0 引言
库容参数是储气库有别于气藏开发的重要技术参数，是气藏改建储气库方案设计的关键参数，主要包括库容量、工作气量、垫气量、补充垫气量、上限压力、下限压力等［1-4］。下限压力与工作气量、垫气量、注采井数等参数密切相关，并将直接影响项目建设的经济性，其重要性不言而喻。储气库项目建设总投资主要为钻采工程、地面工程、垫气投资之和。而下限压力变化会引起工作气量、注采井数和垫气量联动变化，与之配套的项目总投资随之改变。过去我们主要考虑储气库地质条件、气井产能、地层水、外输压力以及实现库容最大化，未与项目经济性直接挂钩，下限压力设计结果具有一定局限性。因此，本文在原有成果基础上，进一步研究不同下限压力的有效库容形成与项目建设投资之间的内在关系，以项目经济性最优为目标，建立气藏改建储气库下限压力设计新方法。为验证方法的有效性，在国内某储气库方案设计中应用该方法进行了储气库下限压力设计，实践表明，该方法统筹了技术经济性，设计基础更牢靠，结果更科学，对后续气藏型储气库下限压力设计和优化调整具有重要指导意义。
1 主要影响因素分析
从建库方案设计角度，储气库经过若干扩容达产周期后进入稳定循环注采阶段，地层压力在下限压力与上限压力之间波动。随着下限压力变化，工作气量、注采井数、垫气量等建库关键参数也随之变化，并与项目经济性密切相关。从目前设计经验来看，下限压力主要考虑以下4方面因素：
（1）具备一定的工作气规模，以提高储气库运行效率，实现技术经济最优化。对于某一给定气藏改建储气库，若保持上限压力不变，随着下限压力降低，工作气量和注采井数增加，垫气减小，钻采和地面工程投资随之增加，而垫气投资减小，理论上存在一个拐点使得总投资极小，实现储气库项目的经济性最优。因此，下限压力选取必须考虑储气库具有一定规模的工作气量，才能实现项目经济性最优。
（2）保证储气库采气末期最低调峰能力和维持单井最低生产能力。储气库生产过程中，随着地层压力降低，气井产能降低，如果保持储气库生产能力不变，则需要更多工作井，又将增加大量建设投资。即下限压力越低，气井产能降低，难以维持储气库最低生产能力满足市场用气需求。
（4）气井在采气末期产气能力应低于气井临界出砂流量，尽可能避免气井出砂，但要最大限度发挥气井产能。下限压力与采气末期气井产能紧密相关，要实现储气库大吞大吐功能，则需尽可能发挥气井潜力。常规油气藏开发出砂类型主要包括渗流砂、弱胶结附着的颗粒、骨架型破坏出砂、砂穴崩落型出砂共4种。对于储气库，由于交替往复注采，岩石骨架有效应力交替变化，出砂类型极有可能是弱胶结附着的颗粒和骨架型破坏出砂2类，因此必须控制好生产压差，将地层高速气体冲击力和疲劳破坏控制在一定范围内，最大限度避免储层出砂，堵塞渗流通道、冲刷管柱和破坏地面集输设备。
2 下限压力设计新方法
新方法以常规的气藏工程和数值模拟方法研究成果为基础［12］，考虑项目建设经济性，建立下限压力与项目投资的内在关系，优选合理的下限压力。
2.1 常规设计方法
下限压力设计一般采用气藏工程、数值模拟方法，以工作气比例、调峰能力、注采井数、渗流条件、外输限制及库容形成过程合理控制为约束条件，采用多方案模拟预测储气库运行技术指标，定性半定量优选下限压力。
2.1.1 气藏工程方法
在库容量预测模型建立、气井注采气能力评价和上限压力确定的基础上，开展储气库下限压力设计。通过分析气藏地质条件、水侵规律、气井产能等，预设下限压力作为基准值。据此上下浮动，得到不同的压力值，计算相应的工作气量、注采井数等，再根据产能方程、垂直管流方程计算气井和气库调峰能力、生产压差、井口压力等，最后以工作气比例、采末产能、临界出砂压差、外输压力等为约束条件，进行多方案对比，优选出储气库合理的下限压力（图1）。
2.1.2 数值模拟方法
以下限压力气藏工程设计时建立的对比方案为基础，利用IPM、Eclipse等数值模拟软件对储气库方案指标进行预测。重点关注库容形成过程、不同阶段的调峰能力、注采井网对砂体和流体的控制、平面上多周期运行过程中气驱前缘扩展、纵向上气液界面周期性变化及振荡幅度等，分析不同下限压力下形成的库容量、工作气量、垫气量、气井和气库的注采气能力、注采井网（井型、井数、井网）等关键指标，以地层渗流、井筒举升、地面集输等节点的临界参数及工作气规模和采气能力为约束，优选推荐合理的下限压力。
2.2 下限压力设计新方法
通过总结储气库建设和设计经验，可以看出对于某一给定气藏改建储气库，若保持上限压力不变，下限压力降低，项目总投资降低，随着下限压力进一步降低，项目总投资开始增加，理论上存在一个拐点使得总投资极小（图2），实现储气库项目的经济性最优。
根据下限压力与投资之间的函数关系式，可以求得投资极限值时对应的压力，即为合理的下限压力。
储气库建设项目总投资包括钻采工程、地面工程、垫气量及其他4部分，其中其他包括原有固定资产、剩余资产、贷款利息、铺底流动资金等。通过分析中国石油呼图壁、相国寺、双6等5座储气库群的项目投资构成（图3），不难发现钻采工程、地面工程、补充垫气量三项投资占比高达97.4%~99.0%，平均为98.2%。由于以上气库开采程度较高，所以补充垫气量较多，垫气投资主要以补充垫气为主。其他部分的投资仅占1.0%~2.6%，平均为1.8%，不到2%。
通过分析已建储气库地面工程与钻采工程投资发现（图4），其比例在0.97~2.61之间，采用加权平均得到库群平均比例为1.36，即地面工程投资是钻采工程的1.36倍。分析表明绝大多数储气库地面投资与井工程紧密相关，且投资规模之比平均在1.36左右。
因此，为了具有普遍性和代表性，根据已建气库经验，项目总投资可简化成钻采工程、地面工程、垫气量3部分，垫气量包括剩余天然气可采储量和补充垫气量投资2部分。据此分析不同下限压力项目的经济性，可满足工程设计的基本要求。本文项目总投资的计算公式简化为：
在建库地质方案设计时，井工程投资可以参照本地区或者条件相近的气库进行类比，得到单位进尺投资，作为该库井工程投资估算依据。地面工程设计较为复杂，在没有投资概算前提下，可以与条件相近储气库进行类比或地面与钻采投资比例关系近似估算地面工程投资。
另外，垫气投资 可分解为建库时剩余可采储量与补充垫气的价值之和，剩余可采储量近似取油田天然气井口价计算，补充垫气量按当地天然气基准门站价与管道运输价之和作为单价计算，由此得到垫气投资为：
=
3 应用实例
3.1 储气库简况
国内某中低孔低渗低产强非均质性气藏改建地下储气库，构造高点埋深2 400 m，近东西向长轴背斜，储层孔隙度平均为11%，渗透率为4×10-3 μm2，天然气地质储量为30×108 m3，单井日均产量为12×104 m3/d，产水量不高，主要集中在构造东西两翼，累积天然气产量为26×108 m3，单位压降产气量为（0.2~0.8）×108 m3，建库时地层压力由31.0 MPa降至6.8 MPa，接近枯竭。
3.2 下限压力设计
全面考虑气藏地质条件、水侵规律、气井产能、外输压力限制等多因素，结合地质条件复杂性和调峰能力需求，估算下限压力基准参考值为18 MPa，据此上下浮动设计对比方案7套，利用气藏工程方法计算每套方案关键参数（表1），如工作气量、垫气量、补充垫气量、注采井数等。
表1 某储气库下限压力设计方案关键参数Table 1 Key parameters of minimum storage pressure design schemes for a gas storage |
| 方案 | 下限压力/MPa | 工作气量/(108 m3) | 垫气量/(108 m3) | 补充垫气量/(108 m3) | 井数/口 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 水平井 | 直井 | |||||
| F1 | 21 | 7.5 | 20.3 | 13.5 | 11 | 3 |
| F2 | 20 | 8.3 | 19.5 | 12.7 | 12 | 5 |
| F3 | 19 | 9.2 | 18.6 | 11.8 | 13 | 6 |
| F4 | 18 | 10.0 | 17.8 | 11.0 | 13 | 12 |
| F5 | 17 | 10.9 | 16.9 | 10.1 | 13 | 20 |
| F6 | 16 | 11.8 | 16.0 | 9.2 | 13 | 27 |
| F7 | 15 | 12.7 | 15.1 | 8.3 | 13 | 36 |
在此基础上，根据该油田气井井口价、所在城市门站价和管输价，以及井工程和地面工程计费算法，分别得到7套方案的项目总投资，据此绘制下限压力与投资关系曲线（图5）。
不难发现，下限压力与项目投资呈典型的抛物线关系，利用导数关系求得项目投资极小值对应的压力值，即为下限压力。最后得到该气库合理的下限压力值为19.3 MPa。
该方法在常规设计思路基础上，考虑项目经济性与下限压力关系，建立了函数关系式，可以精准计算出下限压力为19.3 MPa。而原方法只能从给定的7套方案中，以满足具有一定工作气规模、采出气外输条件、采气末期气井产能满足最低调峰需求、尽量控制采气末期地层水侵入等约束条件为前提，优选出下限压力为19 MPa。显然，新方法考虑因素更加全面、计算方法更加便捷、数值精度更高，便于推广应用。
4 结论
（1）以建库地质条件、水侵规律、气井产能、外输条件以及实现库容最大化等为基础，以项目经济性最优为约束，建立的下限压力设计新方法适用可靠。
（2）在已建库工程总投资构成及其占比关系基础上，提出的项目总投资简化计算方法可以满足工程设计要求。
（3）下限压力与项目投资关系曲线为抛物线型，存在一个拐点使得投资极小化，求取的下限压力值更加精确和便捷。
符号说明： 为储气库建设项目总投资，亿元； 为储气库钻采工程投资，亿元； 为储气库地面工程投资，亿元； 为储气库垫气量投资，亿元； 为建库时剩余天然气可采储量，108 m3； 为储气库补充天然气量，108 m3； 为天然气井口单价，元/m3； 为天然气基准门站价格，元/m3； 为天然气管道运输价格，元/m3； 为储气库下限压力，MPa；n为地面工程投资与钻采之比，小数。
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