張憲芝

（中國(guó)石油吉林油田分公司油藏評(píng)價(jià)部 吉林松原 138000）

關(guān)鍵字：液力變矩器；仿真模型；系統(tǒng)效率；啟動(dòng)特性；負(fù)載扭矩

斷層較多、含氣井段長(zhǎng)的地質(zhì)特點(diǎn)，充分利用了現(xiàn)有資料，選擇適宜的技術(shù)方法，開(kāi)展大量的基礎(chǔ)研究工作，完成了數(shù)值模擬研究和氣庫(kù)指標(biāo)的系統(tǒng)論證，編制了可行性方案。在庫(kù)容參數(shù)研究方面，也取得了較大的進(jìn)展。

1 氣庫(kù)運(yùn)行壓力

1.1 上限壓力

氣庫(kù)上限壓力確定主要原則是不破壞儲(chǔ)氣庫(kù)的封閉性，同時(shí)兼顧工作氣量與氣井產(chǎn)能。

根據(jù)文獻(xiàn)調(diào)研，在以不破壞儲(chǔ)氣庫(kù)封閉性的原則下，美國(guó)人認(rèn)為儲(chǔ)氣庫(kù)壓力可大于原始地層壓力10～66%，前蘇聯(lián)人認(rèn)為可大于40～50%，儲(chǔ)氣庫(kù)上限壓力的提高，一方面可增加庫(kù)容量，盡量多儲(chǔ)氣，另一方面可提高氣井的單井產(chǎn)能，增強(qiáng)氣庫(kù)的調(diào)峰能力。

法國(guó)科學(xué)家建議采用以下公式估算AMP值（最大允許壓力）。

式中：Z——儲(chǔ)穴覆蓋層巖石厚度，m；G——系數(shù)，對(duì)于含水構(gòu)造其值為1.33～1.49，美國(guó)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(kù)為復(fù)雜斷塊氣藏，不同等級(jí)的斷層較多，平面上多數(shù)斷層跨越含氣邊界，與外界水體相通，建庫(kù)目的層雖為弱邊水封閉，考慮氣庫(kù)強(qiáng)注強(qiáng)采的特點(diǎn)，壓力過(guò)高容易造成氣體外泄。同時(shí)縱向上斷塊邊界斷層穿過(guò)泉一段、泉三段，壓力過(guò)高容易造成氣體上下竄通。因此，為保證氣庫(kù)的密封性，設(shè)計(jì)氣庫(kù)運(yùn)行上限壓力不超過(guò)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(kù)下限壓力的確定主要依據(jù)以下幾個(gè)原則：①下限壓力的選取決定了氣井的最低生產(chǎn)能力，進(jìn)而影響著氣庫(kù)的注采井?dāng)?shù)和氣庫(kù)的建設(shè)費(fèi)用；②下限壓力的選取影響著邊水向氣頂?shù)那秩氤潭龋M(jìn)而影響氣庫(kù)的有效庫(kù)容，甚至造成氣井帶水采氣，降低了氣井生產(chǎn)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(wú)法達(dá)到礦場(chǎng)要求的最低井口外輸壓力；④下限壓力的選取應(yīng)實(shí)現(xiàn)較合理的氣庫(kù)墊氣量和工作氣量。

根據(jù)輸氣管線要求氣井井口最低輸壓為4MPa時(shí)，氣井如果要達(dá)到2×104m3產(chǎn)量，計(jì)算的井底靜壓應(yīng)在6-7MPa。同時(shí)氣井產(chǎn)量越低，調(diào)峰所需井?dāng)?shù)越多，因此，氣庫(kù)要求新井應(yīng)該具有較高的產(chǎn)氣量，以盡可能減少井?dāng)?shù)，同時(shí)減少投資。

根據(jù)單井采氣能力計(jì)算結(jié)果可知，泉一段在8MPa時(shí)，采氣量低于4×104m3時(shí)調(diào)峰井?dāng)?shù)約為34口，是9MPa時(shí)6×104m3井?dāng)?shù)23口的1.5倍，按此考慮，泉一段下限壓力應(yīng)以不低于9MPa為宜。另外泉三段在7MPa時(shí)，采氣量7.5×104m3時(shí)調(diào)峰井?dāng)?shù)約為20口是8MPa時(shí)11×104m3井?dāng)?shù)12口的1.6倍，因此，泉一段下限壓力應(yīng)不低于8MPa為宜。

根據(jù)吉林油田實(shí)際數(shù)據(jù)表明氣庫(kù)外輸管線壓力是4MPa，同時(shí)考慮到氣井最低生產(chǎn)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(kù)容量設(shè)計(jì)

2.1 庫(kù)容量參數(shù)設(shè)計(jì)原理

氣層庫(kù)容量的計(jì)算是將天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量折算成地下有效儲(chǔ)集空間，即天然氣占據(jù)原始地下孔隙體積扣除掉侵入液占據(jù)的孔隙體積后，剩余氣層地下體積即為可建庫(kù)的地下體積，再除以上限壓力所對(duì)應(yīng)的注入氣的體積系數(shù)，得到氣層氣建庫(kù)庫(kù)容量。另外，氣庫(kù)運(yùn)行為強(qiáng)注強(qiáng)采，因儲(chǔ)層存在非均質(zhì)性，低滲帶儲(chǔ)積空間在氣庫(kù)運(yùn)行中難以迅速進(jìn)行流體和能量交換而形成庫(kù)容，但在開(kāi)采速度慢得多的油氣藏開(kāi)發(fā)中卻能充分體現(xiàn)出流體與能量交換，加之水侵通常優(yōu)先占據(jù)高滲帶，因此水對(duì)氣庫(kù)庫(kù)容的影響是比較大的。

當(dāng)進(jìn)行氣庫(kù)容量參數(shù)設(shè)計(jì)時(shí)，既可以據(jù)庫(kù)容量公式計(jì)算，也可以從庫(kù)容量與氣庫(kù)壓力的關(guān)系曲線中確定（圖1、2）。

圖1 泉一段視地層壓力與庫(kù)容量關(guān)系圖

2.2 庫(kù)容量計(jì)算

氣庫(kù)庫(kù)容是以地下氣態(tài)空間為基礎(chǔ)，只要儲(chǔ)層中存在有效的氣態(tài)儲(chǔ)集空間，就可以形成庫(kù)容。雙坨子氣田生產(chǎn)實(shí)際表明泉三段無(wú)水，泉一段生產(chǎn)出少量水，因此在改建儲(chǔ)氣庫(kù)后考慮水體對(duì)泉一段庫(kù)容影響損失，將泉一段庫(kù)容體積減小為原始烴類孔隙體積的88%計(jì)算，而泉三段庫(kù)容按原始烴類孔隙體積計(jì)算。則泉一段庫(kù)容與壓力關(guān)系式為：Gk=3.6874P/Z，泉三段庫(kù)容與壓力關(guān)系式為：Gk=2.6485P/Z。

雙坨子氣庫(kù)泉一段在地層壓力19MPa時(shí)，氣庫(kù)有效庫(kù)容量為5.96×108m3。泉三段在地層壓力12MPa時(shí)，氣庫(kù)有效庫(kù)容量為5.25×108m3，合計(jì)氣庫(kù)總有效庫(kù)容量為11.21×108m3。

3 墊氣量計(jì)算

根據(jù)庫(kù)容與地層壓力的關(guān)系，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ扔谙孪迚毫r(shí)對(duì)應(yīng)的庫(kù)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(zhì)條件，還取決于氣庫(kù)的運(yùn)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(xiàn)在以下三個(gè)方面：一是在采氣末期使氣庫(kù)保持一定壓力，以保持相當(dāng)?shù)墓饽芰?；二是?dāng)氣庫(kù)存在油環(huán)或邊水時(shí)，保持一定的墊氣量將有利于減緩原油和邊水向氣庫(kù)內(nèi)部的侵入；三是墊氣量越大，則氣庫(kù)壓力和單井產(chǎn)量越大，采氣井就相應(yīng)減少。

3.2 墊氣量的確定

墊氣量由基礎(chǔ)墊氣量和附加墊氣量?jī)刹糠謽?gòu)成。氣藏廢棄壓力時(shí)氣藏內(nèi)殘存的天然氣量為氣庫(kù)的基礎(chǔ)墊氣量。在基礎(chǔ)墊氣量的基礎(chǔ)上，為提高氣庫(kù)的壓力水平，進(jìn)而保證采氣井能達(dá)到最低設(shè)計(jì)產(chǎn)量所需增加的墊氣量為附加墊氣量。。若氣庫(kù)運(yùn)行的最低壓力值升高或降低，則附加墊氣量將相應(yīng)增加或減少?；A(chǔ)墊氣量與附加墊氣量之和則為總墊氣量。目前，雙坨子氣庫(kù)泉一段、泉三段氣庫(kù)基礎(chǔ)墊氣量、附加墊氣量總墊氣量均已經(jīng)給出了合理數(shù)值。另外，對(duì)于目前處于正在開(kāi)發(fā)的氣田，改建地下儲(chǔ)氣庫(kù)時(shí)氣藏還沒(méi)達(dá)到廢棄壓力，因此，氣庫(kù)需要補(bǔ)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(jì)算并明確還需要補(bǔ)充注入的氣量參數(shù)。

4 庫(kù)容參數(shù)數(shù)值模擬研究

庫(kù)容量、墊氣量及工作氣量是評(píng)價(jià)儲(chǔ)氣庫(kù)存儲(chǔ)及供氣能力的重要指標(biāo)，這三個(gè)指標(biāo)量都是隨著氣藏壓力的變化而變化的，要使一儲(chǔ)氣庫(kù)正常發(fā)揮作用，必須落實(shí)不同地層壓力條件下的庫(kù)容量、墊氣量和有效工作氣量，及時(shí)調(diào)整儲(chǔ)氣庫(kù)的注采狀況，保證天然氣的供需平衡。

4.1 儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量

以建立的三維精細(xì)地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，結(jié)合注采能力測(cè)試方案，最大注氣量控制在40×104m3以內(nèi)，通過(guò)觀察注氣過(guò)程中壓力與注入量的變化確定不同壓力條件下的儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量大小。

4.2 儲(chǔ)氣庫(kù)墊氣量及工作氣量

墊氣量就是每個(gè)采氣周期結(jié)束時(shí)，為保證氣庫(kù)的安全運(yùn)行而留在地下儲(chǔ)層中的氣體，其使儲(chǔ)氣庫(kù)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(jìn)，提高了純氣的采出周期，有利于氣庫(kù)的平穩(wěn)高效運(yùn)行。

以雙坨子氣庫(kù)三維精細(xì)地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)注采井，對(duì)壓力下降過(guò)程中儲(chǔ)層中剩余的氣量進(jìn)行計(jì)算，得出了壓力與墊氣量的關(guān)系。當(dāng)運(yùn)行壓力從最高下降到下限壓力時(shí)，單井的產(chǎn)能變化幅度較大，當(dāng)氣藏壓力低于一定值后，各預(yù)測(cè)井產(chǎn)能下降程度很大，儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行到下限壓力時(shí)，單井的產(chǎn)能基本上與最低極限供氣產(chǎn)能相等。

5 結(jié)論

氣庫(kù)可研方案基本可行。但氣庫(kù)參數(shù)還需要進(jìn)一步論證，上、下限壓力取值應(yīng)根據(jù)蓋層、斷層、老井封堵密封性及邊水活躍程度等評(píng)價(jià)確定；庫(kù)容計(jì)算考慮了12%的水侵孔隙體積，應(yīng)依據(jù)實(shí)際生產(chǎn)資料結(jié)合油藏工程方法及數(shù)值模擬對(duì)方案設(shè)計(jì)參數(shù)進(jìn)一步論證。