喇嘛甸儲氣庫

喇嘛甸油田的地下儲氣庫是當時該方面技術最高水平的結晶，具有里程碑意義，是當時規模最大的油田地下儲氣庫。

1975年，為緩解工業用氣與民用氣季節性用氣量不均衡的矛盾，減少夏季伴生氣放空帶來的資源浪費，確保油氣界面穩定，喇嘛甸油田儲氣庫應運而生。與國內外其他地下儲氣庫相比，基於氣頂而建的喇嘛甸儲氣庫具有鮮明的天然庫存特性，但要保持油氣界面穩定，管理難度較大。喇嘛甸油田具有獨特的構造形式。是一個受構造控制的短袖式的背斜氣頂油藏,他的主要儲集層屬於河流三角洲沉積形式。

開發初期的選庫標準和設計原則：1）有適宜的構造、發育的儲層和良好的封閉條件；2）能滿足日注采60×104m3的要求；3）避免氣竄油浸，對氣頂油田開發全局影響最小；4）少打井；5）注汽井位於構造高部位、砂體較發育的地區。建成後，先開始採氣，從1983年開始向地下注氣。

隨著大慶油田乙烯、化肥、甲醇等化工生產規模的不斷擴大，對原料天然氣需求也越來越大，由於設備的檢修等情況造成了每年將近1×108m3的天然氣因無力應用而白白放空，損失了大量的天然氣。另一方面，出現了氣竄現象，注氣設備老化，管線及井口需要改造等，結合油氣區動態變化和大慶地區用氣平衡狀況，儲氣庫於1998年擴建。

儲氣庫注采技術及管理方法：1）儲氣庫設計及庫容量測算技術；2）注採氣系統節點分析技術；3）動態監測及調整技術；4）地面工藝配套調整技術；5）儲氣庫動態分析技術和管理辦法。

根據大慶地區氣候變化特徵和用氣平衡情況，確定每年4月中旬至10月中旬注氣，11月至次年3月採氣，構成一個運行周期，注采切換期各半個月。擴建後的第一個周期，注採氣量都大幅度上升，儲氣庫採氣6100×104m3，日供氣60×104m3左右，注氣達到5200×104m3，連續20天日注氣達到60×104m3以上。最高日注氣量82×104m3，在1981年達到2.04×108m3的採集高峰。

由於採集方法的局限性使得氣層壓力下降並逐漸威脅油氣界面穩定，出現許多隱患。自1983年後降低了儲氣庫的採氣量並開始新的開採方法。例如向儲氣庫回注天然氣，通過此方法實現氣壓平衡到1996年底采、注氣達到基本平衡。儲氣庫地層壓力7.46MPa，總壓差-2.62MPa。通過不斷更新採集方法簡化管理，使得注氣量大大增多，進而使儲氣庫地層壓力回升至8.43MPa，總壓差-1.65MPa，氣體產量也大幅度增長。

根據2009年監測資料顯示，油氣界面基本保持穩定。在薩零組射孔厚度佔全井38.95%情況下注氣時不吸氣，經過分析認為薩零組氣層基本沒有動用。目前儲氣庫動用的只有薩一組。所以此油井依舊有很廣闊的開採空間。到2015年四月初期儲氣庫地層壓力8.16MPa，油區、氣區壓差穩定並且壓力範圍變化在可控範圍內。地下儲氣庫和油氣界面可以持續穩定較長時間。

由2009～2016年實際注氣壓力變化情況（見表1和表2）看，2009年到2016年，平均每注天然氣3720×104m3時，氣層壓力上升0.1MPa；平均每采天然氣3010×104m3時，氣層壓力下降0.1MPa。

表1 2009～2016年實際注氣壓力變化情況

表2 2009～2016年實際採氣壓力變化情況

中國石油網消息稱截至5月6日，我國首座地下儲氣庫——大慶喇嘛甸油田儲氣庫已安全平穩運行43年，日調峰能力達100萬立方米，累計注氣18.9億立方米、採氣21.28億立方米。

43年來，喇嘛甸儲氣庫持續強化安全管理，堅持定期開展設備檢修，保證地面系統安全運行;合理調控油氣區壓力系統，保持油氣界面穩定;以「先內部井再外部井，先壓力低井再壓力高井」為注氣階段開井原則，以「先內部井再外部井，先壓力高井再壓力低井」為採氣階段開井原則，提高運行效率。在此基礎上，喇嘛甸儲氣庫及時開展注采井套管檢測工作，探索形成了一套有效的檢測、評價方法。

參考：[1]席楊.喇嘛甸儲氣庫動態分析研究[D].東北石油大學,2017.

[2]沙宗倫,方凌雲,方亮,舒萍.大慶喇嘛甸地下天然氣儲氣庫開發技術研究[J].天然氣工業,2001(05):80-83+3.

[3]我國首座地下儲氣庫大慶喇嘛甸油田儲氣庫已安全平穩運行43年http://www.chinagas.org.cn/hangye/zixun/china/2018-05-09/42683.html。

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