高廣亮 劉 偉 李 聰 孫彥春 楊智斌 何海燕 孫軍昌 王皆明 張憲國(guó) 劉滿倉(cāng)

1.深層油氣全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·中國(guó)石油大學(xué)（華東）2.中國(guó)石油冀東油田公司 3.東北石油大學(xué)環(huán)渤海能源研究院 4.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院地下儲(chǔ)庫(kù)研究中心 5.國(guó)家能源地下儲(chǔ)氣庫(kù)研發(fā)中心

0 引言

天然氣地下儲(chǔ)氣庫(kù)（以下簡(jiǎn)稱儲(chǔ)氣庫(kù)）是利用地下具備封閉條件的儲(chǔ)集空間，將天然氣回注形成的一種人工氣藏，其不僅可以起到冬季調(diào)峰采氣功能，而且可以兼作應(yīng)急氣源，提高供氣可靠性[1-2]。建設(shè)儲(chǔ)氣庫(kù)是保障天然氣安全平穩(wěn)供應(yīng)的重大民生工程。根據(jù)儲(chǔ)氣庫(kù)建庫(kù)地質(zhì)特點(diǎn)，可將其分為油氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)、含水層型儲(chǔ)氣庫(kù)、鹽穴型儲(chǔ)氣庫(kù)和礦坑型儲(chǔ)氣庫(kù)等4 種類型[1]。其中，利用枯竭或開(kāi)發(fā)中后期油氣藏改建是儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)的主要類型。中國(guó)自1994年啟動(dòng)建庫(kù)以來(lái)，截至2022年底累計(jì)建成儲(chǔ)氣庫(kù)24 座，形成工作氣量約192×108m3[3-4]。作為天然氣消費(fèi)和季節(jié)調(diào)峰的雙重核心區(qū)，目前京津冀地區(qū)適宜建庫(kù)氣藏已基本枯竭，該區(qū)域賦存豐富的水淹油藏、帶氣頂油藏等逐漸納入建庫(kù)范圍[1-2]，成為國(guó)內(nèi)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)的主要發(fā)展方向。

庫(kù)容量是儲(chǔ)氣庫(kù)建庫(kù)地質(zhì)方案設(shè)計(jì)的核心研究?jī)?nèi)容之一，是儲(chǔ)氣庫(kù)其他運(yùn)行指標(biāo)設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)，準(zhǔn)確計(jì)算儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量對(duì)儲(chǔ)氣庫(kù)總體建庫(kù)效益以及上游天然氣開(kāi)發(fā)和下游天然氣需求都將起到重要的作用[5-6]。目前，國(guó)內(nèi)針對(duì)氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容計(jì)算方法研究較為成熟，楊廣榮等[7]提出利用物質(zhì)平衡法計(jì)算儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量，胥洪成等[8]提出了水驅(qū)氣藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量預(yù)測(cè)方法，高濤[9]針對(duì)底水火山巖儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容和工作氣影響因素進(jìn)行了定量評(píng)價(jià)。在氣藏建庫(kù)庫(kù)容量預(yù)測(cè)方法研究基礎(chǔ)上，國(guó)內(nèi)早期也逐步開(kāi)展了帶油環(huán)氣藏和水淹油藏建庫(kù)庫(kù)容形成機(jī)理、庫(kù)容量計(jì)算等方面的探索研究。王皆明等[10]以華北京58氣頂油藏儲(chǔ)氣庫(kù)為研究對(duì)象，提出了以氣頂自由氣、油層自由氣和溶解氣不同流體區(qū)帶庫(kù)容量計(jì)算方法。曾順鵬等[11-14]開(kāi)展了油藏建庫(kù)庫(kù)容形成機(jī)理及影響因素研究，潘洪灝等[15]以遼河油田興古7 潛山油藏為對(duì)象，對(duì)氣驅(qū)開(kāi)發(fā)油藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量及影響因素進(jìn)行了研究。

由于油藏建庫(kù)需通過(guò)多輪高壓注氣采油排液，從無(wú)到有逐漸形成、擴(kuò)大儲(chǔ)氣空間和庫(kù)容，宏觀上將其稱為次生氣頂形成過(guò)程，其存在氣油水三相滲流和復(fù)雜的氣—油組分交換相行為，庫(kù)容形成機(jī)理與氣藏建庫(kù)具有顯著差別。而目前針對(duì)油藏建庫(kù)庫(kù)容量計(jì)算方法均未考慮儲(chǔ)層不同區(qū)帶流體賦存特征、動(dòng)用效率和氣油相行為的影響，導(dǎo)致建庫(kù)設(shè)計(jì)關(guān)鍵指標(biāo)與實(shí)際運(yùn)行存在較大差別。筆者以冀東油田堡古2 典型砂巖油藏為研究對(duì)象，綜合采用室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)、機(jī)理分析和數(shù)值模擬等多種技術(shù)手段，在剖析油藏建庫(kù)庫(kù)容形成機(jī)理及其影響因素基礎(chǔ)上，建立了以“有效儲(chǔ)氣孔隙體積”為核心，綜合考慮儲(chǔ)層不同流體區(qū)帶滲流和氣油相行為的油藏建庫(kù)庫(kù)容量多因素計(jì)算數(shù)學(xué)模型和預(yù)測(cè)方法，應(yīng)用于堡古2揮發(fā)性油藏建庫(kù)指標(biāo)設(shè)計(jì)。研究成果為不同類型油藏建庫(kù)庫(kù)容參數(shù)設(shè)計(jì)、建庫(kù)方案設(shè)計(jì)和運(yùn)行優(yōu)化等提供科學(xué)指導(dǎo)。

1 庫(kù)容形成機(jī)理分析

枯竭氣藏或開(kāi)發(fā)中后期氣藏建庫(kù)，庫(kù)容形成過(guò)程為注氣膨脹或氣驅(qū)水恢復(fù)儲(chǔ)氣空間，因?yàn)闅獠卦己瑲饪紫犊臻g仍然存在或僅部分孔隙受到天然水侵影響。而經(jīng)歷天然或人工注水開(kāi)發(fā)的水淹油藏建庫(kù)庫(kù)容形成過(guò)程更加復(fù)雜[10]：①儲(chǔ)層賦存流體為氣油水三相，建庫(kù)過(guò)程為油、氣、水三相多輪交互驅(qū)替，滲流機(jī)理復(fù)雜；②油藏建庫(kù)前儲(chǔ)層孔隙內(nèi)部基本被液體飽和，需通過(guò)多輪交互氣驅(qū)排液采油，使得液體“騰出”空間實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)氣形成次生氣頂（圖1），有效儲(chǔ)氣空間的形成不確定性高，宏觀氣驅(qū)波及系數(shù)、微觀氣驅(qū)液效率受原油性質(zhì)、水驅(qū)剩余油賦存狀態(tài)、注采壓力和溫度以及儲(chǔ)層物性等多因素影響；③油藏建庫(kù)氣驅(qū)采油排液過(guò)程存在復(fù)雜的氣油多組分交換等相行為特征，建庫(kù)注采過(guò)程采油排液效率、采出流體組分和庫(kù)容形成規(guī)模等均受相間傳質(zhì)的影響[11-13]。根據(jù)氣驅(qū)油是否發(fā)生混相，油藏建庫(kù)包括非混相驅(qū)替和混相驅(qū)替兩種模式。

圖1 油藏建庫(kù)庫(kù)容形成機(jī)理示意圖

非混相驅(qū)替建庫(kù)模式主要是通過(guò)注入天然氣對(duì)儲(chǔ)層剩余油、可動(dòng)水的驅(qū)替排出和壓縮等騰出儲(chǔ)氣孔隙空間，從而形成次生氣頂。注氣驅(qū)替剩余油、驅(qū)替可動(dòng)水效率與儲(chǔ)層物性、非均質(zhì)性、注氣速度和宏觀控制以及油水分布狀態(tài)密切相關(guān)[8-9]?？傮w而言，儲(chǔ)層物性越好、非均質(zhì)性越弱、注氣速度越低，則氣驅(qū)液效率越高。而混相驅(qū)替建庫(kù)模式下，注入天然氣與剩余油在高壓后發(fā)生混相作用，氣油界面消失，微觀氣驅(qū)油效率更高。同時(shí)，由于進(jìn)行混相驅(qū)油，宏觀波及系數(shù)也大幅提升。因此，儲(chǔ)層中可以騰出更多的儲(chǔ)氣孔隙空間，最終形成的庫(kù)容量規(guī)模更大[16]。

2 庫(kù)容量計(jì)算模型建立

2.1 油藏建庫(kù)簡(jiǎn)化剖面模型

經(jīng)歷天然或人工注水開(kāi)發(fā)的水淹油藏建庫(kù)前地下流體分布自上而下可簡(jiǎn)化為純油帶、水淹帶/油水過(guò)渡帶、純水帶等3 個(gè)區(qū)帶（圖2）。根據(jù)油藏建庫(kù)庫(kù)容形成機(jī)理分析，油藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)過(guò)程中，隨著注入天然氣的驅(qū)替和運(yùn)移，將發(fā)生氣驅(qū)油、氣驅(qū)液過(guò)程，存在頂部氣驅(qū)油、底部氣驅(qū)液兩種不同的庫(kù)容形成過(guò)程。由于不同區(qū)帶流體分布的差異，微觀氣驅(qū)效率和宏觀波及系數(shù)具有差異性。

圖2 油藏建庫(kù)前儲(chǔ)層流體分布簡(jiǎn)化剖面示意圖

純油帶為建庫(kù)前未受到注入水和天然水侵影響的原油富集區(qū)，建庫(kù)氣驅(qū)效率高，為有效庫(kù)容的主要部分，水淹帶/油水過(guò)渡帶為建庫(kù)前受到注入水和水侵影響的剩余油富集區(qū)，注入水、天然侵入水和剩余油交錯(cuò)分布，氣驅(qū)效率較純油帶差，為有效庫(kù)容的重要組成部分。同時(shí)，根據(jù)相平衡原理，在建庫(kù)注入干氣驅(qū)替過(guò)程中，注入干氣與原油長(zhǎng)期持續(xù)發(fā)生相間傳質(zhì)作用，干氣將不斷抽提原油中的中間烴，導(dǎo)致剩余油收縮，對(duì)于收縮性較強(qiáng)的揮發(fā)性油藏，原油收縮將顯著增加有效庫(kù)容量（圖3）。儲(chǔ)氣庫(kù)穩(wěn)定運(yùn)行階段，當(dāng)壓力達(dá)到上限壓力時(shí)地下最終剩余油亦會(huì)二次飽和膨脹增加總庫(kù)容量。因此，應(yīng)針對(duì)儲(chǔ)層流體分布的不同，在油藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量精細(xì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上分區(qū)帶差異化計(jì)算庫(kù)容量[7,14,17-20]。

圖3 油藏建庫(kù)注采運(yùn)行簡(jiǎn)化剖面示意圖

2.2 氣驅(qū)有效庫(kù)容量計(jì)算模型

如前所述，油藏建庫(kù)需通過(guò)氣驅(qū)采油排液方式，從無(wú)到有形成儲(chǔ)氣空間，氣驅(qū)采油排液量大小是決定庫(kù)容量的核心，而其具體影響因素包括儲(chǔ)層物性、非均質(zhì)性、宏觀氣驅(qū)波及系數(shù)和微觀驅(qū)替效率及氣油相間傳質(zhì)等。同時(shí)，油藏衰竭和注氣開(kāi)發(fā)過(guò)程中由于應(yīng)力敏感效應(yīng)引起的不可恢復(fù)的儲(chǔ)層孔隙體積塑性變形，也是影響建庫(kù)儲(chǔ)氣空間的潛在因素。但大量實(shí)驗(yàn)表明，應(yīng)力敏感效應(yīng)引起的儲(chǔ)層孔隙塑性變形較小，尤其對(duì)于埋藏較深的中低孔隙度、中低滲透率砂巖儲(chǔ)層，應(yīng)力敏感效應(yīng)引起的儲(chǔ)層孔隙體積變化可忽略不計(jì)[21]。

由于儲(chǔ)層不同區(qū)帶賦存流體不同，氣驅(qū)采油排液效率也將存在較大差異。因此，需根據(jù)上述儲(chǔ)層不同流體區(qū)帶劃分，差異化計(jì)算地下儲(chǔ)氣孔隙體積。純油帶和水淹帶氣驅(qū)液、油騰出的儲(chǔ)氣孔隙體積數(shù)學(xué)表達(dá)式分別為：

其中

式中G1表示氣驅(qū)有效庫(kù)容量，m3；Vo表示純油帶地層原始含油孔隙體積，m3；VoL表示水淹帶/油水過(guò)渡帶地層原始含油孔隙體積，m3；NP表示建庫(kù)前原油累計(jì)產(chǎn)量，m3；DIw表示水驅(qū)指數(shù)；ERW表示油藏水驅(qū)采收率；Em表示宏觀波及系數(shù)；Eo表示氣驅(qū)油效率；EL表示氣驅(qū)液效率；Bgmax表示上限壓力時(shí)注入干氣體積系數(shù)，無(wú)量綱；Boi表示原始條件下原油體積系數(shù)，無(wú)量綱；V表示地層原始總含油孔隙體積，m3。

通過(guò)動(dòng)態(tài)分析確定油藏開(kāi)發(fā)過(guò)中驅(qū)動(dòng)能量，根據(jù)油藏開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)利用水驅(qū)曲線確定的純水驅(qū)采油量，即去除溶解氣驅(qū)和彈性驅(qū)采油量。結(jié)合室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)最終標(biāo)定的水驅(qū)采收率、巖心水驅(qū)油效率、殘余油飽和度和水驅(qū)波及系數(shù)，計(jì)算出注入水和天然水驅(qū)波及的范圍，求解出建庫(kù)前水淹帶/油水過(guò)渡帶地層原始含油孔隙體積，利用油藏原始地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算得出地層原始總含油孔隙體積，二者相減計(jì)算得到建庫(kù)前純油帶地層原始含油孔隙體積。

基于以上分析可以求解得出建庫(kù)前純油帶、水淹帶/油水過(guò)渡帶地層原始含油孔隙體積，通過(guò)氣驅(qū)采油與排液逐步“騰空”地下孔隙形成庫(kù)容。因此，氣驅(qū)效率和宏觀波及系數(shù)是評(píng)價(jià)油藏建庫(kù)有效庫(kù)容空間的關(guān)鍵參數(shù)：①利用短、長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)、長(zhǎng)巖心多輪次驅(qū)替等室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，通過(guò)多周期注采實(shí)驗(yàn)物理模擬、井組模型多周期注采數(shù)值模擬，評(píng)價(jià)氣驅(qū)效率和氣驅(qū)規(guī)律，綜合確定氣驅(qū)油、氣驅(qū)液效率；②通過(guò)水驅(qū)宏觀波及系數(shù)評(píng)價(jià)、礦場(chǎng)注采試驗(yàn)評(píng)價(jià)、多周期注采數(shù)值模擬和類比法確定氣驅(qū)宏觀波及系數(shù)。在確定出水淹帶、純油帶微觀氣驅(qū)效率和宏觀波及系數(shù)的基礎(chǔ)上，計(jì)算求解油藏建庫(kù)氣驅(qū)有效孔隙體積Vo和VoL，最終可計(jì)算出氣驅(qū)有效庫(kù)容量。

2.3 剩余油收縮有效庫(kù)容量計(jì)算模型

若建庫(kù)目標(biāo)為揮發(fā)性油藏，根據(jù)揮發(fā)油油藏流體性質(zhì)，原油中中間烴含量顯著高于常規(guī)黑油。建庫(kù)過(guò)程注入氣與剩余油長(zhǎng)期發(fā)生相間傳質(zhì)，注入氣不斷抽提揮發(fā)油中間烴，導(dǎo)致剩余油收縮增加總庫(kù)容量?？紤]到實(shí)際儲(chǔ)層流體的復(fù)雜性，尤其是注入水和天然侵入水對(duì)干氣與原油相間傳質(zhì)的影響，實(shí)際庫(kù)容預(yù)測(cè)時(shí)，僅考慮純油帶剩余油收縮對(duì)庫(kù)容的貢獻(xiàn)，忽略水淹帶剩余油的收縮效應(yīng)。純油帶剩余油收縮增加的庫(kù)容量計(jì)算數(shù)學(xué)表達(dá)式如下：

式中G2表示剩余油收縮有效庫(kù)容量，m3；Vos表示純油帶剩余油體積，m3；S表示原油收縮系數(shù)。

通過(guò)目前現(xiàn)場(chǎng)錄取的原油樣品和注入干氣進(jìn)行多輪注采相態(tài)實(shí)驗(yàn)以及采用WinProp 軟件模擬的揮發(fā)油藏與干氣多輪注采流體性質(zhì)變化，進(jìn)而得到原油收縮系數(shù)。從圖4-a 可以看出，隨著多周期注采原油與干氣持續(xù)發(fā)生相間傳質(zhì)，干氣抽提原油中間烴，使得揮發(fā)油不斷收縮。多輪注采后，原油性質(zhì)已基本不發(fā)生變化，可以得到揮發(fā)油原油收縮系數(shù)。從圖4-b可以看出，揮發(fā)油與干氣多輪作用后，與模擬實(shí)驗(yàn)類似，具有相同的變化特征，原油體積系數(shù)均隨注采輪次的增加而減小，循環(huán)注采初期原油收縮率較為顯著，隨多輪注采，收縮率降低。與圖4-a 的差異在于，注采初期數(shù)值模擬給出的原油體積系數(shù)較大、收縮率較小，但后期持續(xù)發(fā)生收縮，多輪注采后原油體積系數(shù)小于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)預(yù)測(cè)結(jié)果。

圖4 揮發(fā)油與注入干氣相平衡實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果圖

上述兩種方法結(jié)果存在差異的原因在于模擬條件：①室內(nèi)相態(tài)實(shí)驗(yàn)是基于目前現(xiàn)場(chǎng)取樣，原油已大量脫氣、部分中間組分消失，故實(shí)驗(yàn)初期得到的原油體積系數(shù)較小。隨著多輪注采，氣、油組分交換相對(duì)較弱，持續(xù)發(fā)生收縮程度有限。而數(shù)值模擬原油組分為根據(jù)油藏原始狀態(tài)經(jīng)歷衰竭開(kāi)發(fā)模擬得到的原油組分，理論而言與目前油藏建庫(kù)流體組分條件更加接近。②室內(nèi)相態(tài)實(shí)驗(yàn)是從大氣壓開(kāi)始逐步二次加氣膨脹實(shí)驗(yàn)，與目前較高地層壓力開(kāi)始注氣建庫(kù)具有一定程度的差別；而數(shù)值模擬是完全遵從目前地層壓力條件，從目前地層壓力、流體性質(zhì)狀態(tài)開(kāi)展注采模擬，條件更加仿真。但由于是零維空間，干氣與原油瞬間達(dá)到相平衡，因此，原油體積系數(shù)收縮程度較室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)更加明顯。

2.4 剩余油溶解氣容量計(jì)算模型

油藏在建庫(kù)過(guò)程中，通過(guò)循環(huán)往復(fù)注采可大幅提高原油采收率，但仍會(huì)有大量原油滯留地層無(wú)法采出，剩余油在儲(chǔ)氣庫(kù)注氣過(guò)程中二次飽和膨脹，當(dāng)壓力達(dá)到上限壓力時(shí)地下剩余油二次膨脹的氣量稱為剩余油溶解氣容量。當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀谠剂黧w泡點(diǎn)壓力時(shí)，剩余油二次膨脹溶解氣油比的計(jì)算可以采用2種方法進(jìn)行計(jì)算求解。

1）方法一：采用Vasuez-Beggs 泡點(diǎn)關(guān)系經(jīng)驗(yàn)公式。

式中RS2表示上限壓力下原油二次注氣膨脹溶解氣油比，m3/ m3；γg表示注入氣相對(duì)密度，無(wú)量綱；γAPI表示脫氣原油的API 比重；pmax表示儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行上限地層壓力，MPa；TF表示儲(chǔ)氣庫(kù)地層溫度，℉。

2）方法二：多輪次注采氣油相態(tài)特征室內(nèi)試驗(yàn)，獲取剩余油二次膨脹氣油比。

油藏在多輪次交互注采過(guò)程中，由于注入氣抽提作用，隨著輪次進(jìn)行，原油收縮，溶解氣油比、體積系數(shù)逐漸下降，原油密度逐漸增大。多輪次注采后，采出氣中C2～C6中間烴組分減少，注入氣抽提能力減弱，隨著多輪次進(jìn)行，注入氣抽提原油的中間組分，輕重組分相似相溶能力下降，原油溶解氣能力降低，體積系數(shù)下降，原油密度與黏度均有小幅上升，經(jīng)過(guò)多輪交互注采后采出氣組分穩(wěn)定，再無(wú)組分傳質(zhì)現(xiàn)象（圖5、6），由此可確定經(jīng)過(guò)多輪次交互注采后剩余油二次膨脹溶解氣油比（圖4-a）。

圖5 多輪次注氣后原油黏度和密度變化曲線圖

圖6 多輪次注氣后產(chǎn)出氣組分變化圖

在確定二次膨脹溶解氣油比后，根據(jù)儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)穩(wěn)定運(yùn)行后地層中剩余油總量計(jì)算剩余油溶解氣容量，計(jì)算公式為：

式中G3表示剩余油二次飽和膨脹溶解氣量，m3；Ni表示建庫(kù)前地層原油地質(zhì)儲(chǔ)量，m3；Ng表示建庫(kù)過(guò)程中氣驅(qū)累計(jì)產(chǎn)出原油量，m3。

2.5 總庫(kù)容量計(jì)算模型

根據(jù)上述分析，建庫(kù)運(yùn)行過(guò)程原油與注入干氣長(zhǎng)期接觸傳質(zhì)后原油收縮、性質(zhì)趨于穩(wěn)定。因此，忽略儲(chǔ)氣庫(kù)短期高速注采穩(wěn)定運(yùn)行過(guò)程中剩余油對(duì)注入氣的溶解和脫出，利用油層建庫(kù)，當(dāng)儲(chǔ)氣庫(kù)達(dá)到上限壓力時(shí)，總庫(kù)容量應(yīng)為氣驅(qū)庫(kù)容量+剩余油收縮（揮發(fā)性油藏）額外增加庫(kù)容量+建庫(kù)穩(wěn)定運(yùn)行上限壓力下剩余油溶解氣量三者之和。其數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

式中G表示總庫(kù)容量，m3。

3 應(yīng)用實(shí)例

3.1 油藏基本特征

冀東油田堡古2 儲(chǔ)氣庫(kù)位于南堡凹陷南堡3 號(hào)構(gòu)造南部斜坡帶，含油層位為古近系沙河街組沙一段，埋深3 950～4 200 m，構(gòu)造為近東西向展布被斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造，儲(chǔ)層為湖底扇沉積的砂質(zhì)碎屑巖儲(chǔ)層，平均儲(chǔ)層厚度73.3 m，平均孔隙度14.9%，滲透率189 mD。油藏類型為塊狀揮發(fā)性油藏，含油面積5.03 km2，原油動(dòng)態(tài)地質(zhì)儲(chǔ)量562.24×104t，溶解氣儲(chǔ)量34.97×108m3，采用邊底部注水開(kāi)發(fā)時(shí)地層壓力由40.17 MPa 下降至27.3 MPa，累計(jì)產(chǎn)油115.3×104t，累計(jì)產(chǎn)氣13.0×108m3，累計(jì)產(chǎn)水94×104m3，采出程度為20.3%，綜合含水73.3%，綜合水驅(qū)指數(shù)0.4。因此堡古2 油藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量包括3 個(gè)部分：①純油帶/水淹帶庫(kù)容量；②純油帶剩余油收縮庫(kù)容量；③剩余油二次飽和膨脹溶解氣容量（圖7）。

圖7 堡古2 儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容量設(shè)計(jì)考慮因素圖

3.2 純油帶/水淹帶庫(kù)容量

在油藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)特征精細(xì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，綜合考慮儲(chǔ)層沉積微相、物性、非均質(zhì)性、邊底水及注入水水侵等因素的影響，建庫(kù)前地層壓力系數(shù)平均0.68，已形成一定規(guī)模自由氣（圖8）。數(shù)值模擬與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)高度吻合，油藏中縱向流體分布差異較大，宏觀可分為自由氣富集區(qū)、純油帶、水淹帶等3個(gè)區(qū)帶。根據(jù)油藏開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)，油藏原始總含油孔隙體積1 569.72×104m3，依據(jù)式（1）計(jì)算得出水淹帶原始含油孔隙體積為351.13×104m3，純油帶原始含油孔隙體積為1 218.59×104m3（表1）。

表1 堡古2 油藏建庫(kù)不同區(qū)帶氣驅(qū)有效孔隙空間計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

圖8 數(shù)值模擬儲(chǔ)層含氣飽和度剖面圖

綜合礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)、物質(zhì)平衡、數(shù)值模擬、室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)、巖心多輪次驅(qū)替試驗(yàn)和類比等方法，評(píng)價(jià)堡古2 儲(chǔ)氣庫(kù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)短巖心純油帶氣驅(qū)油效率為70.2%，水淹帶氣驅(qū)液效率為45.7%，長(zhǎng)巖心原始溫壓條件下水驅(qū)驅(qū)油效率為45.15%，轉(zhuǎn)烴類氣驅(qū)驅(qū)油效率最終為75.2%，宏觀波及系數(shù)介于60.6%～64.0%?？紤]揮發(fā)性油藏特性，建庫(kù)上限壓力高于混相壓力，氣驅(qū)油/液效率應(yīng)高于短巖心驅(qū)替效率，接近長(zhǎng)巖心氣驅(qū)效率，庫(kù)容參數(shù)計(jì)算時(shí)純油帶和水淹帶建庫(kù)氣驅(qū)效率分別取值70.2%和45.7%，宏觀波及系數(shù)取值60%～64%，計(jì)算得到兩個(gè)區(qū)帶建庫(kù)氣驅(qū)有效孔隙空間為647.74×104m3，利用式（1）計(jì)算得出有效庫(kù)容量為15.81×108m3（表1）。

3.3 純油帶剩余油收縮庫(kù)容量

根據(jù)堡古2 儲(chǔ)氣庫(kù)多輪注采相態(tài)試驗(yàn)和數(shù)值模擬，堡古2 儲(chǔ)氣庫(kù)注采1 輪后，原油體積系數(shù)收縮率為17.3%，注采8 輪次后，原油體積系數(shù)收縮率為46.2%。考慮多孔介質(zhì)多相流體組分交換和傳質(zhì)的復(fù)雜性，選用注采1 輪原油體積收縮模擬結(jié)果，既考慮揮發(fā)油建庫(kù)特點(diǎn)，又為庫(kù)容參數(shù)設(shè)計(jì)留有余地。根據(jù)氣驅(qū)建庫(kù)儲(chǔ)氣孔隙空間評(píng)價(jià)，建庫(kù)最終氣驅(qū)剩余油占據(jù)孔隙空間為667.35×104m3，剩余油收縮增加儲(chǔ)氣空間115.40×104m3，利用式（2）計(jì)算得出剩余油收縮增加庫(kù)容量為2.81×108m3（表2）。

表2 純油帶剩余油收縮增加儲(chǔ)氣空間統(tǒng)計(jì)表

3.4 剩余油溶解儲(chǔ)氣庫(kù)容量

基于室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，堡古2 油藏建庫(kù)原油最終采收率52.8%，地下最終剩余油225.0×104t，多輪次注采氣油相態(tài)特征室內(nèi)試驗(yàn)表明，在上限壓力40 MPa 下其剩余油二次膨脹氣油比為274 m3/m3，依據(jù)式（6）計(jì)算得出堡古2 油藏建庫(kù)穩(wěn)定運(yùn)行階段最終剩余油二次膨脹溶解庫(kù)容量為9.97×108m3（表3）。

表3 建庫(kù)氣驅(qū)采油和溶解儲(chǔ)氣庫(kù)容量統(tǒng)計(jì)表

3.5 總庫(kù)容量

堡古2 儲(chǔ)氣庫(kù)總庫(kù)容量為純油帶/水淹帶庫(kù)容量、純油帶剩余油收縮庫(kù)容量及剩余油二次飽和膨脹溶解氣量之和，即28.6×108m3。

4 結(jié)論

1）通過(guò)室內(nèi)多輪次驅(qū)替試驗(yàn)、相平衡實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果，剖析了油藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)庫(kù)容形成機(jī)理，油藏建庫(kù)過(guò)程中存在復(fù)雜的氣油多組分交換等相間傳質(zhì)，庫(kù)容形成主要受氣驅(qū)液效率、氣驅(qū)波及系數(shù)、原油收縮系數(shù)和剩余油二次飽和溶解等因素影響，庫(kù)容計(jì)算應(yīng)在油藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量精細(xì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，分區(qū)分帶進(jìn)行差異化計(jì)算。

2）從油藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)氣驅(qū)采油排液儲(chǔ)氣空間動(dòng)用和庫(kù)容形成的多相流體滲流及相行為內(nèi)在機(jī)理出發(fā)，同時(shí)考慮了改建儲(chǔ)氣庫(kù)注氣時(shí)儲(chǔ)層不同流體分區(qū)及其氣驅(qū)動(dòng)用效率差異、多周期循環(huán)注采注入氣—原油相間傳質(zhì)引起的儲(chǔ)層最終剩余油性質(zhì)變化等對(duì)有效儲(chǔ)氣空間的影響，建立了油藏建庫(kù)注采運(yùn)行簡(jiǎn)化模型，提出了分區(qū)分帶建庫(kù)有效孔隙體積量化評(píng)價(jià)方法，建立了不同區(qū)帶庫(kù)容預(yù)測(cè)數(shù)學(xué)模型。該計(jì)算模型考慮因素更加全面，適用于完全水淹和未完全水淹的常規(guī)黑油與揮發(fā)性油藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)有效庫(kù)容量預(yù)測(cè)，可大幅降低了有效庫(kù)容量計(jì)算誤差，且油藏?fù)]發(fā)性越強(qiáng)、水淹程度越低，儲(chǔ)氣庫(kù)有效庫(kù)容量的計(jì)算精度越高。

3）通過(guò)頂部注氣驅(qū)替純油帶、水淹帶/油水過(guò)渡帶地層流體所形成的自由儲(chǔ)氣庫(kù)容量，主要取決于水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)后的注氣驅(qū)替效率和氣驅(qū)波及體積的大小，原油收縮、剩余油二次飽和膨脹溶解氣量與注入氣性質(zhì)及原始油藏流體性質(zhì)密切相關(guān)。

4）所建立的油藏庫(kù)容計(jì)算模型，在冀東油田堡古2 儲(chǔ)氣庫(kù)、南堡1 號(hào)儲(chǔ)氣庫(kù)可行性研究中得到應(yīng)用和實(shí)踐。但由于油藏建庫(kù)機(jī)理較氣藏建庫(kù)更為復(fù)雜，目前水淹區(qū)和純油區(qū)的宏觀波及系數(shù)和微觀驅(qū)替效率以室內(nèi)試驗(yàn)、數(shù)值模擬計(jì)算為主，高強(qiáng)度注采引發(fā)氣竄、氣油水互鎖等對(duì)庫(kù)容的形成將產(chǎn)生較大影響，建庫(kù)運(yùn)行過(guò)程中需加強(qiáng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，實(shí)時(shí)修正數(shù)值模型，建立合理的注氣和排液技術(shù)界限，合理控制油氣界面穩(wěn)定擴(kuò)展，提升達(dá)容達(dá)產(chǎn)效率。