殷代印，何 超，董秀榮

(1.東北石油大學，黑龍江 大慶 163000;2.中油大慶石化分公司，黑龍江 大慶 163000)

1 建立儲氣庫數(shù)值模型

喇嘛甸油田為氣頂油藏，具有統(tǒng)一的水動力系統(tǒng)，重力分異作用制約油氣水縱向分布，有統(tǒng)一的油水界面和油氣界面。含油面積為100 km2，地質(zhì)儲量為8.14×108t，最大含氣面積(薩零組)為53.1 km2，天然氣地質(zhì)儲量為99.59×108m3。

對喇嘛甸油田進行油藏描述，準確提供油藏數(shù)值模型，為儲氣庫調(diào)峰能力研究奠定基礎(chǔ)。運用隨機模擬方法建立喇嘛甸北塊氣層儲層屬性模型，并進行數(shù)據(jù)分析，以指導儲層巖性模型及孔、滲、飽模型的建立[1－3]。

2 油氣井相互影響動態(tài)研究

2.1 油氣界面運移分布研究

建立油氣界面、壓力監(jiān)測系統(tǒng)，可以知道油氣區(qū)壓力波動和油氣界面位移情況。

數(shù)值模擬與實際監(jiān)測的結(jié)果相符。油氣界面下移說明井區(qū)存氣頂氣下竄。由圖1、2可知，1975年至1985年從上部儲氣庫采氣，氣區(qū)壓力大幅度下降，油氣界面上移，產(chǎn)生油侵[4－5]。

圖1 1975～1985年油氣界面橫向移動情況

圖2 1975～1985年油氣界面縱向移動情況

跟蹤監(jiān)測近幾年每個注采氣周期油氣界面的位移變化，分析油氣界面移動狀況發(fā)現(xiàn)，近年儲氣庫運行周期中，油氣界面變化小，油氣區(qū)壓差穩(wěn)定，未出現(xiàn)大面積油侵氣竄[6－8]。

由圖3、4可知，1991年，油田開始回注天然氣，氣區(qū)壓力回升，油氣界面下移[6]。

圖4 1991～2001年油氣界面縱向移動情況

2.2 油侵氣竄動態(tài)參數(shù)界限研究

儲氣庫運行周期中，氣區(qū)壓力隨注采周期波動。

(1)采氣階段。不斷降低氣區(qū)壓力，采氣末達到油氣最大壓差，當油氣區(qū)壓差超過最大壓差界限時發(fā)生油侵現(xiàn)象。運用數(shù)值模擬方法研究儲氣庫油侵參數(shù)界限，通過增加油氣區(qū)壓差，在采氣周期內(nèi)增大氣井的采氣量，氣區(qū)壓力分別低于油區(qū)不同壓力時，研究油氣界面移動距離，同時監(jiān)測是否發(fā)生油侵，這樣得出油侵參數(shù)界限。

結(jié)合區(qū)塊在采氣前后的平面油氣界面位移圖，以喇153井為例，發(fā)現(xiàn)當油區(qū)的壓力高于或等于儲氣庫的平均壓力0.6 MPa時，該井周圍出現(xiàn)油氣界面位移，油侵層位與地質(zhì)條件如表1。此時，平均單井采氣量為12.71×104m3/d，平均采氣強度為1.39×104m/(d·m)，繼續(xù)預測15個周期，可以得出油氣界面平均位移為400 m。

表1 油氣區(qū)壓差為0.6MPa時喇153井油侵情況

因此，為防止油侵現(xiàn)象發(fā)生，應控制油氣區(qū)壓差在0.5 MPa以內(nèi)。

(2)注氣階段?；刈r氣區(qū)壓力不斷上升，注氣末氣區(qū)壓力將高于油區(qū)壓力，發(fā)生氣竄。用增大注氣量來增加油氣區(qū)壓差，在氣區(qū)的壓力分別高出油區(qū)不同壓力時，研究油氣界面位移情況和監(jiān)測過渡帶周圍所有油井是否發(fā)生氣竄，進而給出氣竄參數(shù)界限。

研究結(jié)果得知，以油井到油氣界面400 m計算，當油氣壓差分別為－0.2 MPa、－0.32 MPa、－0.42 MPa、－0.50 MPa時，油氣界面位移至油井處需要注氣周期分別為8、5、2、1個注氣周期。即當儲氣庫的平均壓力高于油區(qū)的壓力時，在若干注氣周期后都會發(fā)生氣竄。因此，實際生產(chǎn)時，氣區(qū)的壓力必須低于油區(qū)的壓力。

2.3 油侵氣竄地質(zhì)參數(shù)界限研究

在初始狀態(tài)下，油氣區(qū)的壓力相同，調(diào)節(jié)生產(chǎn)制度穩(wěn)定油區(qū)壓力。通過改變氣井的注采氣量模擬不同油氣區(qū)的壓差，進而研究不同連通條件下、不同砂體的油侵氣竄地質(zhì)參數(shù)界限。

在氣井采氣階段，監(jiān)測油氣界面運移狀況，當油氣區(qū)壓差達到0.6 MPa時，發(fā)現(xiàn)油侵。壓差為0.6、0.7 MPa時，預測第15個周期油氣區(qū)不同滲透率各層油氣界面移動(表2)。

表2 第15個采氣周期末不同滲透率油氣界面移動距離

其中砂體發(fā)育厚度及連通性排序為:薩Ⅰ4+5、薩Ⅰ2、薩Ⅰ3、薩Ⅰ1層。由表2可知:砂體連通情況和油氣區(qū)壓差相同時，滲透率越大油氣界面位移越大;相同滲透率和油氣區(qū)壓差下，砂體較厚發(fā)育較好，油侵現(xiàn)象較嚴重。

在氣井注氣階段，不同油氣區(qū)壓差下各射開層位發(fā)生氣竄時的注氣周期數(shù)見表3。由表3可知，當砂體連通情況和油氣區(qū)壓差相同時，滲透率越大所需的氣竄周期數(shù)越小;砂體較厚發(fā)育越好，越容易氣竄。

表3 不同滲透率值不同油氣區(qū)壓差各層氣竄周期數(shù)

3 儲氣庫調(diào)峰能力研究

3.1 薩一組儲氣庫調(diào)峰能力研究

分析前面結(jié)論，注氣過程中為了防止發(fā)生氣竄，薩一組注氣末儲氣庫壓力必須低于油區(qū)壓力[9]。此時最大氣壓差為0.5 MPa，薩一組達到最大調(diào)峰能力。數(shù)值模擬得結(jié)果為:當壓差為0.5 MPa時，薩一組儲氣庫最大注采氣能力為1.90×108m3。

3.2 薩二組儲氣庫調(diào)峰能力研究

根據(jù)物質(zhì)平衡方程和非理想氣體狀態(tài)方程推導出氣區(qū)實際調(diào)峰能力[10]。

物質(zhì)平衡方程:

式中:Gp為累計采出氣量，108m3;G為地質(zhì)儲量，108m3;Bgi為原始狀態(tài)的天然氣體積系數(shù);Bg為某時刻的天然氣體積系數(shù);M為外界浸入量，108m3。

聯(lián)系非理想氣體狀態(tài)方程，推導得到:

式中:pi為原始狀態(tài)的地層壓力，MPa;pt為某時刻的地層壓力，MPa;Zi為原始狀態(tài)的偏差因子;Zt為t時刻的偏差因子;W為浸入系數(shù)。

對式(2)無因次化處理:

式中:R為采出程度，R=Gp/G。

根據(jù)物質(zhì)平衡方程，推導得出薩二組氣區(qū)的實際調(diào)峰能力:

式中:Vi為天然氣體積，108m3;pb為地面條件下的壓力，MPa;Zb為地面條件下的壓縮因子。

當?shù)趖時刻時，折算到地面狀態(tài)，則有:

式中:Vt為凈剩累計采氣量在t時刻地面條件的體積。

地下剩余儲量和累計采出量的總量為:

由式(4)、(5)分別導出 Vi和 Vt后代入(6)式，得到t時刻薩二組氣區(qū)地層壓力pt與累計采氣量Gp之間的關(guān)系方程:

利用式(7)對薩二組階段調(diào)峰能力進行預測，氣區(qū)壓力控制在0.5 MPa內(nèi)，則儲氣能力Qi由式(8)給出:

式中:pog為t時刻油氣區(qū)壓差，MPa。

供氣能力Qj由式(9)給出:

將北塊薩二組氣層的有關(guān)數(shù)據(jù)代入式(4)、(5)，儲氣層薩Ⅱ1+2～7+8層的動用儲量G按一類氣砂地質(zhì)儲量計算，原始地層壓力為10.16 MPa，目前地層壓力8.62 MPa。原始壓縮因子為0.851，目前壓縮因子為0.867。若考慮目前薩二組氣區(qū)的氣區(qū)壓力(8.62 MPa)低于油區(qū)壓力9.09 MPa(折算到920 m處)，使得目前薩二組氣區(qū)的注氣調(diào)峰能力大于采氣調(diào)峰能力，注氣能力可達到1.04×108m3，采氣能力可達到0.06×108m3。若考慮油氣區(qū)壓力平衡后，可求得新建氣庫薩Ⅱ1+2～7+8層儲氣能力為0.06×108m3，地下總供氣能力為1.10×108m3。

4 結(jié)論

(1)選擇最小曲率算法建立三維構(gòu)造模型，運用隨機模擬方法建立喇嘛甸北塊氣儲層屬性模型，并進行數(shù)據(jù)分析。

(2)利用數(shù)值模擬結(jié)果進行油氣界面運移規(guī)律研究，追蹤油氣界面平面運移，得到儲氣庫建庫以來油氣界面在平面上的分布情況。

(3)研究油侵氣竄動態(tài)參數(shù)界限以及地質(zhì)參數(shù)界限，并給出喇嘛甸北塊儲氣庫油氣壓差對油侵氣竄的影響。當油氣區(qū)壓差大于0.5 MPa時，局部出現(xiàn)油侵現(xiàn)象，隨著油氣區(qū)壓差增大，該現(xiàn)象更為嚴重;當氣區(qū)壓力高于油區(qū)壓力時，在若干個注氣周期后均發(fā)生不同程度氣竄現(xiàn)象。因此，為防止油侵氣竄現(xiàn)象發(fā)生，應控制油氣區(qū)壓差在0.5 MPa以內(nèi)。

(4)通過數(shù)值模擬研究結(jié)果可知，薩一組儲氣庫最大注采氣能力為1.90×108m3。根據(jù)物質(zhì)平衡方程和非理想氣體狀態(tài)方程推導出薩二組氣區(qū)在保持油氣界面相對穩(wěn)定條件下實際調(diào)峰能力:薩Ⅱ1+2～7+8層儲氣能力為0.06×108m3，地下總供氣能力為1.10×108m3。

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