低含硫气藏储气库酸气变化规律研究

张云钧，付　玉，艾庆林，徐运动，荐小纯，朱泽正（.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都　60500；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安　7008；3.低渗透国家重点实验室，陕西西安　7008）



低含硫气藏储气库酸气变化规律研究

张云钧1，付玉1，艾庆林2，3，徐运动2，3，荐小纯1，朱泽正1
（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018；3.低渗透国家重点实验室，陕西西安710018）

摘要：低含硫气藏改建储气库面临采出气体微含H2S，腐蚀生产设备、增加地面投资等问题。研究低含硫气藏储气库运行过程中酸气含量变化规律，可为储气库方案编制、设备优选、工艺设计提供依据。以X储气库为例，运用数值模拟方法，对储气库运行过程中酸气平面分布、采出含量展开研究。结果表明：（1）注气阶段，酸气由井底流向地层，注气结束，采出酸气含量大幅下降；采气阶段，酸气由地层流向井底，采出气体酸气含量呈指数式升高；（2）初始浓度1 230 mg/m3的情况下，自13个注采周期，采出气体中H2S含量降至安全值20 mg/m3以下；（3）库容利用率越大，产出气体中酸气含量下降速率越快。

关键词：低含硫气藏；储气库；注采变化；酸气分布；酸气产出

含硫气藏开发面临着气藏地质情况复杂，开发条件苛刻，前期评价质量要求高，开发安全保障与成本控制难度大，环境及安全要求高等问题[1，2]，一直以来都是气田开发的难点。运用低含硫气藏改建储气库与常规储气库相比将面临更大困难，例如：硫化氢腐蚀、硫化氢毒性、采出气体受到酸气污染等问题[3，4]，储气库运行安全性将面临巨大挑战[5，6]。目前，国内外学者对含硫气藏研究多集中在硫沉积，酸性气体高压物性变化，酸性气体腐蚀性，酸气扩散及溶解等方面[7-9]，对低含硫储气库注采过程中酸气组分变化研究较少。

本文以A气田X低含硫气藏储气库为主要研究对象，在高压物性研究基础上，采用数值模拟方法，预测酸气组分平面分布规律、注采过程中采出气体酸气含量变化规律，计算X储气库H2S含量降至安全范围（20 mg/m3）所需时间，为同类型储气库提供参考。

1　井区基本特征

X储气库位于A气田中北部，是典型的低含硫气藏储气库，库区自下而上划分为4小层，盖层、底板封闭性较好。目的层主要以白云岩储层为主，第3小层储层最发育，平均储层厚度3.75 m，其他小层储层发育较差，平面连续性较差。各小层构造简单，继承性较好，整体东高西低，在库区内构造有微幅变化。储层平均孔隙度6.2 %，平均渗透率2.63 mD。截至目前，X储气库实际布置直井18口，平均井距400 m。气体组分表现为含硫型干气气藏，CO2含量为3.88 %～7.48 %，平均6.1 %，H2S含量为28.84 mg/m3～2 982.52 mg/m3，平均为1 230 mg/m3（摩尔分数0.081 %）。

目标区块具备良好建库条件，但对酸气平面分布、采出规律认识不足，极大影响后期地面工程建设及工艺技术设计。因此，有必要开展酸气组分变化规律研究。

2　数值模拟研究

2.1数值模拟模型建立

针对X储气库地质认识程度和开发现状，依据库区范围及纵向上储层分布情况，在尽可能细化模型并保障运算速度的基础上，设置平面网格数531×261，网格步长50 m×50 m，纵向划分为4个模拟层，采用变深网格，总网格数554 364。以井点数据为基础，应用确定性建模方法，将各地层厚度在空间的分布以一定精度进行内插和外推，从而建立库区构造模型。采用随机建模方法，利用序贯高斯差值建立储气库储层各项属性模型。在此基础上，根据单井气样测试资料，建立初始组分含量分布场，导入数值模拟软件，建立数值模拟组分模型。

2.2气体组分及高压物性研究

X储气库原始地层压力27.73 MPa，原始气藏温度105.4℃，PVT研究取样条件为地层实际状态取样，样品中深3 137.2 m，样品气相对密度0.619 0，密度0.746 7 g/cm3，相对分子质量17.95。

对3份样品气的井流物组分展开分析研究，结果表明，气体中酸性气体含量较高，主要气体成分为CO2，H2S，CH4，C2+及少量N2等气体。为提高模型运算效率，节约运算时间，根据样品实际组分情况及研究目的，将气体中类似性质组分合并，可得4种气体拟组分，分别为：酸性气体CO2，H2S，CH4+N2，C2+（见表1）。

表1　X储气库拟组分表

表2　X储气库运行周期表

由于酸性气体影响，气体高压物性与常规气藏存在较大差别。在组分劈分结果基础上，利用杨继盛方法[10]对气体偏差系数、黏度进行非烃校正，并对气体相态开展拟合研究，以提高组分模型的精确性。

2.3储气库运行方案设计

X储气库注采井网维持原井位，即18口直井同时注采。在库容利用率为45 %的设计基础上，根据用气量需求变化，并结合运行检修要求，储气库运行周期设计（见表2）。注入气体组分摩尔含量为：CH4+N2含量97.35 %，C2+含量0.55 %，H2S含量0，CO2含量2.1 %。

3　酸气规律预测

在数值模拟模型和气体组分高压物性研究的基础上，以地层酸气分布及采出气体中酸气含量（摩尔分数）为衡量标准，计算储气库注采过程中酸气变化规律。

3.1酸性气体库中平面分布变化规律

伴随储气库注采运行，井底酸气含量呈现“降低-升高-降低”周期性变化规律，地层中酸气总含量逐渐降低，一定注采周期后，单井控制范围内酸气含量达到稳定值。

X储气库H2S含量总体西高东低，平均摩尔含量为0.028 7 %，CO2初期含量为6.1 %。注气阶段，由于注入干净气体不含H2S，井底H2S含量大幅度下降，并逐渐向周边扩散；采气阶段，气体流动方向发生反转，远端高浓度H2S气体流向井底，井底H2S含量缓慢回升，但采气末H2S含量仍低于采气初含量。15个注采周期后，库中H2S含量基本达到稳定。

3.2酸气含量随注采过程变化规律

对比库区整体采出气体中酸气含量变化值可知：注气阶段，由于注入干净气体稀释作用，采出气体中酸气含量大幅下降。采气阶段，气体流向反转，采出气体中酸气含量呈指数式小幅增长，采气末，采出气体中酸气含量达到本周期最大值。以第一个周期为例，经过注气阶段气体稀释作用，采气初期，采出气体中H2S摩尔含量较原始含量下降0.076 %（1 153 mg/m3），CO2含量下降3.838 %；采气期末相较于采气初，H2S摩尔含量上升0.023 %（349 mg/m3），CO2摩尔含量上升1.110 %（见表3）。

表3　第一注采周期内产出酸气平均值

3.3酸气含量随注采周期变化规律

随着注采周期数增加，由于注入干净气体淘洗作用，库区采出气体中酸气含量整体呈对数式降低。建库前，采出气体中H2S摩尔含量为0.081 %（1 230 mg/m3），随着储气库注采运行，自第13个周期，H2S含量均低于安全值20 mg/m3。CO2建库前摩尔含量6.05 %，自第10个注采周期，采出气体中CO2含量与注入气体含量基本相同（见表4）。

表4　不同注采周期末酸性气体组分摩尔含量预测表

3.4酸气含量随库容利用率变化规律

当库容利用率分别为40 %、45 %、50 %时，库容

利用率越大，工作气量越多，每个周期注入干净气体越多，对酸气淘洗能力越强，采出气体中酸气摩尔含量越小。随注采周期数增加，单井控制范围内酸气逐渐被采出，不同库容利用率方案间酸气含量差异逐渐减小。第13个注采周期，各方案采出气体中H2S含量同时降至安全值以下；第10个周期，CO2含量与注入气体含量基本相同。

4　结论

（1）注气阶段，受注入干净气体影响，酸性气体由井底流向远端地层；采气阶段，在生产压差和扩散作用下，酸性气体由地层流向井底。随着储气库注采周期数增加，单井控制半径内，酸气含量逐渐减少。为加快库区酸气淘洗速度，建议适当减小井距。

（2）注气后，由于注入干净气体稀释作用，采出气体中酸气含量大幅下降；采气阶段，地层远端酸气流向井底，采出气体中酸气含量呈指数式增长。建议采气阶段，尤其是采气末期注意H2S含量检测工作。

（3）初始H2S摩尔含量0.081 %（1 230 mg/m3），库容利用率45 %时，自第13个注采周期，采出气体中H2S含量低于国家安全标准值20 mg/m3。建议井口除硫设备至少维持12个周期，以确保采出气体安全性。

（4）库容利用率越大，采出气体中酸气含量越低；但随着运行周期数增加，不同库容利用率方案间酸气含量差异逐渐缩小。为减少初期产出气体酸气含量，可适当增加库容利用率。

参考文献：

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［10］杨继盛.采气工艺基础［M］.北京:石油工业出版社，1992: 35-36.

The study of sour gas variation in low-sulfur gas storage

ZHANG Yunjun1，FU Yu1，AI Qinglin2，3，XU Yundong2，3，JIAN Xiaochun1，ZHU Zezheng1
（1.School of Oil & Gas Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China；2.Research Institution of Petroleum and Development of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China；3.National Engineering Laboratory for Low-permeability Oil/Gas Exploration and Development，Xi'an Shanxi 710018，China）

Abstract:There will be some problems when rebuilding a gas storage with low-sulfur gas reservoir,such as facility erosion and equipment investment increasing.So,it is necessary to investigate the variation of sour gas during gas injection and production,which makes sense for gas storage program formation,equipment optimization and process design.Sour gas distribution and production are studied by numerical simulation in X gas storage,a typical lowsulfur gas storage.It shows that（1）During gas injection period, sour gas is driven away from well bottom-bole by pure gas injection.After injection, the gas produced on the ground contains less sour gas than that before.During production period,sour gas flows towards bottomhole forced by producing pressure drop.So the sour gas come to the ground increase expobook=90,ebook=95nentially.（2）From the 13th production period,the content of H2S drops down below 20 mg/m3, which is the national safety standard, while the original H2S content is 1 230 mg/m3.（3）Higher storage capacity ratio means more working gas,which improve the speed that sour gas content drops as time goes by.But as the gas storage operates several periods,the difference between each program becomes less and less.And after 10 periods,the sour gas content of the 3 programs studied in this research is almost the same.

Key words：low-sulfur gas field；gas storage；gas injection and production；sour gas distribution；sour gas production

作者简介：张云钧，男（1990-），硕士研究生，主要研究油气藏数值模拟，邮箱：969530436@qq.com。

*收稿日期：2016－02-01

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.023

中图分类号：TE377

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0089-04