趙 杰 謝 娟 趙 磊 羅玲莉 薛錦善 張正淳

(①中國石油華北石油管理局有限公司河北儲氣庫分公司；②中國石油華北油田公司第四采油廠測試大隊)

0 引 言

21世紀以來，中國天然氣工業(yè)發(fā)展駛入快車道，伴隨而來的是國內天然氣消費市場規(guī)模急劇擴大，全國的季節(jié)儲氣與調峰需求趨勢凸顯。地下儲氣庫日益成為天然氣產業(yè)鏈中不可或缺且行之有效的可靠調峰和儲備手段之一，是繼國家長輸管道業(yè)務之后有效解決上游天然氣資源區(qū)和下游天然氣消費區(qū)分離的新的重要途徑之一[1-3]。

地處華北平原的Y 22儲氣庫肩負著京津冀地區(qū)冬季應急調峰的職能。隨著近年天然氣市場用氣量的逐步擴大，出現了儲氣庫調峰能力不足的問題，引發(fā)的“氣荒”現象也時有發(fā)生。國內除了加緊建設新儲氣庫外，比較現實的做法就是對現有儲氣庫進行擴容達產和達容達產改造升級，不斷提高儲氣庫工作氣量，解決能源持續(xù)安全供應問題。Y 22含硫化氫地下儲氣庫雖經歷了10個注采運行周期，仍然面臨達容達產運行問題，為此，開展該庫的達容達產制約因素及對策研究，旨在提高整體運行效能，推動庫達容達產進程。

1 運行現狀

1.1 運行流程簡況

Y 22儲氣庫為華北地區(qū)試采階段的含硫氣藏(帶油環(huán)、底水、含硫化氫的潛山凝析氣藏)改建而成，是我國第一座由碳酸鹽巖底水氣藏改建的季節(jié)調峰型儲氣庫[2-4]。本庫氣源為國家陜京天然氣管網陜京二線天然氣，經下游永清分輸站注入氣庫。陜京天然氣管網系統(tǒng)則由陜京一線、陜京二線、陜京三線和港清復線，以及多項陜京天然氣管網應急工程等組成，共設有5座壓氣站、6座儲氣庫和29個站庫。陜京輸氣系統(tǒng)氣源主要來自塔里木、長慶及中亞天然氣[2,5]。

陜京二線天然氣由永清分輸站經天然氣雙向輸送管道輸送至J 58集注站，在集注站內經過濾分離、增壓后輸至井場，注入地下(注氣期：每年4月初至10月底)；用氣旺季(采氣期：11月15日至轉年3月14日，共120 d)進行采氣，注采井采出的天然氣經脫水、脫烴及脫硫處理后通過天然氣雙向輸送管道返輸至永清分輸站，進陜京二線或永京管道。

1.2 達容達產情況

該庫于2010年12月投產，已運行10個注采周期，共有5口注采井投入運行，截至2020年6月24日累計注氣11.69×108m3，累計采氣10.42×108m3，累計產油11.05×104t，累計產水4.4×104m3。最大注氣242.29×104m3/d，最大采氣236.82×104m3/d，呈現流體多相混出特點。實際運行的庫容量與工作氣量及設計尚存一定差距，實際運行庫容最高僅為7.35×108m3(設計庫容7.4×108m3)，實際運行工作氣量最高僅為1.44×108m3(設計工作氣量3.0×108m3),反映為庫基本達容未達產運行狀態(tài)。

2 主要影響因素

2.1 原始氣藏中硫化氫氣體含量較高

據Y 22氣藏老井試采中流體取樣監(jiān)測數據，天然氣相對密度平均為0.68左右，甲烷(C1)體積分數大于80%，含硫化氫，氣藏原始硫化氫質量濃度為570～1 300 mg/m3[2-4]。在注采運行中，采用美國生產的丹尼爾色譜分析儀進行入庫原料氣組分檢測，其中甲烷體積分數為94.378 4%，不含硫化氫(上游輸來的天然氣已凈化處理)，為干氣，滿足GB 17820-2018標準[6]。然而，采出氣由于地層原始濕氣與注入干氣發(fā)生的平衡期(注氣期和采氣期以外時段)混合效應，不同階段采出的天然氣中則不同程度含有硫化氫氣體。

2.1.1 注采井采出氣硫化氫含量

據注采井采出天然氣樣品數據分析，證實該潛山氣藏不同構造部位儲集層采出天然氣中仍富存硫化氫氣體，如注采井H 2-5井在采氣末期天然氣中硫化氫質量濃度為1 100 mg/m3(表1)，總體反映為地層富含硫化氫型氣藏特征[2-3]。注采井采出氣若不脫硫，則均不能滿足GB 17820-2018標準，對該庫達產造成影響。

表1 Y 22儲氣庫注采井采氣期天然氣中硫化氫質量濃度mg/m3

2.1.2 多周期采出混合氣硫化氫變化特點

按照GB/T 13609-2017標準要求，通過對庫脫硫塔前各注采井采出混合氣樣分析，反映出采出混合氣硫化氫質量濃度由歷史最高的1 124 mg/m3降至目前的541.3 mg/m3(均為入脫硫塔前未進行脫硫的源自單井產出的混合氣體監(jiān)測數據)。但是，多周期監(jiān)測數據證實地層中仍富存硫化氫氣體。單周期采氣運行時,表現為采出氣體中硫化氫含量呈現上升趨勢,即初期(干氣含量高)低、末期(地層原始濕氣比例高)高。而多周期采氣運行時,硫化氫含量受多周期地層原始濕氣與注入氣置換效應作用的影響而呈現下降趨勢。其中, 2015-2016年因受鄰井作業(yè)影響(未注氣只采氣),采出氣為原始地層氣,整個周期內硫化氫含量均處于高位值[2-3](圖1)。

圖1 Y 22儲氣庫入塔前混合氣多周期運行中平均硫化氫質量濃度變化趨勢

2.2 脫硫工藝裝填方式尚存不足

Y 22儲氣庫共有兩套脫硫塔裝置，每套塔分為2組，共計8塔，組與組之間只能并聯運行，每組內2塔可串可并。在采氣期依據采氣量，通過脫硫塔內裝填氧化鐵脫硫劑的籠統(tǒng)裝填方式，實現常溫下氧化鐵與采出天然氣中的硫化氫氣體化學反應，完成采出天然氣脫硫。但是 Y 22儲氣庫為含油凝析氣藏，從凝析氣藏中采出的天然氣首先經過三相分離器后達到分離氣體中游離的凝析油及水，在經分離后還會殘留一部分的水與凝析油，這部分油水混合物進入后續(xù)脫硫工藝流程勢必會對脫硫劑產生污染，容易造成脫硫劑的板結或泥化(圖2)，降低了脫硫劑的使用壽命，而使脫硫劑的使用周期嚴重縮短[2-3]，制約庫達產運行。

圖2 Y 22儲氣庫脫硫劑反應后的形態(tài)

2.3 注采循環(huán)輪次及采氣強度不足

本庫設計運行地層壓力區(qū)間為17～31.35 MPa，多周期運行中，在運行初期的2010-2011年注采周期，注氣末和采氣末地層壓力值均居中，偏離儲氣庫設計上、下限地層壓力值明顯，注采氣強度不足，為摸索運行階段。之后注采周期注氣末地層壓力均達上限壓力(圖3)，2019年庫注氣末平衡期靜壓測試值平均為32.85 MPa。但是，2015-2016年注采周期受鄰井井下作業(yè)影響未實施注氣，而只采氣，注采輪次不足，地層出現階段虧空，反映出注采不平衡特點(圖3)。

采氣強度不足，主要表現為庫多周期采氣運行末期地層壓力均未達到庫原始設計下限壓力，實測庫靜壓值均在20.0 MPa以上(圖3)，即使在2015-2016年注采周期未注氣強采氣末期，靜壓測試值也高達22.80 MPa，均高于庫設計下限壓力值17.0 MPa。總體揭示出該庫采氣強度不足，致使工作氣量受限，達產進程緩慢。

圖3 Y 22儲氣庫多周期運行注/采氣末地層壓力柱狀圖

2.4 注采井網控制程度低

據該庫注采井不同采氣階段氣體樣品化驗結果得知，氣庫西部H 2-1-H 2-4井采出天然氣中硫化氫質量濃度平均值為90～570 mg/m3，而東部H 2-5井天然氣中硫化氫質量濃度則較高，平均值為848.2 8 mg/m3，其中，2017-2018年注采周期、2018-2019年注采周期采氣末期天然氣中硫化氫質量濃度為1 077～1 167 mg/m3(表2)，均高于西部H 2-1-H 2-4井，H 2-5井采出天然氣更接近原始地層流體，表明氣庫東部井控程度不足。

另據Y 22儲氣庫注采井多周期運行油氣比及產油量數據統(tǒng)計，東部H 2-5井油氣比值變化規(guī)律較西部H 2-1-H 2-4井略有不同，以采出氣藏原始地層流體為主，產出凝析油量多(圖4a)，油氣比較高(圖4b)。反映東部注入的干氣置換地層濕氣效果整體仍較差，置換效率低，證實該庫東部井網控制程度低，注采井網尚不完善，已制約庫高效運行。

表2 Y 22儲氣庫單井采出氣硫化氫質量濃度

2.5 局部底水錐進造成注采井水淹停產

Y 22儲氣庫主要生產層位為奧陶系峰峰組與上馬家溝組，巖性由白云巖和灰?guī)r構成，儲集層埋深約2 860 m。儲集空間有構造縫、溶洞、晶間孔等，以構造微細裂縫和孔隙發(fā)育為主。原始油氣界面為3 190 m，油水界面為3 240 m[2-4]。由于Y 22氣藏碳酸鹽巖儲集層裂縫發(fā)育，具有非均質性強及底水塊狀氣藏特點，油水關系復雜。同時，受多周期高低壓交變載荷交互循環(huán)式注氣采氣，注采井井筒內發(fā)生流體“大吞大吐”式進出雙向流動特點，采氣期單井存在底水錐進水淹風險[3-4,7]，底水侵入氣藏后地層水水侵量占據主要部分孔隙空間，可動含氣孔隙體積大幅減小。如Y 22儲氣庫注采井H 2-1井因底水錐進而發(fā)生水淹后出現“能注氣不能采氣”水淹停采問題。

H 2-1井于2010 年投產，2010-2015年采氣期產凝析水，整體運行狀況較好。但2015-2016年注采周期的采氣末期產地層水，產水量由初期的平均5.6 m3/d上升到后期的56 m3/d。于2016年3月調峰結束實測井底壓力時井筒未積液，反映井筒狀態(tài)良好[3-4]。2016年4月H 2-1井開井注氣，全年階段注氣5 837×104m3，地層壓力由注氣前的22.89 MPa上漲至31.02 MPa，測壓仍未發(fā)現井筒積液。

2016年12月27日，在Y 22儲氣庫階段采氣4 381×104m3、地層壓力下降1.9 MPa 情況下，該井開井后未自噴連續(xù)生產，測試井筒液面為819 m，嘗試多次開井無效，井筒流體取樣化驗證實井筒積液為地層水(礦化度達27 260 mg/L)[3-4]，地層水錐進造成本井整個采氣期未生產，使庫達產運行效率降低。

圖4 Y 22儲氣庫注采井多周期運行產油量及油氣比變化圖

3 工藝技術改進對策

3.1 加密動態(tài)監(jiān)測

為避免Y 22儲氣庫注采運行過程中底水影響，并及時掌握庫地下壓力參數變化和不同采氣階段流體性質，加密庫動態(tài)監(jiān)測則是重要有效手段。主要包括儲氣庫常規(guī)運行參數的實時監(jiān)測、地層壓力監(jiān)測(含油氣水界面監(jiān)測)和流體性質監(jiān)測。

3.1.1 常規(guī)運行參數實時監(jiān)測

儲氣庫主要監(jiān)測的運行參數有：注氣期注采井壓力溫度監(jiān)測，包括注氣量，壓縮機出口壓力、溫度，井口油壓、套壓、溫度等數據；采氣期注采井壓力溫度監(jiān)測，包括產氣、油、水量，井口油壓、套壓、溫度等數據[8]。通過實時監(jiān)測常態(tài)化的動態(tài)參數數據，及時掌握儲氣庫完整注采周期內不同階段運行狀況。

3.1.2 地層壓力監(jiān)測

由于Y 22儲氣庫尚無壓力監(jiān)測井，為及時掌握地下壓力參數變化，開展庫注采井實時壓力監(jiān)測跟蹤研究，以實現整個庫安全正常生產的壓力監(jiān)控。分別在注氣期、采氣期、平衡期采取生產測井方式進行地層壓力(靜壓、流壓)測試，主要采用進口CAN 2000型雙存儲式防硫電子壓力計及防硫鋼絲組合設備進行專業(yè)測試。依據5口注采井實測地層壓力數據，推算Y 22儲氣庫“大吞大吐”注采運行中地層壓力超壓或欠壓狀態(tài)，并依據實測井筒不同流體相態(tài)的壓力梯度和溫度梯度折算油氣水界面位置，是解決庫注采不平衡和采氣強度不足并預防水侵水錐問題的重要途徑之一，有效保障該庫良性注采循環(huán)。

3.1.3 流體性質監(jiān)測

對Y 22含硫化氫儲氣庫流體性質的監(jiān)測，關鍵在于對井流物中硫化氫含量是否超標的監(jiān)測。在采氣期不同階段，主要從脫硫前后的外輸氣和外輸液樣品的實驗室分析化驗研究入手，重點對脫硫后氣體和液體組分中硫化氫的濃度是否超標進行綜合對比分析，一旦超標應及時調整庫注采井采氣量和脫硫塔內脫硫藥劑量指標[6]，為含硫化氫儲氣庫采出氣和采出液安全外輸提供數據支撐。同時，采出液中水相流體性質的監(jiān)測可針對性地判斷底水活動性并預防水侵水錐現象發(fā)生。流體性質監(jiān)測數據對于分析采氣期不同階段庫內流體的分布和移動規(guī)律具有一定參考意義。

3.2 優(yōu)化脫硫工藝裝填方式

脫硫工藝過程中的脫硫劑板結和泥化問題，已嚴重制約采出混合天然氣量外輸達標。創(chuàng)新研究和應用一種新的干法脫硫裝填技術，即“惰性瓷球+活性炭+脫硫劑”分層裝填方式(表3)，徹底終止了以往單裝氧化鐵脫硫劑的籠統(tǒng)裝填方式。在脫硫塔塔頂、塔底通過鋪墊瓷球，不僅起到支撐藥劑骨架的作用，還能有效防止塔內藥劑遭受氣量波動急劇偏流而導致反應不充分的問題?；钚蕴恳蚓哂懈哓S度的孔隙結構和優(yōu)良的吸附性能，且不與脫硫劑發(fā)生反應，故選取與脫硫劑粒徑(直徑為4～6 mm)相當的活性炭，在塔內采用分層鋪墊的形式，可達到脫除天然氣中液相油水的目的，并有效解決板結的問題，實現脫硫劑充分脫硫。脫硫劑實際平均硫容由不足10%(未用活性炭)上漲到20%(用活性炭)，滿足GB 17820-2018標準，脫硫效果顯著[2-3]。該裝填方式主要填充參數如下：(1)瓷球鋪墊于塔頂部與塔底部，用量為1∶2；(2)活性炭與脫硫劑呈現交替裝填，用量為1∶4;(3)累計裝填物高度達到9 694 mm。具體數據見表3。

3.3 完善注采井網以提高井控程度

在Y 22儲氣庫初設方案指標分析基礎上，針對該庫基本達容不達產及氣藏東部采氣末期天然氣中硫化氫含量較高的運行現狀，根據Y 22潛山氣藏特征，按照建庫注采氣井均勻部署、一套層系建設的原則，建議在氣藏東部構造中高部位補充新鉆井2口，結合歷史動態(tài)運行和試井資料，預估單井產氣42×104m3/d，工作氣量約1×108m3。調整原則：(1)優(yōu)選有效儲集層相對發(fā)育的層位和區(qū)域布井，保證鉆井成功率；(2)考慮單井控制庫容量及完鉆井空間展布，井距控制在250～300 m；(3)新鉆井為定向井，設計井深3 050 m左右，避水高度120～140 m；(4)新井投產先采氣后注氣。通過完善井網控制程度，提高該庫工作氣量和原始地層濕氣硫化氫置換率，推動庫運行效率提升。

表3 塔內填充物情況

3.4 底水水淹方案優(yōu)化

3.4.1 出水特征及水體活躍性

通過對Y 22氣藏整體生產中的動態(tài)資料剖析，獲知氣藏底水整體活動性小，呈現局部水體較活躍特征。據生產動態(tài)數據分析，Y 22氣藏試采期間地層壓力由31.35 MPa降至26.70 MPa，在壓降達4.65 MPa的情況下，氣藏整體并未發(fā)生底水沿高角度裂縫系統(tǒng)上竄，表明底水整體活動性小。該氣藏改建儲氣庫后，兩口試采井生產井段(分別為3 081～3 187 m、3 019～3 173 m)均接近氣藏原始氣液界面(3 190 m)，試采中產水量一直較小,且隨地層壓力降低產水量未有明顯增加趨勢，僅H 2-1井于2016年冬季采氣期開井就水淹停產，反映出局部區(qū)域底水較活躍[3-4]。

3.4.2 零背壓放噴排液

為滿足冬季Y 22儲氣庫保供調峰需求，采取“零背壓放噴排液”的方式[3-4]，實現水淹井正常開井生產。在采氣初期，優(yōu)先開H 2-1井，現場通過利用較高地層壓力，采用“地面系統(tǒng)零背壓放噴排液”的方式，促進H 2-1井井底積液排出。在2017年11月采氣運行中，井口油壓由開井初期的24.4 MPa快速下降至1.3 MPa后，緩慢上漲至19.1 MPa，8 d內累產液1 091 m3，產氣能力恢復到22.6×104m3/d，采氣能力被激活。采氣期該井階段采氣3 198×104m3，成功恢復了工作氣量[3-4]。

3.5 配注配產運行方案建議

3.5.1 運行方案依據

受儲氣庫季節(jié)應急調峰屬性影響[9-11]，配注配產本著遵循上級指令原則靈活配置于各注采井。注采期間，主要依據單井的構造位置、生產層位試井資料(物性參數、無阻流量、流體運移半徑等)、注采剖面測試結論的差異性[12-14]，并充分結合以往各注采井多周期注采數據、采出天然氣中硫化氫質量濃度及井筒壓力及氣水界面情況，進行差異性配注配產(如高注低采、低注高采、全注全采)現有各注采井注采氣量。關于采氣期采出液的問題，應加強不同采氣階段單井液量計量和脫硫[15-16]。為預防采氣期不同階段水侵、水錐發(fā)生，應提前編制防底水影響采氣預案，主要依據單井最大攜液量指標、實際單井采出水量的大小和相關取樣化驗，并結合井筒壓力梯度變化進行合理調配單井產量，實現科學配產與生產運行。此外，應加快完善注采井網中新井位參數研究與鉆完井投產步伐，以盡快推動庫達容達產高效運行。

3.5.2 提高運行開井率及時率

儲氣庫注采井及閑置井作業(yè)、注氣壓縮機設備維護保養(yǎng)應盡量安排在平衡期，以提高庫運行開井率及時率。特別強化采氣期前采氣流程維護與采氣設備保養(yǎng)，依據配產指標，配足脫硫藥劑量，做到脫硫工藝裝填方式與兩套脫硫塔裝置切換運行協(xié)調及時，縮短脫硫藥劑更換周期，實現所有注采井采氣過程中采出氣外輸達標。一旦有應急調峰需求，應充分考慮上調采氣量生產過程中底水水侵水錐影響，加密單井采出液計量，產水量計算，采氣期流壓流溫監(jiān)測、水性質分析等，盡力保證庫運行開井率100%，注采滿時率。

4 結 論

通過對Y 22含硫化氫地下儲氣庫多周期注采運行動態(tài)跟蹤分析，認為該庫達容達產運行主要影響因素包括：

(1)受原始氣藏中硫化氫氣體含量較高先天條件影響，該庫雖已經歷10個注采周期運行，但是采氣末期采出天然氣中硫化氫質量濃度仍然較高，尤其是在該氣藏東部采出天然氣中硫化氫質量濃度超過1 000 mg/m3，嚴重制約采出氣外輸達標，是達產緩慢的根本影響因素。

(2)配套的脫硫工藝裝填方式缺陷也是制約庫達產運行影響因素之一。

(3)注采循環(huán)輪次及采氣強度不足。

(4)注采井網不完善，控制程度低。

(5)局部底水錐進造成注采井水淹停產。

針對上述影響因素，提出針對加密動態(tài)監(jiān)測、優(yōu)化脫硫工藝裝填方式、完善注采井網、“零背壓放噴排液”的方式恢復水淹井產能以及配產配注方案相關建議，以盡快推動該庫實現達容達產高效運行。