不封闭气藏建库库容设计

李季，张吉军

（西南石油大学经济管理学院，四川 成都610500）

由于用户的多样化，天然气消费量存在着时间上的不均衡性。随着天然气工业的发展，天然气地下储气库应运而生［1-2］。为满足“周期性强注强采”原则，目前国内外建设地下储气库主要选择构造封闭、高孔高渗的气藏。天然气地下储气库的库容是指储气库达到最高允许压力时储存的天然气量，是衡量天然气地下储气库调峰能力的重要指标，是储气库工作气量、单井能力等指标设计的基础。若设计储气库上限压力为气藏的原始地层压力，则储气库库容即计算的气藏动储量，一般采用压降法等动态方法来求取。

1 研究区概况

1.1 特点及范围

经过前期地质论证，榆林气田南区为低孔低渗、岩性气藏，东、西、南部储层封闭性较好，北部与长北合作区交接处储层相互连通。为处理好矿权，借鉴国外相关经验，临近边界处打监测控制井，以监测、优化控制区范围，并防止气体溢漏（见图1）。在确定榆林气田南区动储量的基础上，利用气藏工程和数值模拟方法对岩性气藏压力传播速度开展研究，绘制了压力波传播理论图版，并通过现场试验验证了图版的准确性。在此基础上，对不同注采周期库区范围及库容进行了优化设计，为榆林南储气库防止气体溢漏及相关指标设计提供了基础依据。

图1 榆林气田南区地下储气库库区范围示意

1.2 动储量计算

计算动储量的方法主要有压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法等［3-12］。当气井测压资料较多时，应用压降法计算；当气井测压资料较少时，应用流动物质平衡法、产量不稳定分析法计算。3 种计算方法在理论上都是可行的，实际计算结果误差均低于10%。压降法为实测资料，具有更高的可信度，因此，压降法计算的库容更接近实际。

利用压降法、流动物质平衡法及产量不稳定分析法，对榆林南储气库建设区动储量进行综合评价，评价结果为317.2×108m3（见表1）。本文动储量的确定以压降法计算结果为主要依据。

表1 储气库区动储量计算结果 108 m3

2 库区范围及库容优化设计

地下储气库需进行周期性强注强采，对圈闭的封闭条件要求高。由于地质论证认为榆林气田南区与长北合作区交接处相互连通，因此，榆林气田南区建设地下储气库，需要通过压力传播速度研究以确定库区范围，并通过库容优化设计来控制气体溢漏。

2.1 压力传播速度研究

根据榆林气田南区地质特征，采用气藏工程和数值模拟方法研究储气库建设区压力传播速度。

2.1.1 气藏工程方法

当气井的产量瞬时改变以后，在某一给定的时间内压力扰动前缘所达到的距离，称为探测半径（即压力影响半径），其大小由压降测试时间和气藏岩石及流体的性质决定。根据前人研究结果［13-14］，对于一口均质圆形气藏井的情况，压力影响半径与压力传播时间有如下关系：

式中：r 为压力影响半径，m；K 为储层渗透率，10-3μm2；t 为压力传播时间，h；φ 为储层孔隙度；μ 为天然气黏度，mPa·s；Ct为综合压缩系数，MPa-1。

根据式（1），取榆林南储气库储层孔隙度为0.06，天然气黏度为0.02 mPa·s，综合压缩系数为0.02 MPa-1，分别对渗透率为2.00×10-3，4.00×10-3，6.00×10-3μm2条件下不同传播时间的压力影响半径进行计算（见图2）。

图2 压力传播时间与影响半径的关系

由图2可知，当储层渗透率为4.00×10-3μm2（接近榆林南区试井分析平均渗透率4.85×10-3μm2）时，在1，2，3 a 后，压力影响半径分别为4.2，5.9，7.2 km。

2.1.2 数值模拟方法

为论证库区与长北边界的合理距离，利用榆林南地质模型，设置虚拟水平井，分析压力波波及速度（南区压力为20.0 MPa，长北压力为10.0 MPa）。

根据数值模拟软件运算结果，绘制不同时刻压力差剖面（见图3）。由图3可知，当长北地层压力为10.0 MPa（对应目前系统集输最低井口压力6.4 MPa 及论证的榆林废弃地层压力10.0 MPa） 时，在注气周期为1，2，3 a 时，压力波传播距离分别为4.3，6.1，7.6 km。

综合气藏工程及数值模拟方法研究结果，在1，2，3 a 注气周期时，压力分别传播到距离长北边界的第3，4，5 排生产井附近，因此1，2，3 a 注气周期下，需分别距离长北第2，3，4 排气井建设储气库注采井。

图3 不同注气周期压力差剖面

2.2 井间干扰测试

对预设库址区进行干扰测试，确定压力传播速度。测试时间以能观测到明显的压力干扰现象为止，若无任何干扰反映，可延长测试时间［15-17］。

井间干扰试验共进行了3 组，大部分井在一定时间内见到干扰，结果表明该地区储层在平面上相互连通（见表2）。

表2 干扰试井井组试验结果分析

通过对3 井组干扰试验的分析，修正了压力波传播理论图版，为储气库建设区范围的确定提供了基础依据（见图4）。

图4 压力传播速度图版

2.3 不同注采周期库区范围及库容优化设计［5］

根据1，2，3 a 不同注采周期，依据上述论证的压力传播速度，分别需在长北第2，3，4 排气井一定距离建设储气库注采井。在上述论证的有利区域基础上，储气库建设尚需分别扣除对应井排面积，以便有效控制不同注采周期气体向长北外溢的速度。扣除后，计算不同注采周期储气库建设区范围内单井累加库容为：1 a 周期建库容207.5×108m3；2 a 周期建库容152.2×108m3；3 a 周期建库容121.4×108m3。同时利用测试资料，建立了不同注采周期要求情况下建库区的整体压降曲线（见图5）。从图5可以看出：1 a 周期整体压降库区库容为200.3×108m3，2 a 周期整体压降库区库容为146.1×108m3，3 a 周期整体压降库区库容为116.3×108m3，其结果与单井累加库容基本一致。

图5 不同注采周期下建库区整体压降曲线

因单井累加结果存在部分重复，故以整体压降库区动储量为计算榆林南储气库库容的依据。由于榆林南储气库设计上限压力为原始压力，因此整体压降库区动储量与储气库库容相等。

3 结论

1）根据压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法，计算得到榆林南区储气库建设有利区库容为317.3×108m3。

2）建立榆林气田南区压力传播速度图版，并通过3 组井间干扰试验证实了榆林气田南区储层的连通性，验证了压力传播速度图版的准确性，为储气库建设区范围的确定提供了基础依据。

3）在一定的注采周期要求下，计算了储气库注采井与长北边界的距离，并以此为基础，优化设计储气库的库容为：1 a 周期整体压降库区库容为200.3×108m3，2 a 周期整体压降库区库容为146.1×108m3，3 a 周期整体压降库区库容为116.3×108m3。

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