大、經濟合理、安全系數(shù)大等優(yōu)點，在長慶已開采氣藏建設儲氣庫具先天優(yōu)勢。榆林氣田南區(qū)為低滲巖性氣藏，對于建設地下儲氣庫而言，有地理條件優(yōu)越、儲層分布穩(wěn)定、不含H2S 等優(yōu)點；靖邊氣田陜Y 井區(qū)為碳酸鹽巖氣藏，井區(qū)較小，采出程度高，單井產量高，但含有H2S，因此選擇在不同氣藏建立儲氣庫先導試驗區(qū)有助于長慶儲氣庫群的選擇。

目前兩座儲氣庫均已建成，榆林南X 儲氣庫先導試驗區(qū)已開展兩輪注采試驗，靖邊氣田陜Y 儲氣庫準備開展首輪注采試驗。儲氣庫在“強注強采”的條件下不能破壞蓋層，確保儲氣庫的密封完整性，因此急需建立長慶儲氣庫合理注氣壓力的方法和標準，針對不同儲層類型的儲氣庫尋求合理的注氣壓力。

1 長慶儲氣庫先導試驗區(qū)概況

1.1 榆林南X 儲氣庫

X 儲氣庫位于榆林氣田南區(qū)，地層為上古生界二疊系山西組山2 段，氣藏類型為砂巖巖性圈閉氣藏。山2 氣藏埋藏深度為2 650 m～3 100 m，氣藏中深平均2 841 m，平均原始地層壓力27.2 MPa，壓力系數(shù)0.94，屬于正常壓力系統(tǒng)。該儲氣庫先導試驗區(qū)設計運行壓力19.1 MPa～27.2 MPa，采用注采水平井進行注采生產。目前共建設有注采水平井2 口（1H 井采用41/2″生產油管，2H 井采用51/2″生產油管）、集注試驗站1 座（大型燃氣壓縮機2 臺）及配套的地面管網(wǎng)。

1.2 陜Y 儲氣庫

Y 儲氣庫位于靖邊氣田潛臺西側，地層為下古生界奧陶系馬家溝組馬五五段，氣藏類型為碳酸鹽巖巖性圈閉氣藏。馬五段氣藏埋藏深度為3 470 m～3 480 m，平均原始地層壓力30.4 MPa，為正常壓力系統(tǒng)。

儲氣庫先導試驗區(qū)設計運行壓力15.0 MPa～30.4 MPa，采用注采水平井進行注采生產。目前共建設有注采水平井3 口（3 口井均51/2″生產油管）、集注試驗站1 座（大型電驅壓縮機3 臺）及配套的地面管網(wǎng)。

2 合理注氣壓力確定方法

通過已知地層的破裂壓力，利用氣藏工程方法對注氣系統(tǒng)壓力節(jié)點分析，反推注氣井口壓力，結合儲氣庫壓力運行范圍和地面配套設備及管網(wǎng)設計能力綜合考慮，提出長慶儲氣庫合理的注氣壓力。

2.1 儲氣庫地層破裂壓力的確定

儲氣庫地層破裂壓力的確定有兩種方法：一是采用試氣測試破裂壓力值，二是利用地層長巖心做室內突破壓力試驗，再通過兩種方法對比，選取合理的地層破裂壓力。

2.1.1 統(tǒng)計試氣測試破裂壓力方法 統(tǒng)計X 儲氣庫試氣破裂壓力范圍在43.2 MPa～48.2 MPa，平均45.1 MPa（見表1）。

表1 X 儲氣庫老井試氣破裂壓力統(tǒng)計表

統(tǒng)計Y 儲氣庫試氣破裂壓力范圍在41.86 MPa～53.7 MPa，平均47.1 MPa（見表2）。

2.1.2 地層破裂壓力試驗方法 對X 儲氣庫評價井榆4 井進行長段儲層及上下圍巖取心，室內進行長巖心突破壓力試驗，結果顯示，其儲層、圍巖突破壓力均大于41 MPa。

表2 Y 儲氣庫老井試氣破裂壓力統(tǒng)計表

綜合分析認為：X 儲氣庫破裂壓力為41 MPa，Y儲氣庫破裂壓力為41.8 MPa。

2.2 最大井底注入流動壓力的確定

儲氣庫注采井極限井底流壓是以地層破裂壓力為基準的，一般情況下注采井井底流壓不能高于地層破裂壓力。

通過調研國內外儲氣庫相關資料，常規(guī)做法是選取井底流壓為破裂壓力的0.8 倍，所以，X 儲氣庫最大的井底流壓為32.8 MPa，Y 儲氣庫最大的井底流壓為33.5 MPa。

2.3 井筒壓力計算方法的選擇

氣井的注入與采出過程中，涉及到井口與井底之間的壓力計算，對于干氣氣柱，常用2 種方法計算：平均溫度平均偏差系數(shù)法和Cullender-Smith 理論方法，因Cullender-Smith 計算方法步驟簡單，結果精度高，本文選用Cullender-Smith 理論方法。

對于流動氣柱，穩(wěn)定流動能量方程式為：

分別令：

式中：I1，I2，...，In是各壓力值相對應的梯形法則分段值。

將井深分為兩段，即井口至中點、中點至井底，可得：

對于上段油管：（pmf－ptf）（Imf＋Itf）=0.03415γgh

對于下段油管：（pwf－pmf）（Iwf＋Imf）=0.03415γgh

式中：ptf，pmf，pwf分別為井口，中點和井底的壓力，MPa；Ttf，Tmf，Twf分別為井口，中點和井底的溫度，K。

由上式可得：

對于pmf和pwf的計算，分別采用迭代法，直到滿足精度要求。

2.4 注氣壓縮機性能

2.4.1 X 儲氣庫注氣壓縮機 X 儲氣庫目前有2 臺3 531 kW 燃氣壓縮機組，入口壓力范圍4.0 MPa～8.2 MPa、出口壓力范圍15 MPa～30 MPa。結合先導試驗區(qū)管網(wǎng)工況（進氣壓力4.5 MPa），單臺壓縮機性能參數(shù)（見表3）。

表3 儲氣庫注氣壓縮機工況下性能參數(shù)

2.4.2 Y 儲氣庫注氣壓縮機 Y 儲氣庫目前有3 臺4 500 kW 燃氣壓縮機組，入口壓力范圍4.0 MPa～8.2 MPa、出口壓力范圍15 MPa～30 MPa。結合初期注氣管網(wǎng)工況（進氣壓力4.2 MPa），單臺壓縮機性能參數(shù)（見表4）。

表4 Y 儲氣庫注氣壓縮機工況下性能參數(shù)

3 儲氣庫合理注氣壓力確定

3.1 井底最大流壓計算

由于各儲氣庫配置的壓縮機數(shù)量不同，每口注采井產能也不同。因此，按單臺壓縮機最大注氣壓力和儲氣庫最大注氣壓力的處理氣量進行計算井底最大流壓。

3.1.1 X 儲氣庫

3.1.1.1 單臺壓縮機最大處理氣量 按照實際工況，單臺壓縮機最大注氣壓力為進氣壓力4.5 MPa、排氣壓力28 MPa 時處理氣量為86.24×104m3，注采井油管尺寸為139.7 mm。用Cullender-Smith 方法計算井底流壓為33.96 MPa。

3.1.1.2 儲氣庫最大處理氣量 按照實際工況，2 臺壓縮機最大注氣壓力為進氣壓力4.5 MPa、排氣壓力28 MPa時處理氣量為172.48×104m3，注采井油管尺寸為139.7 mm。用Cullender-Smith 方法計算井底流壓為34.42 MPa。

根據(jù)注采井的實施情況，2 臺壓縮機可滿足對1口注采井注氣。

3.1.2 儲氣庫

3.1.2.1 單臺壓縮機最大處理氣量 按照實際工況，單臺壓縮機最大注氣壓力為進氣壓力4.2 MPa、排氣壓力28 MPa 時處理氣量為100.51×104m3，注采井油管尺寸為139.7 mm。用Cullender-Smith 方法計算井底流壓為35.28 MPa。

3.1.2.2 儲氣庫最大處理氣量 按照實際工況，3 臺壓縮機最大注氣壓力為進氣壓力4.2 MPa、排氣壓力28 MPa時處理氣量為301.5×104m3，注采井油管尺寸為139.7 mm。用Cullender-Smith 方法計算井底流壓為37.23 MPa。

根據(jù)注采井實施情況，預測單口井在目前地層壓力條件、注氣壓力28 MPa 下最大可注入氣量為180×104m3，計算井底流壓為35.83 MPa。

3.2 合理注氣壓力確定

根據(jù)地層破裂壓力論證，X 儲氣庫最大的井底流壓為32.8 MPa，Y 儲氣庫最大的井底流壓為33.5 MPa。

結合計算井底最大流壓結果，推算井口壓力。3.2.1 X 儲氣庫 單臺壓縮機注氣情況，井底流壓為32.8 MPa 時，井口最大壓力為27 MPa；2 臺壓縮機共同運行，井底流壓為32.8 MPa 時，井口最大壓力為26.6 MPa。

目前X 儲氣庫地面配套管網(wǎng)壓力設計均滿足工況下壓力節(jié)點要求，注氣管線沿程壓力損失不作考慮，注采井管柱攜液能力、沖蝕產量也符合實際生產。綜合考慮，X 儲氣庫合理注氣壓力為26.6 MPa。

3.2.2 Y 儲氣庫 單臺壓縮機注氣情況，井底流壓為33.5 MPa 時，井口最大壓力為26.5 MPa；單井注氣量為180×104m3，井底流壓為33.5 MPa 時，井口最大壓力為26 MPa。

目前Y 儲氣庫地面配套管網(wǎng)壓力設計均滿足工況下壓力節(jié)點要求，注氣管線沿程壓力損失不作考慮，注采井管柱攜液能力、沖蝕產量也符合實際生產。綜合考慮，Y 儲氣庫合理注氣壓力為26 MPa。

4 結論

（1）儲氣庫目的地層破裂壓力根據(jù)試氣實測和室內試驗確定。

（2）注采井最大井底流壓一般為地層破裂壓力的0.8 倍。

（3）采用Cullender-Smith 理論方法對井筒內壓力節(jié)點進行計算，該方法計算步驟簡單，結果精度高。

（4）合理注氣壓力確定需要結合注氣壓縮機能力、地面管網(wǎng)配套滿足工況需求和管柱的能力等，綜合考慮X 儲氣庫合理注氣壓力為26.6 MPa；Y 儲氣庫合理注氣壓力為26 MPa。

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