摘要：我國地下儲氣庫建設盡管發展迅猛，但水平仍處于起步階段，較為成熟實用的地下儲氣庫設計技術與方法尚不多見。為此，總結了中國石油大港油田公司利用砂巖枯竭型氣藏改建6座地下儲氣庫的地質方案設計配套技術。該技術創新了大型地下儲氣庫地質方案設計方案，明確了方案設計應遵循的主要程序及主體內容，創建了7項行之有效的配套設計技術，提出了26項氣庫評價與運行指標，形成了較為系統的方案設計模式與技術系列，對我國正在火熱推進的地下儲氣庫建設工作具有指導和借鑒意義。
關鍵詞：京津地區；地下儲氣庫；庫址篩選；設計技術；方案；砂巖；枯竭氣藏
我國第1座大型地下儲氣庫始建于2000年，到2009年中國石油大港油田公司在大張坨等地已建成6座砂巖型地下儲氣庫，在京津地區的安全穩定供氣中發揮了巨大的作用，高峰目采氣量已達到上述地區高峰日用氣量的1/3。
但目前我國已建地下儲氣庫的工作氣量僅占天然氣消費量的3%，遠遠低于保證市場需求的正常水平。從2010年開始，地下儲氣庫建設規模迅猛發展，但所需的較為成熟實用的地下儲氣庫設計技術與方法尚不多見。為此，總結了利用砂巖枯竭型氣藏改建6座地下儲氣庫地質方案設計技術經驗，形成了較為系統的方案設計模式與技術系列，以期對我國新一輪地下儲氣庫建設的方案優化起到指導與借鑒作用。
1 地下儲氣庫地質方案研究
地下儲氣庫地質方案研究流程如圖1所示[1]。
1.1 制訂庫址篩選原則
1) 儲氣庫規模適用性原則[2]：氣庫的庫容量、工作氣量、日調峰氣量可以達到建庫期望值。
2) 儲氣庫環境適用性原則：氣庫的建設與使用具有安全性，交通便利、氣候適宜、施工方便、地理位置接近主要用戶或主輸氣管網等優勢。
3) 儲氣庫地質適用性原則：構造形態落實、蓋層及斷層封閉性強、儲層分布穩定連通性好、單井注采能力大、流體中不含H2S等有害氣體。
4) 儲氣庫工程適用性原則：氣庫鉆完井技術、注采氣技術、老井治理技術、地面集輸處理技術可以實現建庫工程的要求。
5) 儲氣庫經濟最優化原則：憑借原有的信息、設施、技術、管理、人員等減少投入，氣庫副產品可增加產值，氣庫自身的投入產出比與天然氣生產、集輸、銷售全系統的投入產出比實現最優化。
1.2 篩選目標庫
依據庫址篩選的五項原則，在眾多后備庫址中篩選出目標庫。根據建庫區域的綜合條件細化氣庫的篩選標準為：
1) 目標庫具備一定的儲氣容積，可以是單獨的規模型氣藏或小氣藏組成的氣庫群，也可以是大型油藏甚至是大型水層作為庫址目標。
2) 地質條件好，構造簡單、儲層穩定物性較好、斷層和蓋層封閉性強、流體分布清楚。
3) 埋藏深度適中，建井周期短，埋深以淺于3000m為好。
4) 集輸便利，靠近用戶或主輸氣管道。
5) 安全環保，與居住區、公共區保持必要的安全距離；常見的硫化氫、二氧化碳等有害氣體含量小于50mL/m3。
6) 注采井生產能力強，可實現少井高產的基本要求，能夠滿足大排量注采氣量的需要。
7) 儲氣庫改建前的生產信息較豐富，便于準確認識；礦場原有設施可利用，減少投入。
8) 儲氣庫范圍內的原有老井井況清楚，可實施有效封堵，避免因老井泄露破壞氣庫的封閉性。
9) 地面生產生活條件好，便于建設、生活和管理。
10) 盡量利用開發中后期或開采接近廢棄的油氣藏，避免氣庫建設與油氣田開發相沖突。
1.3 目標庫綜合研究
目標庫綜合研究內容主要包括儲氣庫地質特征和儲氣庫生產運行指標。研究重點包括對氣庫的密封性評價，以保證氣庫具有良好的封閉性；對氣庫的特性參數進行評價以確定氣庫的有效庫容；對氣庫運行參數進行設計，以確定氣庫生產運行指標。
1.4 儲氣庫方案設計與優化
儲氣庫方案設計以科學實現氣庫生產運行指標為目的，優化出井數、井位、注采關系等布井方案，并運用氣藏工程方法、數值模擬技術等對多套部署方案的指標進行敏感性分析，選取技術指標最優、經濟效益較優的方案作為推薦方案。
1.5 儲氣庫監測方案設計
儲氣庫監測方案主要包括在氣庫建設與生產運行過程中不同階段所應遵循的監測內容與標準、監測方式與目的、監測時機與手段、監測組織與管理。監測重點包括氣庫的封閉性、庫容、壓力、溫度、生產能力、流體性質和流體分布等。
1.6 儲氣庫實施方案設計
在上述方案的指導下，根據地質條件和現場施工條件，編制具體的儲氣庫實施方案。重點是井位地質設計、鉆井地質設計、試油設計、試采方案設計和試井方案設計等。
2 地下儲氣庫地質方案設計配套技術
地下儲氣庫研究與常規氣藏開發相比較，所研究的對象均為氣藏和氣體，岡而常規的地質理論和評價方法、氣藏工程理論和方法以及多組分數值模擬技術都是有效實用的。但由于地下儲氣庫必須具備氣體“注得進、采得出、存得住”的功能，具有大排量注采、高低壓周期變化和長期使用的特點。因此，儲氣庫在研究重點、研究方法和設計技術方面又有其獨特之處[3]。
2.1 圈閉有效性評價技術
地下儲氣庫需要周期性強注強采，對圈閉封閉條件的要求高，為增大庫容和提高單井產能，國外有些地下儲氣庫工作壓力上限高于原始地層壓力的40%，我國華北板876地下儲氣庫實際運行上限壓力也高于原始地層壓力的20%。針對砂巖型地下儲氣庫的地質特點，在常規的構造形態、圈閉幅度、圈閉范圍和圈閉容積研究之外，根據地下儲氣庫對封閉條件要求高的特點，采用了以下圈閉有效性評價技術。
2.1.1蓋層宏觀有效性評價技術
利用三維地震、測井及地質綜合分析技術，評價蓋層厚度、分布范圍及穩定性。
2.1.2蓋層微觀有效性評價技術
主要利用分析化驗資料評價蓋層的巖性、微觀孔隙特性，包括排驅壓力、孔隙度、滲透率、孔隙中值半徑、突破壓力和擴散系數等。依據這些參數，可計算能封閉氣體的高度，評價圈閉的封閉能力。
2.1.3斷層封閉有效性評價技術
斷層封堵共有4種機理，即并置、涂抹、碎裂和成巖膠結作用。斷層封閉性的評價方法較多，有邏輯信息法、非線性映射分析法、斷層泥比率法、斷面剖面分析法、模糊綜合評判法、斷面正壓應力法和概率計算法等。常用方法是斷面剖面分析法，即依據儲氣庫斷層兩盤的砂泥巖巖性對置關系、油氣水分布差異和壓力水平等的差異，定性研究斷層的封閉性，防止斷層附近的井由于強注強采而造成斷層面活化，進而引起泄漏。
2.2 儲層評價技術
利用三維地震、錄井、測井、化驗分析和生產動態等資料，運用沉積微相劃分、儲層預測、地質綜合研究和計算機技術等，對氣庫儲層進行綜合評價。重點是評價儲層分布規律、物性和非均質性，選擇滲透率較高、連通范圍較大和庫容控制程度較高的部位布井，防止將井部署在儲層尖滅區或低滲區而影響單井產能、降低調峰能力和經濟效益。同時，可根據連通的儲集層分布范圍與厚度，計算周邊水體的大小及對氣庫運行的影響，防止邊水侵入對氣庫造成損害。
2.3 庫容計算方法
庫容量是衡量氣庫規模的主要指標之一。干氣藏的原始庫容量等于氣體儲量，凝析氣藏的原始庫容量等于凝析烴儲量。庫容量的確定采用動(靜)態方法單獨計算和數值模擬方法綜合計算等多方法評價技術。
2.3.1庫容量計算方法的優選
容積法是目前適用氣庫類型最廣、應用最普遍的一種方法，也是公式最簡單、引用參數少同時誤差率可能最高的方法，主要原因是儲層物性的靜態參數難以取準，這在構造落實程度低、儲層非均質性強的氣庫設計中尤為明顯。對于開發后的油氣藏改建的氣庫，由于在油氣藏開發階段已經有了豐富的地質信息和較高的地質認識程度，所選參數準確度高、代表性強，則公式的計算結果比較可信，可作為氣庫預可行性研究、可行性研究、甚至正式方案編制階段的庫容設計依據。而對于沒有前期開發基礎的新區新庫，因資料少而計算結果精度較低，只能在氣庫前期研究階段精度要求較低時使用。
物質平衡法反映的是氣庫內連通體的容量變化關系[4]，適用于采出程度大于10%的各類氣藏，它主要利用氣藏動、靜態資料進行氣庫的指標計算，具有簡明、快捷、實用的特點，在氣庫方案的研究與設計階段，該方法都是有效的。該方法計算結果的精度取決于對氣庫類型的正確判斷和各種參數準確程度，特別適合于已開發油氣藏改建的氣庫，而不適于新區新建的氣庫。
數值模擬方法不僅考慮了地質特征、儲層物性，也考慮了流體特性與滲流特性，并且擬合了開發歷史動態資料。因此具有較強的全面性和實用性，是目前計算氣庫容量最好的方法。但因其需要使用大量的動靜態資料、投入較多的專業人員、占用較多的計算機資源、花費較長的時間，往往在氣庫方案研究的早中期較少使用，而在最終方案設計階段才作為最優技術使用。
2.3.2容積法計算庫容量
結合完鉆井測井資料、試油與生產資料、試井探邊測試資料，利用儲層橫向預測技術預測儲層分布規律，綜合確定氣庫(藏)原始含氣邊界，落實含氣面積；建立巖性、電性、物性、流體性質四性關系模型，確定儲層物性參數和劃分氣層厚度；通過實驗室PVT分析結果獲得流體組分。在此基礎上，應用容積法公式計算原始庫容量。
2.3.3物質平衡法計算庫容量
物質平衡法是以儲層流體的質量守恒定律為基礎，由此建立的方程式稱為物質平衡方程式。
將氣藏的單井點測壓數據，通過體積加權轉變為氣藏平均壓力，將凝析油產量計入凝析烴總體積，根據凝析氣藏特點選用凝析氣高壓物性實驗數據選用體積系數。在此基礎上，應用氣藏物質平衡方程式進行庫容量計算。
2.3.4數值模擬方法計算庫容量
數值模擬法是計算地下儲氣庫各項指標的綜合性計算方法，以油田地質學、油層物理學、油藏工程學、采油工程學、熱力學、數學、計算機技術為理論依據，以地質特征、流體性質、滲流規律為所建物理模型的基礎，以運動方程、連續性方程、狀態方程為數學模型要素，以大型計算機計算求解為手段，對實際的氣庫生產動態進行歷史擬和與指標預測，從而揭示氣庫真實的生產物理過程。因此該方法計算精度相對較高，預測儲氣庫各項參數的能力相對較強，但該方法要求的參數多、計算工作量大。
2.4 儲氣庫庫容指標設計
地下儲氣庫壓力與庫容關系見圖2。
2.4.1極限庫容量(Gkjx)
Gkjx為當氣庫壓力達到地層破裂壓力時的庫容量。大港氣庫巖石破裂壓力為地層壓力的1.3～1.4倍。從理想條件推測，氣庫壓力只要低于氣庫封蓋巖石的破裂壓力，氣體就可被儲存住。
2.4.2原始庫容量(Gkys)
Gkys為當氣庫壓力等于原始地層壓力時的庫容量。對于干氣藏改建的地下儲氣庫因注入氣性質與原氣藏接近，通常將干氣藏地質儲量等同于氣庫的原始庫容量，而對于流體性質明顯不同于注入氣性質的油藏或凝析氣藏，油氣藏的地質儲量并不等于改建氣庫后的庫容量。
2.4.3最大庫容量(Gkzd)
Gkzd為當氣庫壓力等于運行上限地層壓力時的庫容量。由于考慮到氣庫的安全性、長久性以及經濟效益，氣庫實際運行中的庫容量不能選用極限庫容量，但可以高于、低于或等于原始庫容量。國際上通常用最大庫容量反映氣庫的儲氣規模。最大庫容量由基礎墊氣量、附加墊氣量和工作氣量3部分構成。
2.4.4基礎墊氣量(Gkjc)
Gkjc為氣庫廢棄時殘留在氣庫中的氣體存量。氣庫廢棄壓力的高低決定了基礎墊氣量的多少。廢棄壓力選定需考慮經濟和技術兩方面因素。通常用氣庫改建前的氣藏廢棄壓力作為氣庫的廢棄壓力。
2.4.5附加墊氣量(Gkfj)
Gkfj是為了實現氣庫達到下限運行壓力，進而保證氣庫最低的調峰能力和單井最低生產能力所增加的氣體存量。制約附加墊氣量的直接因素為氣庫下限壓力，間接因素為單井注采能力、井數、調峰氣量、工作氣量、經濟效益和井口外輸氣壓力等。需通過多因素反復比選，最后達到最優化數值。
2.4.6工作氣量(Gkcq)
Gkcq為氣庫單獨1個采氣期的總采氣量，能反映氣庫的生產規模。工作氣量的選定既與氣庫自身具備的生產能力規模有關，也與市場對氣庫的需求規模有關。工作氣量的多少與氣庫運行壓力區間的大小有正比關系，與氣庫壓力水平高低無關。
2.4.7儲氣庫運行壓力區間
氣庫運行壓力與氣庫庫容量互為因果關系。氣庫運行壓力區間以保證實現氣庫的工作氣量為目的。氣庫下限壓力以保證氣庫最低調峰能力和維持單井最低生產能力為目的；氣庫上限壓力以不破壞地層巖石結構，保證氣庫封閉性為目的；上下限壓力還與單井注采氣能力、井數、調峰氣量與注氣量、工作氣量、經濟效益、井口外輸氣壓力與注氣壓縮機等級、注采氣設施的匹配性有關，需要地下、井筒和地面系統協同優化選定。
2.5 儲氣庫運行方式設計技術
2.5.1建庫目的性
氣庫用以滿足地區性局部調峰還是滿足區域性大范圍調峰，決定著氣庫的調峰規模，也決定著氣庫建設與運行的總體目標。區域性調峰因市場變數較多，氣庫應留有一定的后備調整余地，調峰規?？刹扇≈饾u增長方式。
2.5.2運行時效性
根據用戶市場的需氣規律，氣庫可以分別滿足瞬時調峰(時、日)、短期調峰(旬、月)、長期調峰(季、年)，也可能功能兼備或轉化，盡管氣庫的注采井應以“少井高產”為原則，但瞬時調峰更強調單井點的強采能力和氣庫調峰的極限能力，而長期調峰則側重于氣庫的整體平穩調峰能力和氣庫壓力的均衡利用。
2.5.3儲氣庫特殊性
對于已枯竭的氣藏，應采取先注后采循環注采運行方式；對于未開發的氣藏應采取先采后注循環注采的方式；對于開發中期的氣藏，根據市場需求規模和急迫程度，應采取先采后注或先注后采的方式；對于油藏或凝析氣藏改建的氣庫，由于采出體積中含有油的體積。因此，注入氣體體積應等于采出油、氣的體積和。對于水淹型氣庫，應采取注氣驅水擴容和采氣排水擴容的方式，逐步達到設計指標。
2.6 單井注采能力設計技術
2.6.1井型的優選
直井是目前最常用的井型之一，它的鉆采工藝技術具有簡單成熟的特點，相對于水平井而言，鉆井費用較低，但由于鉆開儲層厚度薄，滲流面積小，產能低。
水平井由于氣層部位的鉆開距離長、滲流面積大，而使單井產量超過直井的3倍，但其鉆井、完井、采油工藝要求較高，在選用上造成一定的困難。
2.6.2井徑的優選
合理的井徑是發揮氣庫地質生產能力和提高氣井產量的重要因素，一般油(套)管直徑越大，則井筒的流量越大。氣庫的注采井，以大排量注采、壓力高低變化大為主要特征。因此，在地質能力具備、鉆采工藝可行的前提下，應選擇大直徑油管生產。
2.6.3單井生產能力優化技術
節點分析法是目前氣庫設計中優選單井生產能力的常用方法。
單井采注氣能力的大小，受地層滲流能力和井筒流動能力兩方面因素影響，只有當地層流入能力與井筒流出能力協調一致時，也即在流入流出曲線圖(圖3)中曲線交匯處氣井的生產能力才是最高的。
描述氣井地層滲流能力的原理是達西定律，產氣方程為指數式方程或二項式方程，用此公式計算井筒流入曲線。
利用兩相垂直管流計算公式，計算井筒流量，并繪制井筒流出曲線。
在運用節點分析法選取了最大產量后，用沖蝕流量進行安全性評價，并選用低于沖蝕流速的流量。
在運用節點分析法選取了最小產量后，用氣井連續排液所需的最小氣量進行井底積液的風險性評價，并選用高于最小攜液氣量的產量。
2.7 注采方案的優化設計技術
2.7.1井位部署的優化
井位部署應主要考慮5個方面的因素：①鉆井的有效性，即井點遠離低滲區，保證鉆井成功率和防止單井能力達不到設計指標；②產能的高效性，立足高滲透帶布井，實現少井高產，不拘泥于井點的均勻性分布；③氣井的生產安全性，井位遠離氣水界面，防止注氣過程中氣體向水域的突進和采氣過程中邊水侵入氣井；④氣庫的安全性，井位遠離斷層(100m以上)和遠離封閉性差的地層，防止氣井注、采量往復變化過大，壓力高低變化劇烈，造成斷層或地層的破裂損壞；⑤庫容的可控性，氣庫井位盡量分散，增大氣庫庫容的控制程度。
2.7.2注采關系的優化
注采關系的優化主要憑借多組分數值模擬手段，對氣庫的敏感性指標進行分析對比，并選定最優化注采方式及注采井數。
注采關系的優化盡管根本目的是提高單井注采能力、實現工作氣量和保證較高的經濟效益，但對于不同類型的氣庫其關注的重點有所不同。定容干氣氣藏改建的氣庫主要考慮井間連通性強和壓力均衡性高；凝析氣藏改建的地下儲氣庫應增加對凝析油采收率的追求，有邊水的氣庫應控制邊水對氣庫侵入的危害；水淹型氣庫應加速實現注氣驅水擴容和采氣排水擴容；油藏改建的氣庫應在實現氣庫目標的前提下，兼顧原油的采出效益。
3 大港地下儲氣庫地質方案設計實踐
中國石油大港油田公司(下稱大港油田)地下儲氣庫群從2000年我國第1座大型地下儲氣庫——大張坨儲氣庫建成[5]，到2007年板828儲氣庫投入運行，先后建成了6座地下儲氣庫?？傮w上所建儲氣庫遵循方案設計指標運行，滿足了調峰補氣的要求。實踐證明，所創立的“地下儲氣庫地質方案研究流程與主體內容和配套技術”是科學實用的。
大港油田已建成的6座地下儲氣庫中，大張坨地下儲氣庫為開發中期的凝析氣藏改建而成，其他5座地下儲氣庫均由水淹枯竭氣藏改建而成。儲氣庫目的層主要為古近系砂巖儲層，設計庫容為70×108m3，設計工作氣量為30×108m3。截至目前，4個氣庫的庫容量已達標，2個即將達標；1個氣庫的工作氣量已達標，5個氣庫的工作氣量已實現70%以上。到2010年采氣期結束，大港地下儲氣庫群將累計注氣100×108m3，累計采氣85×108m3。
4 結束語
利用砂巖枯竭型氣藏改建地下儲氣庫是一條快捷可靠的建庫之路。大港油田在實踐中創新了進行大型地下儲氣庫地質方案研究技術，明確了設計應遵循的主要程序及主體內容，創建了7項行之有效的配套設計技術，提出了26項氣庫評價與運行指標，為砂巖枯竭型氣藏改建的地下儲氣庫地質方案設計工作提供了范例。
參考文獻
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[2] 中國石油勘探與生產分公司.中國石油儲氣庫建設培訓班培訓教材[C].北京：中國石油勘探與生產分公司，2010.
[3] 馬小明.凝析氣藏改建地下儲氣庫地質與氣藏工程方案設計技術與實踐[D].成都：西南石油大學，2009.
[4] 楊廣榮，余元洲，賈廣雄，等.物質平衡法計算天然氣地下儲氣庫的庫容量[J].天然氣工業，2003，23(2)：96-98.
[5] 馬小明，楊樹合，史長林，等.為解決北京市季節調峰的大張坨地下儲氣庫[J].天然氣工業，2001，21(1)：105-107.
(本文作者：馬小明1 余貝貝1 馬東博1 張順慈2 成亞斌1 王可心1 楊玉生1 1.中國石油大港油田公司；2.中國石油西南油氣田公司)
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