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摘要：针对L储气库有效工作气量占比相对偏低的问题，明确了影响有效工作气量占比的主要影响因素，通过构建立体监测井网，加强水体认识，优化单井合理产能，增加注采井数、提高库存控制程度等一系列措施，实现了L储气库3.4亿方的有效工作气量，工作气量占比65%，增加7个百分点。
关键词：对策研究 工作气量占比 储气库
引言
近年来，随着天然气供需矛盾日益增加，储气库成为国家战略储备、安全平稳供气的重要设施。辽河储气库群作为全国六大储气库中心之一在东北、京津冀地区调峰保供、保障民生方面发挥了至关重要的作用，着眼充分发挥国家级天然气调峰中心作用，加快储气库群建设刻不容缓[1]。储气库建设中工作气量是指一定压力区间可动用的库容量，库容量增加必然带来工作气量的增加，而能够反应储气库调峰能力大小的最主要指标为有效工作气量及其占比。目前，L储气库有效工作气量相对较小，在L储气库储层条件、边底水、提高采气量潜力等油藏地质特征综合分析基础上，开展了提高L储气库有效工作气量占比的对策研究。结果表明，2021年L储气库有效工作气量由可研设计方案3.02亿方提高到3.4亿方，工作气量占比由58%提高到65%。
1 制定提高工作气量占比对策
综合分析影响有效工作气量占比的各种原因，最终确定了监测数据不足、水体认识不足、单井注采水平低及库存控制程度低四条主要因素，进一步制定了详细的对策。
（1）监测数据不足
需要加大注采井动态监测，具体措施有四方面，一是完善监测方案，优化监测井数;二是充分论证利用老井的可能性;三是优化部署新井作为观测井;四是补充地应力测试及岩石力学参数等相关资料的录取。
（2）水体认识不足
深化水体能量评价及认识，需要开展五方面工作，一是建立L气藏及储气库数值模拟模型;
二是气藏开发历史拟合;三是气藏开发过程中流体运动规律研究;四是储气库运行历史拟合;五是储气库注采过程中流体宏观运动规律研究。
（3）单井注采水平低
需要优化单井合理最大采气量，具体方法有三种，一是采用实际生产能力分析法计算单井采气量;二是采用无阻流量法计算单井采气量;三是采用节点分析法计算单井采气量。
（4）库存控制程度低
针对库存控制程度低问题，需要开展三方面工作，一是计算现有注采井的井控程度;二是明确控制程度低的区域增加注采井，尽可能最大程度控制库存量;三是结合储层发育的特征，剩余油分布情况，井位论证，以实现短期内采出更多的工作气量。
2 提高工作气量占比对策实施
2.1 实现立体监测井网
为满足动态分析所需资料的需求，充分发挥每口井及储气库平面各部分的调峰作用。利用8口复查老井作为盖层/断层密封性、温度、压力、气液界面及流体性质监测井;在断层东侧部署1口新井作为断层密封性监测井;同时，优选2口井进行地应力测试，补充7项力学参数实验[2]。
2.2 加强水体认识
本次研究建立了四个砂岩组的地质模型，该块具有统一的气水界面（-1263m），在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂岩组发育气层，IV组位于气水界面以下。网格平均厚度为2m，水平方向网格步长为20m×20m，网格节点数为31.4万个。
气藏生产历史拟合包括两个阶段，第一阶段进行了全区拟合。通过控制单井采气量，拟合气藏压力，使全区压力与气藏实际值大小和变化趋势相一致，取得了很好的拟合效果。第二阶段进行了单井拟合，对块内5口生产井压力进行拟合，同样取得了很好的拟合效果。
油藏数值模拟研究表明，L为定容性封闭气藏，水体能量微弱，气水界面几乎没有上升，库容量与压降法储量相等。
2.3 单井产能评价
利用气田开发的生产动态资料，采用实际生产能力分析法、无阻流量法、节点分析法等多种综合方式进一步评价产能，综合确定单井合理的最大采气量[3]。
利用实际生产能力分析，根据试气数据计算米采气指数，结合L块井生产压差及气层有效厚度，计算该块单井采气能力为27.3万方/天。
利用无阻流量法分析，根据气井试井测试资料计算气井无阻流量，设计气井产量取无阻流量的50%左右，L块单井产量在5～12.3MPa时，储气库平均单井采气能力设计为7.8～2427.3万方/天。
利用节点产能分析法，通过对气井IPR流入动态曲线与井筒流动能力曲线计算，应用节点分析的方法确定采用31/2〃油管，单井最大采气能力为30万方/天。
地层的注入能力主要依据注气井现场注气试验数据获得，L块没有实际注气试验数据，给注气能力的确定造成困难。通过S储气库及其它油田储气库的注气能力与采气能力的对比分析，认为单井注气能力与采气能力相差不大。因此，结合气井产能计算结果及实际生产情况，设计L块直井单井合理的注气能力为6～24万方/天，水平井的单井合理注气能力为15～60万方/天。
2.4 增加注采井井数，提高库存控制程度
现有8口注采井，调峰能力可达到3亿方，较设定的目标值3.4亿方低0.4亿方，结合构造部位、气层厚度、物性、井间干扰，平均单井调峰工作气量0.2亿方，在井控程度较低的区域新增部署2口大斜度注采井。
对策方案的实施降低了下限压力，解决了储气库运行压力区间小这一关键因素，为L储气库有效工作气量占比的提高提供了可靠依据。
3 认识与结论
（1）注采运行阶段库容参数计算表明，有效工作气量由活动前3.02億方提高到3.42亿方，工作气量占比由58.0%提高到65.1%，增加7个百分点。
（2）L储气库预计2021年将实现增加注气量0.4亿方，采气量0.4亿方。结合目前储气库注采气政策，预计创经济效益745万元，效果显著。
参考文献：
[1]舒萍，樊晓东，刘启.大庆油区地下储气库建设设计研究 [J].天然气工业. 2001 （04）
[2]赵玉民，李勇，等.我国地下储气库地质约束因素分析[J].应用基础与工程科学学报. 2003 （03）
[3]杨树合，何书梅，季静，杨丽蓉.地下储气库评价设计方法及应用 [J].新疆地质.2002 （03）
作者简介：朱婵，男，1987年生，工程师，2012年毕业于长江大学，现于中石油辽河油田勘探开发研究院从事油气田开发工程工作。
辽河油田勘探开发研究院 辽宁 盘锦 124000
关键词：对策研究 工作气量占比 储气库
引言
近年来，随着天然气供需矛盾日益增加，储气库成为国家战略储备、安全平稳供气的重要设施。辽河储气库群作为全国六大储气库中心之一在东北、京津冀地区调峰保供、保障民生方面发挥了至关重要的作用，着眼充分发挥国家级天然气调峰中心作用，加快储气库群建设刻不容缓[1]。储气库建设中工作气量是指一定压力区间可动用的库容量，库容量增加必然带来工作气量的增加，而能够反应储气库调峰能力大小的最主要指标为有效工作气量及其占比。目前，L储气库有效工作气量相对较小，在L储气库储层条件、边底水、提高采气量潜力等油藏地质特征综合分析基础上，开展了提高L储气库有效工作气量占比的对策研究。结果表明，2021年L储气库有效工作气量由可研设计方案3.02亿方提高到3.4亿方，工作气量占比由58%提高到65%。
1 制定提高工作气量占比对策
综合分析影响有效工作气量占比的各种原因，最终确定了监测数据不足、水体认识不足、单井注采水平低及库存控制程度低四条主要因素，进一步制定了详细的对策。
（1）监测数据不足
需要加大注采井动态监测，具体措施有四方面，一是完善监测方案，优化监测井数;二是充分论证利用老井的可能性;三是优化部署新井作为观测井;四是补充地应力测试及岩石力学参数等相关资料的录取。
（2）水体认识不足
深化水体能量评价及认识，需要开展五方面工作，一是建立L气藏及储气库数值模拟模型;
二是气藏开发历史拟合;三是气藏开发过程中流体运动规律研究;四是储气库运行历史拟合;五是储气库注采过程中流体宏观运动规律研究。
（3）单井注采水平低
需要优化单井合理最大采气量，具体方法有三种，一是采用实际生产能力分析法计算单井采气量;二是采用无阻流量法计算单井采气量;三是采用节点分析法计算单井采气量。
（4）库存控制程度低
针对库存控制程度低问题，需要开展三方面工作，一是计算现有注采井的井控程度;二是明确控制程度低的区域增加注采井，尽可能最大程度控制库存量;三是结合储层发育的特征，剩余油分布情况，井位论证，以实现短期内采出更多的工作气量。
2 提高工作气量占比对策实施
2.1 实现立体监测井网
为满足动态分析所需资料的需求，充分发挥每口井及储气库平面各部分的调峰作用。利用8口复查老井作为盖层/断层密封性、温度、压力、气液界面及流体性质监测井;在断层东侧部署1口新井作为断层密封性监测井;同时，优选2口井进行地应力测试，补充7项力学参数实验[2]。
2.2 加强水体认识
本次研究建立了四个砂岩组的地质模型，该块具有统一的气水界面（-1263m），在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂岩组发育气层，IV组位于气水界面以下。网格平均厚度为2m，水平方向网格步长为20m×20m，网格节点数为31.4万个。
气藏生产历史拟合包括两个阶段，第一阶段进行了全区拟合。通过控制单井采气量，拟合气藏压力，使全区压力与气藏实际值大小和变化趋势相一致，取得了很好的拟合效果。第二阶段进行了单井拟合，对块内5口生产井压力进行拟合，同样取得了很好的拟合效果。
油藏数值模拟研究表明，L为定容性封闭气藏，水体能量微弱，气水界面几乎没有上升，库容量与压降法储量相等。
2.3 单井产能评价
利用气田开发的生产动态资料，采用实际生产能力分析法、无阻流量法、节点分析法等多种综合方式进一步评价产能，综合确定单井合理的最大采气量[3]。
利用实际生产能力分析，根据试气数据计算米采气指数，结合L块井生产压差及气层有效厚度，计算该块单井采气能力为27.3万方/天。
利用无阻流量法分析，根据气井试井测试资料计算气井无阻流量，设计气井产量取无阻流量的50%左右，L块单井产量在5～12.3MPa时，储气库平均单井采气能力设计为7.8～2427.3万方/天。
利用节点产能分析法，通过对气井IPR流入动态曲线与井筒流动能力曲线计算，应用节点分析的方法确定采用31/2〃油管，单井最大采气能力为30万方/天。
地层的注入能力主要依据注气井现场注气试验数据获得，L块没有实际注气试验数据，给注气能力的确定造成困难。通过S储气库及其它油田储气库的注气能力与采气能力的对比分析，认为单井注气能力与采气能力相差不大。因此，结合气井产能计算结果及实际生产情况，设计L块直井单井合理的注气能力为6～24万方/天，水平井的单井合理注气能力为15～60万方/天。
2.4 增加注采井井数，提高库存控制程度
现有8口注采井，调峰能力可达到3亿方，较设定的目标值3.4亿方低0.4亿方，结合构造部位、气层厚度、物性、井间干扰，平均单井调峰工作气量0.2亿方，在井控程度较低的区域新增部署2口大斜度注采井。
对策方案的实施降低了下限压力，解决了储气库运行压力区间小这一关键因素，为L储气库有效工作气量占比的提高提供了可靠依据。
3 认识与结论
（1）注采运行阶段库容参数计算表明，有效工作气量由活动前3.02億方提高到3.42亿方，工作气量占比由58.0%提高到65.1%，增加7个百分点。
（2）L储气库预计2021年将实现增加注气量0.4亿方，采气量0.4亿方。结合目前储气库注采气政策，预计创经济效益745万元，效果显著。
参考文献：
[1]舒萍，樊晓东，刘启.大庆油区地下储气库建设设计研究 [J].天然气工业. 2001 （04）
[2]赵玉民，李勇，等.我国地下储气库地质约束因素分析[J].应用基础与工程科学学报. 2003 （03）
[3]杨树合，何书梅，季静，杨丽蓉.地下储气库评价设计方法及应用 [J].新疆地质.2002 （03）
作者简介：朱婵，男，1987年生，工程师，2012年毕业于长江大学，现于中石油辽河油田勘探开发研究院从事油气田开发工程工作。
辽河油田勘探开发研究院 辽宁 盘锦 124000