雙坨子儲氣庫庫容參數研究

張憲芝

（中國石油吉林油田分公司油藏評價部 吉林松原 138000）

關鍵字：液力變矩器；仿真模型；系統效率；啟動特性；負載扭矩

斷層較多、含氣井段長的地質特點，充分利用了現有資料，選擇適宜的技術方法，開展大量的基礎研究工作，完成了數值模擬研究和氣庫指標的系統論證，編制了可行性方案。在庫容參數研究方面，也取得了較大的進展。

1 氣庫運行壓力

1.1 上限壓力

氣庫上限壓力確定主要原則是不破壞儲氣庫的封閉性，同時兼顧工作氣量與氣井產能。

根據文獻調研，在以不破壞儲氣庫封閉性的原則下，美國人認為儲氣庫壓力可大于原始地層壓力10～66%，前蘇聯人認為可大于40～50%，儲氣庫上限壓力的提高，一方面可增加庫容量，盡量多儲氣，另一方面可提高氣井的單井產能，增強氣庫的調峰能力。

法國科學家建議采用以下公式估算AMP值（最大允許壓力）。

式中：Z——儲穴覆蓋層巖石厚度，m；G——系數，對于含水構造其值為1.33～1.49，美國也使用同樣公式，G值最大取1.55。

AMP——最大允許壓力，bar。

雙坨子氣庫為復雜斷塊氣藏，不同等級的斷層較多，平面上多數斷層跨越含氣邊界，與外界水體相通，建庫目的層雖為弱邊水封閉，考慮氣庫強注強采的特點，壓力過高容易造成氣體外泄。同時縱向上斷塊邊界斷層穿過泉一段、泉三段，壓力過高容易造成氣體上下竄通。因此，為保證氣庫的密封性，設計氣庫運行上限壓力不超過原始地層壓力。

綜合以上因素，初步確定雙坨子氣田泉一段砂組上限壓力為19MPa，雙坨子油田泉三段砂組上限壓力為12MPa。

1.2 下限壓力

氣庫下限壓力的確定主要依據以下幾個原則：①下限壓力的選取決定了氣井的最低生產能力，進而影響著氣庫的注采井數和氣庫的建設費用；②下限壓力的選取影響著邊水向氣頂的侵入程度，進而影響氣庫的有效庫容，甚至造成氣井帶水采氣，降低了氣井生產能力；③下限壓力的選取決定著氣井井口的剩余壓力，若剩余壓力低將無法達到礦場要求的最低井口外輸壓力；④下限壓力的選取應實現較合理的氣庫墊氣量和工作氣量。

根據輸氣管線要求氣井井口最低輸壓為4MPa時，氣井如果要達到2×104m3產量，計算的井底靜壓應在6-7MPa。同時氣井產量越低，調峰所需井數越多，因此，氣庫要求新井應該具有較高的產氣量，以盡可能減少井數，同時減少投資。

根據單井采氣能力計算結果可知，泉一段在8MPa時，采氣量低于4×104m3時調峰井數約為34口，是9MPa時6×104m3井數23口的1.5倍，按此考慮，泉一段下限壓力應以不低于9MPa為宜。另外泉三段在7MPa時，采氣量7.5×104m3時調峰井數約為20口是8MPa時11×104m3井數12口的1.6倍，因此，泉一段下限壓力應不低于8MPa為宜。

根據吉林油田實際數據表明氣庫外輸管線壓力是4MPa，同時考慮到氣井最低生產能力影響，綜合分析確定雙坨子氣田泉一段下限壓力為9MPa，泉三段下限壓力為8MPa。

2 庫容量設計

2.1 庫容量參數設計原理

氣層庫容量的計算是將天然氣地質儲量折算成地下有效儲集空間，即天然氣占據原始地下孔隙體積扣除掉侵入液占據的孔隙體積后，剩余氣層地下體積即為可建庫的地下體積，再除以上限壓力所對應的注入氣的體積系數，得到氣層氣建庫庫容量。另外，氣庫運行為強注強采，因儲層存在非均質性，低滲帶儲積空間在氣庫運行中難以迅速進行流體和能量交換而形成庫容，但在開采速度慢得多的油氣藏開發中卻能充分體現出流體與能量交換，加之水侵通常優先占據高滲帶，因此水對氣庫庫容的影響是比較大的。

當進行氣庫容量參數設計時，既可以據庫容量公式計算，也可以從庫容量與氣庫壓力的關系曲線中確定（圖1、2）。

圖1 泉一段視地層壓力與庫容量關系圖

2.2 庫容量計算

氣庫庫容是以地下氣態空間為基礎，只要儲層中存在有效的氣態儲集空間，就可以形成庫容。雙坨子氣田生產實際表明泉三段無水，泉一段生產出少量水，因此在改建儲氣庫后考慮水體對泉一段庫容影響損失，將泉一段庫容體積減小為原始烴類孔隙體積的88%計算，而泉三段庫容按原始烴類孔隙體積計算。則泉一段庫容與壓力關系式為：Gk=3.6874P/Z，泉三段庫容與壓力關系式為：Gk=2.6485P/Z。

雙坨子氣庫泉一段在地層壓力19MPa時，氣庫有效庫容量為5.96×108m3。泉三段在地層壓力12MPa時，氣庫有效庫容量為5.25×108m3，合計氣庫總有效庫容量為11.21×108m3。

3 墊氣量計算

根據庫容與地層壓力的關系，當地層壓力等于下限壓力時對應的庫容量即為墊氣量。

3.1 墊氣量的作用

墊氣量大小不僅取決于油氣藏本身地質條件，還取決于氣庫的運行條件，特別是采氣期末的井口壓力的高低。墊氣量的作用主要體現在以下三個方面：一是在采氣末期使氣庫保持一定壓力，以保持相當的供氣能力；二是當氣庫存在油環或邊水時，保持一定的墊氣量將有利于減緩原油和邊水向氣庫內部的侵入；三是墊氣量越大，則氣庫壓力和單井產量越大，采氣井就相應減少。

3.2 墊氣量的確定

墊氣量由基礎墊氣量和附加墊氣量兩部分構成。氣藏廢棄壓力時氣藏內殘存的天然氣量為氣庫的基礎墊氣量。在基礎墊氣量的基礎上，為提高氣庫的壓力水平，進而保證采氣井能達到最低設計產量所需增加的墊氣量為附加墊氣量。。若氣庫運行的最低壓力值升高或降低，則附加墊氣量將相應增加或減少。基礎墊氣量與附加墊氣量之和則為總墊氣量。目前，雙坨子氣庫泉一段、泉三段氣庫基礎墊氣量、附加墊氣量總墊氣量均已經給出了合理數值。另外，對于目前處于正在開發的氣田，改建地下儲氣庫時氣藏還沒達到廢棄壓力，因此，氣庫需要補的氣量不是附加墊氣量，而是低于附加墊氣量的值，因此有必要計算并明確還需要補充注入的氣量參數。

4 庫容參數數值模擬研究

庫容量、墊氣量及工作氣量是評價儲氣庫存儲及供氣能力的重要指標，這三個指標量都是隨著氣藏壓力的變化而變化的，要使一儲氣庫正常發揮作用，必須落實不同地層壓力條件下的庫容量、墊氣量和有效工作氣量，及時調整儲氣庫的注采狀況，保證天然氣的供需平衡。

4.1 儲氣庫庫容量

以建立的三維精細地質模型為基礎，結合注采能力測試方案，最大注氣量控制在40×104m3以內，通過觀察注氣過程中壓力與注入量的變化確定不同壓力條件下的儲氣庫庫容量大小。

4.2 儲氣庫墊氣量及工作氣量

墊氣量就是每個采氣周期結束時，為保證氣庫的安全運行而留在地下儲層中的氣體，其使儲氣庫仍保持一定的壓力。墊氣量的存在在一定程度上減緩了邊、底水的快速推進，提高了純氣的采出周期，有利于氣庫的平穩高效運行。

以雙坨子氣庫三維精細地質模型為基礎，設計注采井，對壓力下降過程中儲層中剩余的氣量進行計算，得出了壓力與墊氣量的關系。當運行壓力從最高下降到下限壓力時，單井的產能變化幅度較大，當氣藏壓力低于一定值后，各預測井產能下降程度很大，儲氣庫運行到下限壓力時，單井的產能基本上與最低極限供氣產能相等。

5 結論

氣庫可研方案基本可行。但氣庫參數還需要進一步論證，上、下限壓力取值應根據蓋層、斷層、老井封堵密封性及邊水活躍程度等評價確定；庫容計算考慮了12%的水侵孔隙體積，應依據實際生產資料結合油藏工程方法及數值模擬對方案設計參數進一步論證。