气藏型地下储气库天然气损耗量研究进展与建议

胥洪成 刘君兰 丁国生 李晓松 范家屹 宋丽娜 郭世超 赵 凯 裴 根

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国石油天然气集团有限公司油气地下储库工程重点实验室 3.中国石油吉林油田公司勘探开发研究院

0 引言

天然气损耗是指地下储气库注采运行过程中发生的天然气损失。由于储气圈闭密封失效、井筒失效、地面设施失效等原因，都可能引起天然气损耗[1]，如果没有及时控制，则可能对建库的安全性带来严重影响。同时，天然气损耗的发生也会在一定程度上影响地下储气库的经济效益，因此国外地下储气库运营商特别重视对天然气损耗的评价和管控[2]，将其作为一项年度例行工作长期持续开展[3-4]。

我国地下储气库建设起步较晚，在储气地质体完整性[5-6]、天然气损耗构成[7-8]、损耗判别标志[9]、损耗量评价方法[10-11]等方面开展过相关研究，但整体仍处于初级阶段。虽然2007年中国石油第一次发布了地下储气库天然气损耗计算方法的企业标准，明确了天然气损耗量和损耗率的定义，界定了损耗量的构成，提供了损耗量具体的计算方法，但随着近年来天然气损耗评价技术的创新和应用，采用该方法计算的天然气损耗量精确度已不能再满足相关需求[12]，适用性较为受限，急需形成新的地下储气库天然气损耗评价体系。由于气藏型地下储气库是全球地下储气库的主要建库类型，工作气量占比高达74%[13-14]，因此调研国内外气藏型地下储气库天然气损耗评价与管控的成熟技术和经验，针对我国地下储气库运营过程中存在的问题，提出相关建议，以期为我国地下储气库安全高效运行提供参考。

1 天然气损耗的产生原因

地下储气库天然气的损耗主要包括储气地质体中天然气的向外运移、井筒完整性破坏引起的天然气泄漏和地面设施运行过程中发生的天然气逸散。另外也有部分运营商将从地下储气库中采出用于地面设备燃料和生活取暖的天然气纳入天然气损耗范围。

1.1 储气地质体因素造成的损耗

1.1.1 纵向散失损耗

纵向散失是指由于盖层失效、天然裂缝发育或断层活化，储层中的天然气向上逸散到上覆渗透层或者地表而造成的气量损失（图1）[15-16]。盖层的岩性、厚度、分布及裂缝发育程度等对地下储气库纵向密封性至关重要。当注气压力超过盖层动态突破压力时，可能会造成天然气沿盖层薄弱带逸散。边界断层或内部断层可能会由于注气压力过高、注水作用或者构造运动等重新发生活化，从而引起天然气的散失。

1.1.2 侧向运移损耗

随着注气的进行，气藏边界会逐步向构造低部位推进。当注气压力过高时，会导致注气边界超过圈闭溢出点，向构造圈闭外发生天然气侧向漏失[15-16]。断层对气藏的侧向封堵作用主要表现在断层两侧岩性对接关系和断层带内泥质的含量，当注气压力超过断层岩排替压力，可能会造成注入天然气沿储层侧向运移到圈闭之外。

1.1.3 内部损耗

含边底水气藏改建的地下储气库在多周期注采运行的过程中，由于孔喉分布的复杂性和储层的非均质性，注入气在气水前缘附近由于指进现象、贾敏效应等发生卡断形成一些水封气或者运移到储层低渗透率区而无法采出[16-18]。这部分天然气虽然还在库内，但由于目前的技术水平无法将其采出，所以也视为损耗。另外对于带油环或者边底水的地下储气库，一部分注入气会溶于原油或地层水，后续无法采出从而发生损耗。

1.2 井筒因素造成的损耗

1.2.1 井筒失效损耗

井筒失效造成的损耗主要包括：由于注采井套管损坏、管柱腐蚀、套管丝扣松动以及固井水泥环失效等问题，引起天然气从井筒中发生泄漏[15-16]；老井封堵不完全造成储层与其他层位连通引起的库内气体扩散[19]。这部分漏失的天然气会沿井筒运移到地面，可能会引起严重的安全问题。

1.2.2 井喷损耗

井喷损耗是指地下储气库注采井作业有组织地放喷。注采井在压井作业后，需要放喷清除井筒压井液恢复生产，一般通过点火把的方式，需要燃放一定数量的天然气。注采井作业完成后，往往需要测定注采井产能的变化，放喷时需要测定几个不同制度下的压力和产量，这部分气量一般是经过计量的。

1.3 地面设施因素造成的损耗

根据地面设施发生天然气损耗的方式，将天然气损耗的构成分为逃逸散失、气动泄漏、放空和不完全燃烧排放等4 大类[4]：①逃逸散失是指在法兰、管道设备、阀门、接头、密封件和密封气体系统等位置，由于密封性失效发生的比较连续的天然气泄漏，是地面设施天然气损耗的主要构成。②气动泄漏是指由地面设施中气体操作阀门引起的所有天然气排放，包括连续排放和间歇性排放。③放空包括维修放空、突发事件放空和操作放空。维修放空是指在设施定期维修过程中大量天然气从管网排放到大气中；突发事件放空是由于非计划事件、第三方活动导致的系统故障以及天然气公司无法控制的外部因素导致的天然气排放，一般是一些突发事件；操作放空是启停压缩机引起的天然气放空。④不完全燃烧排放是燃气轮机、燃气发动机、燃烧设施和照明弹等排出的废气中未充分燃烧的甲烷，这部分天然气损失量占比一般较小。

2 天然气损耗量评价方法

2.1 定容封闭气藏库存量核实法

库存量指地下储气库在某地层压力下储存的天然气量在标准参比条件下的体积。当地下储气库发生损耗时，造成库存量减少和气井产能降低。地下储气库运营商为了获取地下储气库产能和运营成本，需要通过定期核实库存量来计算天然气的损耗量。目前最常用的方法是库存—视压力曲线法[20-22]。

在地下储气库运行过程中，可以根据注采气量及注采末期平衡期压力测试获得地下储气库的库存—视压力曲线，该库存量为账面库存量（即为国内行业标准中的库存量），为建库前剩余天然气地质储量与净注采气量之和。如果天然气正在发生损耗，会导致库内真正的库存量一直减少，因此下个周期需要注入更多的天然气才能达到相同的压力水平。目前普遍认为当库存曲线向右平移时，表明地下储气库天然气在发生损耗，损耗量即为每年右移的库存增加量（图2）[23]。

图2 库存曲线损耗判别标志及损耗量标注图

每个周期发生的天然气损耗量计算公式表示为：

式中Q表示天然气损耗量，m3；pi表示第i采气周期库存量为I时对应的库内压力，MPa；Zi表示pi压力条件下的压缩因子；pi+1表示第i+1 采气周期库存量为I时对应的库内压力，MPa；Zi+1表示pi+1压力条件下的压缩因子；I表示采气过程中某一时刻的库存量，m3；I0表示第i周期采气曲线反向延长线与横坐标的交点值，m3。

2.2 定容封闭气藏状态方程计算法

对于一个定容气藏来说，地下储气库内天然气的损耗指在两个不同时间点储存的气体体积的差异，这种体积上的差异称为天然气损失量[24]。根据一般气体状态方程，同一摩尔质量的气体在不同压力下有如下状态关系式：

式中pSC表示大气压力，一般取0.1 MPa；VSC表示大气压力下气体的体积，m3；TSC表示该压力下的温度，一般取15 ℃；ZSC表示大气压力下的压缩因子，一般取1；p表示库内的压力，MPa；V表示地下储气库的储气孔隙体积，m3；T表示该压力下的温度，K；Z表示该压力条件下的压缩因子。

假定V在注采运行过程中是不变的，那么在任意给定时刻，库内储存的气体在标准状态下的体积可以表示为：

两个不同时刻（t1和t2）地下储气库中产生的天然气损耗量计算公式为：

式中V表示地下储气库储气孔隙体积，m3；p1表示t1时刻库内的压力，MPa；T1表示p1下的温度，℃；Z1表示p1条件下的压缩因子；p2表示t2时刻库内的压力，MPa；T2表示p2下的温度，℃；Z2表示p2条件下的压缩因子。

2.3 强水驱气藏型地下储气库产能变化分析法

对于由边底水比较活跃的气藏改建成的地下储气库，由于采气过程中边底水持续侵入会不断补充储层压力，所以无法用以上方法来进行天然气损耗量计算。目前主要根据每个采气周期发生水侵前的累采气量来确定天然气损耗量。

具有强水驱的天然气藏在每个采气周期发生水侵时，采气能力会迅速降低（图3）。并且只有当采气能力低于某一个特定值的时候，才会发生采气能力的迅速下降和边底水的侵入。当达到这一特定值的时候，气藏基本接近枯竭。因此可以通过对比任意两个采气周期水侵前（即采气能力降低到某一特定值时）的累采气量和库存量的差异，来计算得到天然气损耗量[20]。

图3 缩容状态下的强水驱气藏型地下储气库日采气能力与累计采气量关系示意图

每个周期发生的天然气损耗量计算公式如下：

式中Ii表示第i采气周期末地下储气库库存量，m3；Gi表示第i采气周期水淹前累计采气量，m3；Ii+1表示第i+1 采气周期末地下储气库库存量，m3；Gi+1表示第i+1 采气周期水淹前累计采气量，m3。

用该方法计算损耗量时需要确定发生水侵时对应的采气能力值、采气期采气能力降低至该值时的累计采气量以及本周期库存量的增量。例如国外某强水驱气藏型地下储气库，当日采气能力降低至39×104m3时，采气能力会迅速下降并发生水侵[20]。第二周期末与第一周期末相比库存增量为255×104m3，日采气能力降低至39×104m3时的累计采气增量为99×104m3。因此，第二周期天然气损耗量为156×104m3。

3 天然气损耗监控措施

3.1 天然气损耗监检测系统

美国、俄罗斯、法国等天然气市场成熟国家特别重视地下储气库全生命周期动态监测，已形成了以井工程、圈闭密封性及地下储气库运行动态监测为核心的完备监测体系，还有以常规温压测量、特殊测井、微地震、产能测试及干涉雷达测量（InSAR）系统为主的监测方法和手段[25]。在地下储气库边界和内部部署足够数量的监测井，再配置空间对地观测系统和全球定位系统（GPS），形成空地一体化监测网。监测井数介于注采井数的50%～100%，部分区域甚至达150%。

同时，这些国家对地下储气库的监测内容也较为完备，对储气地质体主要开展圈闭密封性和内部运行动态监测，对井筒的监测内容则主要包括井温、气体压力、油套管泄漏、水泥胶结质量、管截面、井口天然气动态和井口设备等，对地面设施的监测包括腐蚀、管道压力和地面泄漏等方面内容。通过建设运行全过程监测体系，及时掌握储气设施安全性和运行动态，为地下储气库科学建设、优化运行及安全生产提供第一手资料。

3.2 持续动态跟踪与生产优化

在地下储气库交变载荷运行应力变化条件下，断层、裂缝系统的封闭性以及储层性质可能发生变化。因此国外成熟地下储气库运营商会在地下储气库全生命周期开展持续动态跟踪。通过监测注采井生产动态、储气层内部温压及流体性质、气液界面与流体运移、注采井产能等，了解单井注采气能力、储集层性质、流体分布及变化等，指导地下储气库扩容达产、优化配产配注及井工作制度调整[26]。对于可能发生泄漏的部位，可以通过控制注采气速度、调整井网和运行制度等来降低或阻止损耗的发生。

3.3 定期天然气损耗评价

国外运营商为了计算天然气损耗造成的经济损失，会定期对天然气损耗量进行评价，采用的主要方法是库存核实法。通过在地下储气库每周期注气末期和采气末期进行测压，获取注气末期和采气末期的储层压力，利用物质平衡和储层压力获得库存数据，以验证实际库存量和天然气损耗量[27]。还可以通过监测关井压力趋势，检查是否有气体泄漏的显示。如果有明显的压力异常，则需要使用关键显示井来监测压力—库存量的关系，以获取天然气损耗的评价参数。为了提高评价结果的精度，除定期测量注采井和监测井关井后的稳定井口压力，还要测试井下压力以验证地下储气库压力和井口压力转化井底压力的准确性。

3.4 四维地质力学仿真模拟与在线预警

部分地下储气库运营商通过地质、地震、测井、动态监测资料以及各类室内岩心实验数据，建立地下储气库三维静态及四维地质力学模型，分析储气地质体地质力学变化特征、气相延伸范围和泄漏量，并开展多周期注采预测模拟，对可能存在的泄漏风险进行提前预警和评估。

4 对我国地下储气库天然气损耗管理的建议

4.1 建立地下储气库三位一体监检测系统

我国地下储气库地质条件复杂，断层发育，储层非均质性强。高压高速注采条件下，圈闭和井筒失效风险大。地面设施和管道也存在天然气泄漏等安全隐患。因此，需要建立同时涵盖储气地质体、井筒及地面设施三大系统的地下储气库的完整性监检测系统，通过建立三位一体的自动识别监检测系统，为地下储气库安全高效运营提供基本保障。地质体密封性可采用微地震监测系统，并结合监测井动态资料进行泄漏风险实时预警。井筒完整性需要实时对井筒压力进行监测，并采用测井等方法定期对套管进行损伤检测。地面可通过对压缩机、管道、处理系统等检测与评估技术，实现地面设施的安全可控。

4.2 重视地下储气库全生命周期注采运行动态监测

保障运行安全是地下储气库运营的核心问题，为实时掌握地下储气库运行和损耗情况，必须开展地下储气库全生命周期注采气运行的动态监测。目前我国地下储气库的监测井数相较于注采井数明显偏低，其比例远低于国外运营商50%～100%的合理区间，因此首先要增加监测井数量。其次，要严格执行地下储气库运行动态资料录取规范，保证资料的完整性和准确性，为地下储气库运行和损耗评价提供坚实基础和科学依据。

4.3 注重多周期运行动态滚动跟踪评价与分析预警

在我国地下储气库复杂地质条件下，地下储气库高压注气采气交变工况，可能会引起断层的重新活化，增加圈闭失效风险[28]。因此需要开展多周期运行动态滚动跟踪评价，建立地下储气库四维地质力学模型，结合注采运行动态监测资料，及时分析和预测地下储气库运行状态，对可能存在的泄漏风险点进行重点监测和控制。

4.4 加强井筒和地面设施完整性检测与管理

井筒和地面设施位于近地表，一旦发生大规模的泄漏，会严重影响人身和财产安全，因此要重视完整性检测与管理。通过定期检测，排查问题，从源头阻止和降低损耗的发生。

4.5 健全地下储气库天然气损耗量评价标准规范

我国地下储气库发展起步晚，近年来随着需求增加，建库数量逐渐增多，并形成了一定的储气规模。但地下储气库运行管理体系标准还处于逐步建立健全和调整完善阶段。地下储气库长期高速交替注气采气的特点决定了其存在潜在的高风险，标准化建设需要全生命周期科学设计和通盘考虑。因此要加快推动地下储气库标准化建设，积极健全地下储气库天然气损耗评价、管理、监控的方法与标准规范，促进损耗评价技术的快速发展，以保障我国地下储气库的高效和规范运行。