摘要：針對L儲氣庫有效工作氣量占比相對偏低的問題，明確了影響有效工作氣量占比的主要影響因素，通過構(gòu)建立體監(jiān)測井網(wǎng)，加強(qiáng)水體認(rèn)識，優(yōu)化單井合理產(chǎn)能，增加注采井?dāng)?shù)、提高庫存控制程度等一系列措施，實(shí)現(xiàn)了L儲氣庫3.4億方的有效工作氣量，工作氣量占比65%，增加7個百分點(diǎn)。

關(guān)鍵詞：對策研究? 工作氣量占比? 儲氣庫

引言

近年來，隨著天然氣供需矛盾日益增加，儲氣庫成為國家戰(zhàn)略儲備、安全平穩(wěn)供氣的重要設(shè)施。遼河儲氣庫群作為全國六大儲氣庫中心之一在東北、京津冀地區(qū)調(diào)峰保供、保障民生方面發(fā)揮了至關(guān)重要的作用，著眼充分發(fā)揮國家級天然氣調(diào)峰中心作用，加快儲氣庫群建設(shè)刻不容緩[1]。儲氣庫建設(shè)中工作氣量是指一定壓力區(qū)間可動用的庫容量，庫容量增加必然帶來工作氣量的增加，而能夠反應(yīng)儲氣庫調(diào)峰能力大小的最主要指標(biāo)為有效工作氣量及其占比。目前，L儲氣庫有效工作氣量相對較小，在L儲氣庫儲層條件、邊底水、提高采氣量潛力等油藏地質(zhì)特征綜合分析基礎(chǔ)上，開展了提高L儲氣庫有效工作氣量占比的對策研究。結(jié)果表明，2021年L儲氣庫有效工作氣量由可研設(shè)計(jì)方案3.02億方提高到3.4億方，工作氣量占比由58%提高到65%。

1 制定提高工作氣量占比對策

綜合分析影響有效工作氣量占比的各種原因，最終確定了監(jiān)測數(shù)據(jù)不足、水體認(rèn)識不足、單井注采水平低及庫存控制程度低四條主要因素，進(jìn)一步制定了詳細(xì)的對策。

（1）監(jiān)測數(shù)據(jù)不足

需要加大注采井動態(tài)監(jiān)測，具體措施有四方面，一是完善監(jiān)測方案，優(yōu)化監(jiān)測井?dāng)?shù);二是充分論證利用老井的可能性;三是優(yōu)化部署新井作為觀測井;四是補(bǔ)充地應(yīng)力測試及巖石力學(xué)參數(shù)等相關(guān)資料的錄取。

（2）水體認(rèn)識不足

深化水體能量評價(jià)及認(rèn)識，需要開展五方面工作，一是建立L氣藏及儲氣庫數(shù)值模擬模型;

二是氣藏開發(fā)歷史擬合;三是氣藏開發(fā)過程中流體運(yùn)動規(guī)律研究;四是儲氣庫運(yùn)行歷史擬合;五是儲氣庫注采過程中流體宏觀運(yùn)動規(guī)律研究。

（3）單井注采水平低

需要優(yōu)化單井合理最大采氣量，具體方法有三種，一是采用實(shí)際生產(chǎn)能力分析法計(jì)算單井采氣量;二是采用無阻流量法計(jì)算單井采氣量;三是采用節(jié)點(diǎn)分析法計(jì)算單井采氣量。

（4）庫存控制程度低

針對庫存控制程度低問題，需要開展三方面工作，一是計(jì)算現(xiàn)有注采井的井控程度;二是明確控制程度低的區(qū)域增加注采井，盡可能最大程度控制庫存量;三是結(jié)合儲層發(fā)育的特征，剩余油分布情況，井位論證，以實(shí)現(xiàn)短期內(nèi)采出更多的工作氣量。

2 提高工作氣量占比對策實(shí)施

2.1 實(shí)現(xiàn)立體監(jiān)測井網(wǎng)

為滿足動態(tài)分析所需資料的需求，充分發(fā)揮每口井及儲氣庫平面各部分的調(diào)峰作用。利用8口復(fù)查老井作為蓋層/斷層密封性、溫度、壓力、氣液界面及流體性質(zhì)監(jiān)測井;在斷層?xùn)|側(cè)部署1口新井作為斷層密封性監(jiān)測井;同時，優(yōu)選2口井進(jìn)行地應(yīng)力測試，補(bǔ)充7項(xiàng)力學(xué)參數(shù)實(shí)驗(yàn)[2]。

2.2 加強(qiáng)水體認(rèn)識

本次研究建立了四個砂巖組的地質(zhì)模型，該塊具有統(tǒng)一的氣水界面（-1263m），在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂巖組發(fā)育氣層，IV組位于氣水界面以下。網(wǎng)格平均厚度為2m，水平方向網(wǎng)格步長為20m×20m，網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)為31.4萬個。

氣藏生產(chǎn)歷史擬合包括兩個階段，第一階段進(jìn)行了全區(qū)擬合。通過控制單井采氣量，擬合氣藏壓力，使全區(qū)壓力與氣藏實(shí)際值大小和變化趨勢相一致，取得了很好的擬合效果。第二階段進(jìn)行了單井?dāng)M合，對塊內(nèi)5口生產(chǎn)井壓力進(jìn)行擬合，同樣取得了很好的擬合效果。

油藏?cái)?shù)值模擬研究表明，L為定容性封閉氣藏，水體能量微弱，氣水界面幾乎沒有上升，庫容量與壓降法儲量相等。

2.3 單井產(chǎn)能評價(jià)

利用氣田開發(fā)的生產(chǎn)動態(tài)資料，采用實(shí)際生產(chǎn)能力分析法、無阻流量法、節(jié)點(diǎn)分析法等多種綜合方式進(jìn)一步評價(jià)產(chǎn)能，綜合確定單井合理的最大采氣量[3]。

利用實(shí)際生產(chǎn)能力分析，根據(jù)試氣數(shù)據(jù)計(jì)算米采氣指數(shù)，結(jié)合L塊井生產(chǎn)壓差及氣層有效厚度，計(jì)算該塊單井采氣能力為27.3萬方/天。

利用無阻流量法分析，根據(jù)氣井試井測試資料計(jì)算氣井無阻流量，設(shè)計(jì)氣井產(chǎn)量取無阻流量的50%左右，L塊單井產(chǎn)量在5～12.3MPa時，儲氣庫平均單井采氣能力設(shè)計(jì)為7.8～2427.3萬方/天。

利用節(jié)點(diǎn)產(chǎn)能分析法，通過對氣井IPR流入動態(tài)曲線與井筒流動能力曲線計(jì)算，應(yīng)用節(jié)點(diǎn)分析的方法確定采用31/2〃油管，單井最大采氣能力為30萬方/天。

地層的注入能力主要依據(jù)注氣井現(xiàn)場注氣試驗(yàn)數(shù)據(jù)獲得，L塊沒有實(shí)際注氣試驗(yàn)數(shù)據(jù)，給注氣能力的確定造成困難。通過S儲氣庫及其它油田儲氣庫的注氣能力與采氣能力的對比分析，認(rèn)為單井注氣能力與采氣能力相差不大。因此，結(jié)合氣井產(chǎn)能計(jì)算結(jié)果及實(shí)際生產(chǎn)情況，設(shè)計(jì)L塊直井單井合理的注氣能力為6～24萬方/天，水平井的單井合理注氣能力為15～60萬方/天。

2.4 增加注采井井?dāng)?shù)，提高庫存控制程度

現(xiàn)有8口注采井，調(diào)峰能力可達(dá)到3億方，較設(shè)定的目標(biāo)值3.4億方低0.4億方，結(jié)合構(gòu)造部位、氣層厚度、物性、井間干擾，平均單井調(diào)峰工作氣量0.2億方，在井控程度較低的區(qū)域新增部署2口大斜度注采井。

對策方案的實(shí)施降低了下限壓力，解決了儲氣庫運(yùn)行壓力區(qū)間小這一關(guān)鍵因素，為L儲氣庫有效工作氣量占比的提高提供了可靠依據(jù)。

3 認(rèn)識與結(jié)論

（1）注采運(yùn)行階段庫容參數(shù)計(jì)算表明，有效工作氣量由活動前3.02億方提高到3.42億方，工作氣量占比由58.0%提高到65.1%，增加7個百分點(diǎn)。

（2）L儲氣庫預(yù)計(jì)2021年將實(shí)現(xiàn)增加注氣量0.4億方，采氣量0.4億方。結(jié)合目前儲氣庫注采氣政策，預(yù)計(jì)創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益745萬元，效果顯著。

參考文獻(xiàn)：

[1]舒萍，樊曉東，劉啟.大慶油區(qū)地下儲氣庫建設(shè)設(shè)計(jì)研究 [J].天然氣工業(yè). 2001 （04）

[2]趙玉民，李勇，等.我國地下儲氣庫地質(zhì)約束因素分析[J].應(yīng)用基礎(chǔ)與工程科學(xué)學(xué)報(bào). 2003 （03）

[3]楊樹合，何書梅，季靜，楊麗蓉.地下儲氣庫評價(jià)設(shè)計(jì)方法及應(yīng)用 [J].新疆地質(zhì).2002 （03）

作者簡介：朱嬋，男，1987年生，工程師，2012年畢業(yè)于長江大學(xué)，現(xiàn)于中石油遼河油田勘探開發(fā)研究院從事油氣田開發(fā)工程工作。

遼河油田勘探開發(fā)研究院??遼寧? 盤錦? 124000