地下储气库多周期运行注采气能力预测方法

腔ꎻ(３) 顶板强度大ꎬ有利气库安全ꎻ(４) 盐层内部夹层少、厚度小ꎬ有利造腔ꎻ(５) 埋深大于 ４００ ｍꎬ保证一
定储气能力ꎻ(６) 水源充足ꎬ保证造腔用水ꎮ 黄场地区基本具备了以上几个建库条件ꎮ
２ 区域构造特征
黄场地区位于江汉盆地中部ꎬ面积 ２６１０ ｋｍ２ ꎬ由长期继承性发育的双断箕状断陷发育而成ꎬ是潜江组
江汉盆地黄场盐穴地下储气库储气性评价
付晓飞
( 中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院ꎬ湖北 武汉 ４３０２２３)
摘要:江汉盆地具有丰富的盐矿资源ꎬ盐层厚度大、分布稳定ꎬ可溶物含量高、密封性好ꎬ适宜建设盐穴地下储气库ꎮ 盐穴储
气库的安全运营至关重要ꎬ分别从构造特征、盐岩层及夹层特征、盖层密封性、现场气密性试验分析 ４ 个方面开展了储气性
布ꎬ能源缺乏ꎬ天然气市场广阔ꎬ同时具有丰富的盐矿资源ꎮ 川气东送管道、新气管道在潜江互通ꎬ在此建
设储气库可同时解决两条大型输气干管的季节调峰、应急调峰需求ꎬ可极大提高储气库的利用效率ꎮ 盐穴
储气库的运营对周围人民的生命财产安全至关重要ꎬ因此ꎬ开展储气性评价具有深远战略意义ꎮ
１ 建库基本条件
盐穴储气库存选址要遵循以下几条原则 [６ － ８] :(１) 盐层厚度大ꎬ无断层影响ꎻ(２) 盐层品位高ꎬ有利造
原组ꎮ 黄场地区王 ５８ 井区构造简单ꎬ无断层ꎬ裂隙不发育ꎬ地层平缓ꎬ倾角 １° ~ ３°ꎬ有利于建库ꎬ见图 １ꎮ
３ 盐岩层及夹层特征
黄场地区潜江组古气候干湿交替频繁ꎬ由北部单向碎屑物源及凹陷周缘卤水和盐源补给形成了盐系
地层ꎬ盐岩层纵向层序多、厚度大、平面上分布范围广ꎮ 王 ５８ 井区盐岩面积 ６. ５ ｋｍ２ ꎬ盐岩埋深 １６００ ~
第 ２９ 卷 第 ６ 期

2.5×1011m3的规模。地下储气库储存的天然气满 足了美国全年天然气总需求量的1/3。
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1.4 天然气地下储气库建设现状
我国地下储气库的建设远远落后于世界水平，目前建 成的只有两座：大庆喇嘛甸油田地下储气库和大张坨地 下储气库。大庆喇嘛甸油田地下储气库的主要作用是平 衡大庆油田内部用气的季节不均衡性，天津大张坨地下 储气库与陕—京输气管道相连，以平衡北京市季节性用 气不均衡性和保障安全平稳供气为主要目的。
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1.2 天然气地下储气库的作用
调节供气不均匀性的最有效手段；show
提高供气的可靠性和连续性；
提高管线利用系数和输气效率，降低输气成本和输 气系统的投资费用； 能为国家和石油公司提供原料和燃料的战略储备。 在新的石油和凝析油开采区，能保存暂时不可利用 的石油气；对老采油区，有助于提高原油采收率。
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1.7 发展趋势
国外地下储气库建设方面的科技进步还有：采用模块化施工技术， 加快施工进度，降低劳动强度。在气田建设时研制成功的大量施工模 块，其中一部分无需进行大的修改，就可用于地下储气库的建设。研 究各种地下储气库生产过程集约化的理论基础，通过技技术装置改造， 实现生产过程集约化，改善技术经济指标。
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1.6 存在的问题
经济及综合分析问题 我国地下储气库的论证主要还是在技术上可行的层面
上，提出几种方案中部分方案由于在技术上不可行就否 定掉了。剩下的方案经过简单的经济论证就确定了最后 的方案。这种做法有可能会遗漏最优的方案。另外，地 下储气库的影响因素很多，应该权衡各方面的因素进行 综合评价。
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1.7 发展趋势

过程中通过调整施工参数来控制腔体的形态, 使腔 体达到设计的要求。腔体形态的检测技术主要通过 声纳测定技术来完成, 其主要原理是声纳设备下入 腔体中, 向溶腔壁发射定向声波, 声波经腔壁反射后 在被声纳仪接受, 经过分析计算后可以得出仪器距
部完成溶腔的建设。 金坛盐矿地下储气库的建成, 在该地区用气高
包括两个阶段, 第一阶段为水力试压检测, 通过向溶 盐穴地下储气库的各项技术, 在未来一段时间内, 随
腔内注水保持溶腔中部深度的压力达到正常压力梯 度下压力的 1. 5~ 1. 8 倍, 并保持一段时间, 同时检 测溶腔压力变化情况。一般情况下, 如果在 72 小时 内压力能够保持稳定不降, 则可以进行下一阶段的
盐穴储气库的建库基本地质条件
盐穴储气库一般选择在盐层厚度大、分布稳定的 盐丘 或盐 层上, 选 择盐 穴建 库要 遵循 以 下几 条 原 则122: ¹ 盐层厚度大, 无断层影响; º 盐层品位高, 便 于水溶造腔; » 顶板强度大, 有利气库安全; ¼盐层内 部夹层少、厚度小, 有利造腔; ½ 埋深大于 400 m, 保证 一定储气能力; ¾水源充足, 保证造腔用水。
注气量的多少主要依据溶腔体 积, 而溶腔体积 可根据采卤量及其盐浓度来计算获得。随着溶腔不 断变大, 顶板处的气层厚度不断变小, 所以在气垫开 采过程中需要不断补充气体, 使气垫层保持一定的 厚度, 才能使得顶板盐层不会被溶解。这是形成稳 定溶腔防止顶板脱落, 有效地保护顶板的一项措施。
( 2) 油垫法: 油垫建腔与气垫建腔原理、目的一 样, 也是为了建造稳定的溶腔形状, 保护顶板不受溶 蚀, 使溶腔达到一定高度以后, 溶蚀向横向发展, 从 而达到建立足够大的溶腔。
洞
穴
位置
数

大庆喇嘛甸地下储气库建设与管理天然气勘探与开发2005年3月出版大庆喇嘛甸地下储气库建设与管理舒萍刘玉萍丁日新(1.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院2.大庆油田有限责任公司技术培训中心)摘要天然气地下储气库具有优化供气系统,减少干线和压气站投资,季节用气调峰,事故应急,战略储备等优点.大庆喇嘛甸地下储气库是在一个带油环气顶上建设的,是我国投产最早的地下储气库之一,既能保证储气库运行,又能正常开采油环在油气分离处设立了缓冲带.从论述地下储气库库址优选入手,就喇嘛甸地下储气库建设中涉及的库容量测算,注采气系统节点分析,动态系统监测及调整技术等一套系统的储气库开发技术论证,对我国今后地下储气库的设计,建设,运行管理和分析评价等具有一定的指导作用.多年的注采实践证明:利用地下储气库储采天然气,有效解决了大庆地区冬,夏季用气不均衡,保护了油气资源的综合开发和环境.关键词地下气库注气采气节点分析1915年在加拿大安大略省的一个气田进行了储气实验,1916年美国在纽约的一个枯竭气田里用气层建设储气库,1954年美国GALG的纽约城气田首次利用油田建成储气库.目前全世界有记录的地下储气库共有602座(截止1999年底),储存能力5020X10.m,有效工作气量达3004X10.m,主要分布于美国,加拿大,法国等地,国际上建设天然气地下储气库技术已趋于成熟和完善.我国于6O年代中期在大庆油田最早开始研究实施,到9O年代,为配合陕京干线,俄罗斯引进天然气等天然气利用项目,先后在大庆,辽河,华北,大港,胜利,江苏等油田进行了相关研究.大庆喇嘛甸储气库是我国投产最早的地下储气库,是为解决工业与民用气及季节性用气量不均衡的矛盾,于1975年建造的,通过三次扩建,储气库地面日注气能力由30X10m增加到100X10m,年注气能力由0.6X10.m增加到1.5X10.m,库容量(动用地质储量)由l3.7×10.m增加到35.7X10.m.2003年注气10029X10m,年采气3633.54X10m,储气库累积采气9.7364X10.m,累积注气4.6852X10m,绝对采出气量5.0512X10m,储气库地层压力8.06MPa,总压差为2.02MPa.夏季减少溶解气放空1X10.m,保护了环境,缓解了冬季用气紧张的不利局面,创造了良好的经济效益.同时形成了一系列地下储气库建设技术.1地下储气库库址优选标准与方法根据对世界各国地下储气库建设情况的调研对比,结合大庆油区的实际情况,制定出地下储气库库址优选标准.(1)库址选择次序,已动用气藏中的枯竭气藏,正开发的气藏,气藏周围的含水构造.(2)所选储气库构造应完整,具有一定的构造幅度和圈闭面积,且密闭性好.(3)为了保证储气库储层能量,在大庆油区地下储气库的埋深最好在500m一1200m以内,最深不应超过2000m.(4)储气库储层要分布范围广,稳定,厚度要大于4m.储层物性条件要好,孔隙度要大于15%,空气渗透率大于100X10一m,孔喉连通性好.(5)盖层,隔层岩性要纯(泥岩,膏岩等),密封性要好,厚度要大于5m,渗透率小于作者简介舒萍,女,1966年出生,工程师;于1986年毕业于大庆石油学院石油勘探系,现为西南石油学院油气藏专业在读硕士研究生,一直从事天然气评价与开发工作.地址:(163712)黑龙江省大庆市让湖路区勘探开发研究院天然气室,电话:0459—5508173.E—ra~/J,:shup@了OAqlNG.Cm48?第28卷第1期天然气勘探与开发10X10一m,能封闭住天然气.能够承担90%～115%原始地层压力的注气压力.(6)为便于储气库运行管理,气井储层不能出砂,不能大量出水,出油.利用模糊数学中的模糊综合评判,根据地下储气库的优选原则,分构造,储层发育情况,埋深,盖层等8项因素构成综合评判因素集.对各气田进行权数分类评判,把隶属度等于0.5的,定为储气库库址选项,优选出喇嘛甸,四站,朝51区3个可供储气库建设的库址推荐.2储气库精细地质描述2.1储气库构造特征储气库构造位于喇嘛甸气顶北块,除分界断层较大外仅在构造的西侧和北部发育了8条延伸长度小于1.0Km,断距在10m～20m的小断层.周围有一个400m一600m未动用的纯油区过渡带,再向外为注水开采的油环,它们对储气库形成了一个封闭带.2.2储气库储集条件储气库储层为萨尔图油层的萨零组,萨～组,根据对1754口油水井沉积条件,储层分布,油气水分布关系的综合研究表明:储层的沉积环境为三角洲前缘相,以薄层席状砂,条带砂为主体.平面上萨零组基本不与油区连通;萨一组上部的1号,2号小层部分与油区连通,下部的3号,4号+5号小层大部与油区连通,但油气不混相.孔隙度为(23.9～26.7)%,空气渗透率为(80～662)x10～m.表l萨零组气层综合特征表\目钻遇率平均砂岩厚度各层占储量百分数综合特征层\(%)(m)(%)萨0.3.30.794.2分布零散,呈透镜状萨0211.61.03l8.9呈不规则条带状分布萨0325.01.1649.7分布较广呈条带状分布萨0l3.01.2727.2分布零散,呈透镜状表2萨一组各小层地质特征表砂岩厚度钻遇率油气接触率层位隔层状况小层分布特征(m)(%)(%)与萨零组有15m厚稳定分布泥平面上多呈条带状,萨I ,7.0—5.065.736.0岩隔层.局部连片有土豆状砂体与sI,间有隔层,但有1.1%的萨I25.8～0.665.250.0同上井点连通.与sI:有5.6m泥岩隔层,但有萨I34.1～0.693.161.7全区基本连片分布3.9%的井点连通.与萨二组有8m稳定泥岩隔层,萨I4+57.4—0.6lo0lo0全区连片分布但与sI,有11%的井点连通.2.3盖(隔)层承压能力喇嘛甸储气库储气层萨尔图油层上部发育有近250m厚的嫩二段黑色泥岩,是全盆地广泛发育的稳定性盖层,做为盖层不存在渗漏问题.萨零组和萨一组之间有15m厚的黑色泥岩隔层,萨一组与萨二组之间有8m厚的黑色泥岩隔层.这些泥岩分布稳定,泥质纯,且远大于国外的5ITI界限,因此其隔层的封闭能力也较强.根据对储气库范围内7 口取芯井的取样分析,萨尔图油层内部各储气层之间泥岩隔层排替压力高,比表面积大,孔隙峰值分布区分散,孔径极小,渗透率值在10一m一10m之间,是良好的隔层.应用微观定量计算法计算出隔层的最大承注压力分别是:萨零组与萨一组之间的隔层最大承注压力为11.93MPa,萨一组与萨二组之间的隔层最大承注压力为l2.08MPa. 2.4储气库库容与工作气量49?天然气勘探与开发2005年3月出版库容包括3部分:垫底气,工作气,未利用部分,其中,垫底气可是原气藏中已有的残存气也可是后注人的一部分气,垫底气是为了将地下储气库的地层压力恢复到基准压力,以便在高峰用气季节能提供足够的天然气;工作气是季节性注人和采出的气量;未利用部分是气藏不能利用的存储天然气.鉴于此,地下储气库的库容可用容积法和物质平衡法计算.当气田动态资料较少时应用容积法计算,根据对国外602个地下储气库的统计,除碳酸盐岩地层的储气库外,一般用容积法计算储气库库容时,工作气量的确定是取库容的50%;当气田动态资料较多时应用物质平衡法计算,工作气取基准垫底气压力以上的气量.喇嘛甸储气库用容积法求库容为35.77×10.m,物质平衡法计算为25.0×10.m,按有效工作气量占库容的50%计,喇嘛甸储气库的工作气量在(12.5～17.89)×10m'之间.3储气库注采系统优化3.1年度调峰气量预测年度调峰气量是为补偿天然气用户季节供求差异的气量,计算公式为:Q=.VQ..(1)式中Q￡一季节调峰总储气量,m;Q￡一各种用户的季节调峰所需储气量,m;i一分别代表各种天然气用户.各用户季节所需调峰气量,取决于该用户的月用气不均匀系数,其计算方法:N12一NQ:Q,(aq一1)=,(1一aq)(2)式中Q/p一某用户的月平均用气量,m/mon;.一某用户的月用气不均匀系数,即各月用气量与全年平均月用气量之比;|7,r一用气高峰期月数(即aij>1的月份数);一代表不同月份.喇嘛甸储气库的注人气量主要为大庆溶解气夏季多余部分和化工设备检修期间放空部分,考虑注气设备的利用率,储气库注气能力应达到(60～100)×10m/d,年注气量(0.8～I.2)×10.m.3.2注采气系统的节点分析方法根据地下储气库的特点,建立了地下储气库注采气系统的节点分析方法,用于储气库系统优化, 指标预测,配注,配产方案编制和运行参数优选等.50?结合实际生产将储气库注气生产系统划分为如下3部分:3.2.1沿地面管线的流动真实气体在管线中流动时,须考虑重力,管壁摩擦力和动能等因素,根据伯努里方程得到注气量与始末点压力的关系方程:一¨4乏【r㈩3.2.2沿井筒向下的垂直流动确立了注气井井底与井口压力的关系方程.P{exp(2Nn,+[1_exp(2)])(4):--2(5)靠一pA2dMtⅣ:M—ggL—cosa(6)ZRT一印,./3.2.3注气井的渗流动态特性曲线根据气体在地下径向渗流的微分方程,在给定气藏边界压力p,气层流出动态用注气量,平均气层压力和井底压力之间的关系式表达为: :—一(7)g——,7)_上z(In(0.472—)+S+Dq)式中,一地层压力,MPa;,一井底流压,MPa;P"一井口油压,MPa;P埘一压缩机出口压力,blPa;P一管线压力,blPa;,一Moody摩擦系数;一气体流速,m/s;Z一管线的长度,m;肘一注入气体分子量,kg/kmol;g一重力加速度,9.8m/s;一油管的倾角,度;一油管长度,m;一地层温度,k;2一油管内平均气体偏差系数;—平均绝对温度,k;R一气体常数,8314.3J/kmol?k; ,—平均范宁摩擦系数;A一油管截面的流动面积,m;d一油管内径,m;q一标准状态下气体注入量,m'/d; k一地层渗透率,l0一;h一气层厚度,m;五一平均粘度,mPa?s;第28卷第1期天然气勘探与开发r一泄油半径,m;一井筒半径,m;S一表皮因子,无量纲;'D%一非达西流项;d一管线内径,m;一气体相对密度;一气体质量流量,kg.当压缩机出口压力和气层压力给定时,可以从管线及油管流人动态曲线与气层流出动态曲线的交点得到气井的注气能力.根据上述理论分析编制了计算机软件,将喇嘛甸油田地下储气库实际数据输入后,计算并绘制了喇嘛甸储气库注气系统地面管线压力损失与注气量关系曲线,井筒压力损失与注气量关系曲线,地层压力与注气量关系曲线,注气过程的系统动态曲线.经计算喇嘛甸储气库注采气井平均单井绝对无阻流量为68.66×10m/d,最高13注气量为22.94×10m/d,最高13采气量为17.59×10m/d,分别占绝对无阻流量的33.7%和25.6%.储气库每注,采天然气2600×10m时,气层压力将升,降0.1MPa左右.目前,喇嘛甸储气库绝对采出气量仅有5.05×10.m,且考虑其外围正在开采的油田生产,在不再增加采出量,保证油区正常生产的情况下,目前年注采能力为1.5×10.m.4储气库建设及管理系统喇嘛甸储气库建设的最大难点:在于如何保证部分油气界面不发生互窜,达到采油,注采气互不影响.为此,喇嘛甸储气库的缓冲带外油水井射孔时,对气层,油气同层和油气边界不足300m的油层一律不射孔,以保证油气区的分隔.2003年储气站内共安装5台压缩机组,注气能力达到100×10m/d以上.有注采井12口,以及相应地面配套系统注采气过滤分离,脱硫等净化工艺,单井管道电伴热,防冻堵及高压气体计量等配套设施.建立并完善了油气界面监控系统,根据监控到的油气界面的变化,调整储气库注采和油区注采状况,基本保持了油气界面的相对稳定,同时使油区开发效果保持良好的状况,调整技术逐步成熟.地下储气库的储采工程是一个涉及部门较多,工艺难度较大的生产系统,在工作中采用了"TQC","PDCA"循环等现代化管理方法,建立了包含地下储气库状况分析,注采方案编制及实施,生产管理及跟踪调整,注气采气的效果评价在内的四个地下储气库管理配套系统,有效地提高了储气库管理水平和经济效益.5结束语20多年的注采实践证明,利用地下储气库储采天然气是合理利用天然气资源最有效的手段.通过喇嘛甸地下储气库建设,形成了一套较为完善的涵盖储气库库址优选,储气库精细地质描述,储气库注采能力优化,储气库地面工艺建设及生产运行管理等多学科的地下储气库系统技术体系,填补了国内这类技术的空白.参考文献1C.U.伊克库.天然气工程.北京:石油工业出版社, 19902A.H_希尔科夫斯基.气田和凝析气田开发与开采.哈尔滨:黑龙江科学技术出版社,19933李士伦.天然气工程.北京:石油工业出版社,20004D.Lkatz.地下储气库概论.SPE93905舒萍.大庆油区地下储气库建设设计研究.天然气工业,2001,4(收稿日期2004一O7一O7编辑周国英) 51?。