双坨子储气库库容参数研究

张宪芝

（中国石油吉林油田分公司油藏评价部 吉林松原 138000）

关键字：液力变矩器；仿真模型；系统效率；启动特性；负载扭矩

断层较多、含气井段长的地质特点，充分利用了现有资料，选择适宜的技术方法，开展大量的基础研究工作，完成了数值模拟研究和气库指标的系统论证，编制了可行性方案。在库容参数研究方面，也取得了较大的进展。

1 气库运行压力

1.1 上限压力

气库上限压力确定主要原则是不破坏储气库的封闭性，同时兼顾工作气量与气井产能。

根据文献调研，在以不破坏储气库封闭性的原则下，美国人认为储气库压力可大于原始地层压力10～66%，前苏联人认为可大于40～50%，储气库上限压力的提高，一方面可增加库容量，尽量多储气，另一方面可提高气井的单井产能，增强气库的调峰能力。

法国科学家建议采用以下公式估算AMP值（最大允许压力）。

式中：Z——储穴覆盖层岩石厚度，m；G——系数，对于含水构造其值为1.33～1.49，美国也使用同样公式，G值最大取1.55。

AMP——最大允许压力，bar。

双坨子气库为复杂断块气藏，不同等级的断层较多，平面上多数断层跨越含气边界，与外界水体相通，建库目的层虽为弱边水封闭，考虑气库强注强采的特点，压力过高容易造成气体外泄。同时纵向上断块边界断层穿过泉一段、泉三段，压力过高容易造成气体上下窜通。因此，为保证气库的密封性，设计气库运行上限压力不超过原始地层压力。

综合以上因素，初步确定双坨子气田泉一段砂组上限压力为19MPa，双坨子油田泉三段砂组上限压力为12MPa。

1.2 下限压力

气库下限压力的确定主要依据以下几个原则：①下限压力的选取决定了气井的最低生产能力，进而影响着气库的注采井数和气库的建设费用；②下限压力的选取影响着边水向气顶的侵入程度，进而影响气库的有效库容，甚至造成气井带水采气，降低了气井生产能力；③下限压力的选取决定着气井井口的剩余压力，若剩余压力低将无法达到矿场要求的最低井口外输压力；④下限压力的选取应实现较合理的气库垫气量和工作气量。

根据输气管线要求气井井口最低输压为4MPa时，气井如果要达到2×104m3产量，计算的井底静压应在6-7MPa。同时气井产量越低，调峰所需井数越多，因此，气库要求新井应该具有较高的产气量，以尽可能减少井数，同时减少投资。

根据单井采气能力计算结果可知，泉一段在8MPa时，采气量低于4×104m3时调峰井数约为34口，是9MPa时6×104m3井数23口的1.5倍，按此考虑，泉一段下限压力应以不低于9MPa为宜。另外泉三段在7MPa时，采气量7.5×104m3时调峰井数约为20口是8MPa时11×104m3井数12口的1.6倍，因此，泉一段下限压力应不低于8MPa为宜。

根据吉林油田实际数据表明气库外输管线压力是4MPa，同时考虑到气井最低生产能力影响，综合分析确定双坨子气田泉一段下限压力为9MPa，泉三段下限压力为8MPa。

2 库容量设计

2.1 库容量参数设计原理

气层库容量的计算是将天然气地质储量折算成地下有效储集空间，即天然气占据原始地下孔隙体积扣除掉侵入液占据的孔隙体积后，剩余气层地下体积即为可建库的地下体积，再除以上限压力所对应的注入气的体积系数，得到气层气建库库容量。另外，气库运行为强注强采，因储层存在非均质性，低渗带储积空间在气库运行中难以迅速进行流体和能量交换而形成库容，但在开采速度慢得多的油气藏开发中却能充分体现出流体与能量交换，加之水侵通常优先占据高渗带，因此水对气库库容的影响是比较大的。

当进行气库容量参数设计时，既可以据库容量公式计算，也可以从库容量与气库压力的关系曲线中确定（图1、2）。

图1 泉一段视地层压力与库容量关系图

2.2 库容量计算

气库库容是以地下气态空间为基础，只要储层中存在有效的气态储集空间，就可以形成库容。双坨子气田生产实际表明泉三段无水，泉一段生产出少量水，因此在改建储气库后考虑水体对泉一段库容影响损失，将泉一段库容体积减小为原始烃类孔隙体积的88%计算，而泉三段库容按原始烃类孔隙体积计算。则泉一段库容与压力关系式为：Gk=3.6874P/Z，泉三段库容与压力关系式为：Gk=2.6485P/Z。

双坨子气库泉一段在地层压力19MPa时，气库有效库容量为5.96×108m3。泉三段在地层压力12MPa时，气库有效库容量为5.25×108m3，合计气库总有效库容量为11.21×108m3。

3 垫气量计算

根据库容与地层压力的关系，当地层压力等于下限压力时对应的库容量即为垫气量。

3.1 垫气量的作用

垫气量大小不仅取决于油气藏本身地质条件，还取决于气库的运行条件，特别是采气期末的井口压力的高低。垫气量的作用主要体现在以下三个方面：一是在采气末期使气库保持一定压力，以保持相当的供气能力；二是当气库存在油环或边水时，保持一定的垫气量将有利于减缓原油和边水向气库内部的侵入；三是垫气量越大，则气库压力和单井产量越大，采气井就相应减少。

3.2 垫气量的确定

垫气量由基础垫气量和附加垫气量两部分构成。气藏废弃压力时气藏内残存的天然气量为气库的基础垫气量。在基础垫气量的基础上，为提高气库的压力水平，进而保证采气井能达到最低设计产量所需增加的垫气量为附加垫气量。。若气库运行的最低压力值升高或降低，则附加垫气量将相应增加或减少。基础垫气量与附加垫气量之和则为总垫气量。目前，双坨子气库泉一段、泉三段气库基础垫气量、附加垫气量总垫气量均已经给出了合理数值。另外，对于目前处于正在开发的气田，改建地下储气库时气藏还没达到废弃压力，因此，气库需要补的气量不是附加垫气量，而是低于附加垫气量的值，因此有必要计算并明确还需要补充注入的气量参数。

4 库容参数数值模拟研究

库容量、垫气量及工作气量是评价储气库存储及供气能力的重要指标，这三个指标量都是随着气藏压力的变化而变化的，要使一储气库正常发挥作用，必须落实不同地层压力条件下的库容量、垫气量和有效工作气量，及时调整储气库的注采状况，保证天然气的供需平衡。

4.1 储气库库容量

以建立的三维精细地质模型为基础，结合注采能力测试方案，最大注气量控制在40×104m3以内，通过观察注气过程中压力与注入量的变化确定不同压力条件下的储气库库容量大小。

4.2 储气库垫气量及工作气量

垫气量就是每个采气周期结束时，为保证气库的安全运行而留在地下储层中的气体，其使储气库仍保持一定的压力。垫气量的存在在一定程度上减缓了边、底水的快速推进，提高了纯气的采出周期，有利于气库的平稳高效运行。

以双坨子气库三维精细地质模型为基础，设计注采井，对压力下降过程中储层中剩余的气量进行计算，得出了压力与垫气量的关系。当运行压力从最高下降到下限压力时，单井的产能变化幅度较大，当气藏压力低于一定值后，各预测井产能下降程度很大，储气库运行到下限压力时，单井的产能基本上与最低极限供气产能相等。

5 结论

气库可研方案基本可行。但气库参数还需要进一步论证，上、下限压力取值应根据盖层、断层、老井封堵密封性及边水活跃程度等评价确定；库容计算考虑了12%的水侵孔隙体积，应依据实际生产资料结合油藏工程方法及数值模拟对方案设计参数进一步论证。