吳建發(fā) 鐘兵 馮曦 劉義成 郝春雷 何軼果

1.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 2.中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦3.中國(guó)石油西南油氣田公司采氣工程研究院

相國(guó)寺石炭系氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)

吳建發(fā)1鐘兵1馮曦1劉義成1郝春雷2何軼果3

1.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 2.中國(guó)石油西南油氣田公司重慶氣礦3.中國(guó)石油西南油氣田公司采氣工程研究院

相國(guó)寺氣田位于重慶市渝北、北碚區(qū)境內(nèi)。該氣田石炭系氣藏地理位置優(yōu)越，儲(chǔ)層分布穩(wěn)定，儲(chǔ)層滲流性好，氣質(zhì)純，氣井產(chǎn)能高，井間連通性好，開發(fā)中表現(xiàn)出視均質(zhì)氣藏特征，蓋層和斷層封閉性好，水體能量有限，地層水不活躍，非常有利于改建地下儲(chǔ)氣庫。為此，在比較了枯竭氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫與氣藏開發(fā)的異同之后，根據(jù)相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫的定位及調(diào)峰需求（主要用于解決川渝地區(qū)天然氣市場(chǎng)的季節(jié)調(diào)峰問題，可為中衛(wèi)—貴陽管線提供季節(jié)調(diào)峰，同時(shí)具備天然氣戰(zhàn)略儲(chǔ)備應(yīng)急能力），利用該氣藏豐富的靜態(tài)資料和長(zhǎng)期開發(fā)的動(dòng)態(tài)資料，優(yōu)化設(shè)計(jì)了儲(chǔ)氣庫的上限壓力、下限壓力、庫容量、工作氣量、墊底氣量、注采井?dāng)?shù)等關(guān)鍵運(yùn)行參數(shù)。模擬結(jié)果表明：相國(guó)寺氣田石炭系氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫后，運(yùn)行壓力介于11.7～28.0 MPa，庫容量可達(dá)40.5×108m3，墊底氣量為17.7×108m3，工作氣量為22.8×108m3，儲(chǔ)氣庫具備較強(qiáng)的調(diào)峰能力。最后還對(duì)該儲(chǔ)氣庫的注采方案進(jìn)行了設(shè)計(jì)分析。

四川盆地 相國(guó)寺氣田 石炭系氣藏 地下儲(chǔ)氣庫 季節(jié)調(diào)峰 注采規(guī)模 參數(shù)設(shè)計(jì)

地下儲(chǔ)氣庫建設(shè)是一項(xiàng)資本、技術(shù)密集型系統(tǒng)工程［1－6］，具有建設(shè)周期長(zhǎng)、技術(shù)難點(diǎn)多的特點(diǎn)［7］。地下儲(chǔ)氣庫必須具備氣體“注得進(jìn)、采得出、存得住”、短期高產(chǎn)、高低壓往復(fù)注采、能長(zhǎng)期使用的功能，與氣藏開發(fā)相比，枯竭氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫在研究重點(diǎn)、研究方法和設(shè)計(jì)技術(shù)方面都有一定的特殊性（表1）［8］。

表1 氣藏開發(fā)與枯竭氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫的差異比較表

筆者研究論證有關(guān)相國(guó)寺氣田石炭系氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫的關(guān)鍵參數(shù)，即上限壓力、下限壓力、庫容量、工作氣量、墊底氣量、注采井?dāng)?shù)、最大調(diào)峰能力等，為實(shí)施改建地下儲(chǔ)氣庫提供依據(jù)。鑒于地下儲(chǔ)氣庫要求短期高產(chǎn)、高低壓往復(fù)注采、長(zhǎng)期使用等特點(diǎn)，各項(xiàng)關(guān)鍵參數(shù)論證過程中遵循以下原則：①安全；②保護(hù)地下儲(chǔ)氣庫不被破壞；③盡可能滿足川渝地區(qū)天然氣市場(chǎng)調(diào)峰需求。

1 相國(guó)寺氣田石炭系氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫的有利條件分析

相國(guó)寺氣田位于重慶渝北、北碚區(qū)境內(nèi)，距重慶市區(qū)60 km，緊鄰四川盆地環(huán)形輸氣管網(wǎng)南干線東段，距規(guī)劃建設(shè)的中衛(wèi)—貴陽管線83 km。相國(guó)寺氣田石炭系氣藏構(gòu)造形態(tài)為狹長(zhǎng)梳狀背斜，主要產(chǎn)氣層位為石炭系碳酸鹽巖，有效厚度介于5.76～11.53 m，分布穩(wěn)定。儲(chǔ)層微細(xì)裂縫發(fā)育，為裂縫—孔隙型儲(chǔ)層。氣藏中部深度2 300～2 600 m，原始地層壓力為28.73 MPa，地層溫度為62.23℃，為干氣氣藏。邊水能量有限。氣藏探明儲(chǔ)量為41.48×108m3，儲(chǔ)層孔隙度介于7%～9%，有效滲透率為83.5～571.9 mD，連通性好，單井產(chǎn)能高，平均原始無阻流量為240×104m3／d。氣藏于1977年投產(chǎn)，現(xiàn)有生產(chǎn)井5口，累計(jì)產(chǎn)氣40.07 ×108m3，采出程度為96.6%，目前平均地層壓力為2.39 MPa。

相國(guó)寺氣田石炭系氣藏地理位置優(yōu)越，儲(chǔ)層分布穩(wěn)定，儲(chǔ)層滲流性好，氣質(zhì)純，氣井產(chǎn)能高，井間連通性好，開發(fā)中表現(xiàn)出視均質(zhì)氣藏特征。蓋層和斷層封閉性好，水體能量有限，地層水不活躍，非常有利于改建地下儲(chǔ)氣庫［9］。

2 相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫定位及調(diào)峰需求分析

相國(guó)寺氣田石炭系氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫后，主要用于解決川渝地區(qū)天然氣市場(chǎng)的季節(jié)調(diào)峰問題，可為中衛(wèi)—貴陽管線提供季節(jié)調(diào)峰，同時(shí)具備天然氣戰(zhàn)略儲(chǔ)備應(yīng)急能力。

天然氣調(diào)峰需求總量應(yīng)由天然氣季節(jié)調(diào)峰需求量、天然氣戰(zhàn)略儲(chǔ)備需求量和不可中斷應(yīng)急供氣量3項(xiàng)構(gòu)成，由于只要滿足天然氣戰(zhàn)略儲(chǔ)備需求即可滿足不可中斷應(yīng)急供氣要求，因此，相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫的天然氣調(diào)峰總需求量可根據(jù)天然氣季節(jié)調(diào)峰需求量和天然氣戰(zhàn)略儲(chǔ)備需求量來確定，據(jù)此測(cè)算出2013—2020年相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫的調(diào)峰需求總量［10－11］（表2）。

經(jīng)計(jì)算，相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫在2016年的調(diào)峰需求總量為最大，達(dá)22.88×108m3。

3 相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì)

3.1 單井最大合理采氣量

單井最大合理采氣量應(yīng)不超過沖蝕流量且能夠滿足臨界攜液流量［12］。不同地層壓力和井口壓力下，單井（以114.3 mm油管為注采管柱）的最大合理采氣量如表3所示，沖蝕流量和臨界攜液流量的研究（圖1）表明，單井最大合理采氣量介于（40～160）×104m3／d。

表2 相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫調(diào)峰需求總量預(yù)測(cè)表 108 m3

圖1 114.3 mm油管沖蝕流量及不同地層壓力最大產(chǎn)量圖

表3 不同地層壓力和井口壓力下單井最大合理采氣量統(tǒng)計(jì)表 104 m3／d

3.2 儲(chǔ)氣庫上限壓力

原始地層壓力為28.73 MPa，為保證相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫的封閉性和安全運(yùn)行，儲(chǔ)氣庫上限壓力取28 MPa，根據(jù)氣藏壓降方程，對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)氣庫庫容量為40.5×108m3。儲(chǔ)氣庫庫容量與地層壓力的對(duì)應(yīng)關(guān)系如圖2所示。

圖2 相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫庫容量與地層壓力的對(duì)應(yīng)關(guān)系圖

3.3 儲(chǔ)氣庫下限壓力

根據(jù)分析可知，滿足川渝地區(qū)天然氣管網(wǎng)調(diào)峰要求的井口最低壓力為7.0 MPa，因此，相國(guó)寺儲(chǔ)氣庫下限壓力以井口壓力為7.0 MPa進(jìn)行計(jì)算。為達(dá)到最低調(diào)峰能力，控制單井最低采氣量不低于40×104m3／d，利用井筒流動(dòng)模型計(jì)算井底流壓，利用產(chǎn)能方程反推算出地層壓力，儲(chǔ)氣庫下限壓力為11.7 MPa（圖3）。

圖3 相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫關(guān)鍵參數(shù)示意圖

3.4 工作氣量

根據(jù)儲(chǔ)氣庫下限壓力的計(jì)算結(jié)果（即儲(chǔ)氣庫下限壓力為11.7 MPa），利用氣藏壓降方程，計(jì)算出對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)氣庫墊底氣量為17.7×108m3，則對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)氣庫工作氣量為22.8×108m3。

3.5 井型

依據(jù)氣藏現(xiàn)有5口生產(chǎn)井的儲(chǔ)層條件，計(jì)算獲得300 m水平井與對(duì)應(yīng)直井的無阻流量（表4）。從表4可以看出，水平井的無阻流量是直井的3.49～3.70倍。

表4 300 m水平井與直井的無阻流量對(duì)比表

因此，單純從增產(chǎn)和減少鉆井?dāng)?shù)的角度考慮，水平井相對(duì)于直井有一定的優(yōu)勢(shì)。但相國(guó)寺石炭系氣藏目前壓力系數(shù)僅為0.1，儲(chǔ)層?。ㄓ行?chǔ)層厚度一般約8.00 m），且該構(gòu)造為高陡構(gòu)造，儲(chǔ)層厚度和傾角變化較大，氣體鉆井時(shí)水平井段儲(chǔ)層跟蹤難度大，儲(chǔ)層有效鉆遇率無法保證。綜合考慮，井型采用直井和定向井。

3.6 注采井?dāng)?shù)及監(jiān)測(cè)井設(shè)置

井?dāng)?shù)的確定要考慮兩方面的因素，既要充分發(fā)揮儲(chǔ)氣庫的調(diào)峰能力，在此基礎(chǔ)上還要考慮盡量滿足不同時(shí)間的調(diào)峰需要。經(jīng)過多方案論證和比選，最終確定注采井?dāng)?shù)為22口。為了監(jiān)測(cè)氣庫的壓力、溫度、流體性質(zhì)和水體，在構(gòu)造長(zhǎng)軸兩端和氣藏中部各部署1口監(jiān)測(cè)井。蓋層及斷層監(jiān)測(cè)井優(yōu)先利用老井，老井修井不滿足要求時(shí)，重新部署新井。

3.7 注采周期

地下儲(chǔ)氣庫的主要作用就是調(diào)節(jié)季節(jié)性用氣峰谷差，或者在發(fā)生意外時(shí)能保證供氣的連續(xù)性。在綜合分析川渝地區(qū)供氣特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，確定了相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫的運(yùn)行周期：①采氣期，11月15日至次年3月14日，共120 d；②注氣期，3月26日至10月30日，共220 d；③維護(hù)期，3月15日至3月25日，11月1日至11月14號(hào)，共25 d。

維護(hù)期主要進(jìn)行氣庫設(shè)施檢修、氣藏壓力平衡、資料錄取等。

4 相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫注采方案設(shè)計(jì)

4.1 逐年注采氣量

根據(jù)逐年注采氣量安排（表5），2015年相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫基本可以達(dá)到滿庫容。2016年以后，上一年采出多少氣量，次年就應(yīng)該注入相應(yīng)的氣量，始終保持滿庫容，這樣，儲(chǔ)氣庫就可保持最大的調(diào)峰能力［13－15］。

表5 相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫逐年凈注氣量及調(diào)峰氣量表 108 m3

4.2 逐年注采方案設(shè)計(jì)

以2012年注氣方案為例，此后每年注采方案按照表5的注采氣量設(shè)計(jì)即可。

中衛(wèi)—貴陽管線2012年7月能夠供氣給相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫，2012年給儲(chǔ)氣庫的凈注氣量為10×108m3。將2012年7—10月設(shè)計(jì)為注氣期，注氣量為10 ×108m3，注氣末氣庫壓力為7.66 MPa，庫容量為11.5×108m3。表6為2012年相國(guó)寺儲(chǔ)氣庫注氣方案相關(guān)參數(shù)表。2012年冬季該氣庫具備向川渝地區(qū)天然氣管網(wǎng)調(diào)峰的能力。

表6 2012年相國(guó)寺地下儲(chǔ)氣庫注氣方案相關(guān)參數(shù)表

5 結(jié)論

1）相國(guó)寺石炭系氣藏儲(chǔ)層分布穩(wěn)定、儲(chǔ)層滲流性好，氣質(zhì)純，氣井產(chǎn)能高，現(xiàn)有生產(chǎn)井原始無阻流量均大于100×104m3／d，井間連通性好，開發(fā)中表現(xiàn)出視均質(zhì)氣藏特征。蓋層和斷層封閉性好，水體能量有限，地層水不活躍，非常有利于改建地下儲(chǔ)氣庫。

2）相國(guó)寺石炭系氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫后，運(yùn)行壓力為11.7～28.0 MPa，庫容量可達(dá)40.5×108m3，墊底氣量為17.7×108m3，工作氣量為22.8×108m3，氣庫具備較強(qiáng)的調(diào)峰能力。

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Operation parameter design of the Xiangguosi underground gas storage based on the Carboniferous gas reservoir

Wu Jianfa1，Zhong Bing1，F(xiàn)eng Xi1，Liu Yicheng1，Hao Chunlei2，He Yiguo3

（1.Research Institute of Exploration and Development of Southwest Oil ＆Gasfield Company，PetroChina，
Chengdu，Sichuan 610041，China；2.Chongqing Gas Field of Southwest Oil and Gas Field Company，PetroChina，Chongqing 400021，China；3.Research Institute of Gas Production Engineering，Southwest Oil ＆Gasfield Company，PetroChina，Guanghan，Sichuan 618301，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 2，pp.91－94，2／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The Xiangguosi Carboniferous gas reservoir in the northern Chongqing area is well situated with steady reservoir distribution，favorable reservoir penetrability，pure gas quality，high gas well yield，and good connectivity between wells.It demonstrates features of apparent homogeneous reservoirs with cap rocks and faults providing good sealing abilities.More than that，the water body is of limited energy and the formation water is inactive.That is why the reservoir is a proper option for the establishment of underground gas storage.The Xianguosi gas storage is built with the purpose of strategic reserves storage and seasonal peakshaving for the Zhongwei－Guiyang Pipeline or the gas markets in Sichuan and Chongqing areas.In view of this，this paper first makes a comparison between developing gas reservoirs and building underground gas storage based on depleted gas reservoirs Then，based on the static and dynamic data from this storage，an optimal design is made of the key operation parameters，including the upper and lower limits of the storage pressure，storage capacity，working gas volume，cushion gas volume，amount of injection－production wells，etc.The simulation results show that after the Xianguosi gas storage is built on the Carboniferous gas reservoir，its peaking shaving capacity will be excellent with the operation pressure of 11.7－28.0 MPa，storage capacity of 40.5×108m3，cushion gas volume of 17.7×108m3，and working gas volume of 22.8×108m3.In the end，this paper also analyzes the design of the reservoir injection－production schemes of this storage.

Sichuan Basin，Xiangguosi，Carboniferous gas reservoir，underground gas storage，seasonal peak shaving，injection－production volume，parameter design

吳建發(fā)，1976年生，高級(jí)工程師，博士；主要從事油氣滲流理論、動(dòng)態(tài)分析、地下儲(chǔ)氣庫設(shè)計(jì)和頁巖氣開發(fā)方面的研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新區(qū)天府大道北段12號(hào)中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院。電話：（028）86015513，13550240302。E－mail：wu－jianfa＠petrochina.com.cn

吳建發(fā)等.相國(guó)寺石炭系氣藏改建地下儲(chǔ)氣庫運(yùn)行參數(shù)設(shè)計(jì).天然氣工業(yè)，2012，32（2）：91－94.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.022

（修改回稿日期 2011－12－14 編輯 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.02.022

Wu Jianfa，engineer，born in 1976，holds a Ph.D degree and is mainly engaged in research of oil and gas percolation theory，dynamic analysis，gas storage design and shale gas development.

Add：No.12，North Sec，Tianfu Avenue，High－Tech Zone，Chengdu，Sichuan 610041，P.R.China

Tel：＋86－28－8601 5513 Mobile：＋86－13550240302 E－mail：wu－jianfa＠petrochina.com.cn