丁洋洋，何勇明，秦正山，劉文龍

油藏型儲氣庫庫容影響因素及其變化規(guī)律研究

丁洋洋1，何勇明1，秦正山1，劉文龍2

（1.成都理工大學(xué) 能源學(xué)院，四川 成都 610059； 2.中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第六采油廠，陜西 西安 710000）

針對目前中、低含水飽和度對自由氣庫容量影響的研究較少的問題，開展室內(nèi)實驗?zāi)M了多次注氣?燜井?采氣實驗，并根據(jù)相似原理,利用實驗數(shù)據(jù)建立了自由氣庫容量與初始含水飽和度、注采次數(shù)的量化表征模型。結(jié)果表明，自由氣庫容量隨注采次數(shù)的增多而增大，但單次注采后的增幅快速降低；含水飽和度（初始含水飽和大于50%）的提高有利于油藏改建儲氣庫，但是建庫初期的注采能力和庫容提高相對緩慢；當(dāng)初始含水飽和度由50%提高到85%時，經(jīng)過6次注采后，含氣飽和度降低幅度約9.27%，而當(dāng)注采次數(shù)分別增至20、30、50時，自由氣庫容量增加幅度分別為0.51%、3.34%、6.61%。研究結(jié)果可為油藏型儲氣庫的注采能力及庫容評價提供借鑒。

自由氣庫容量； 注氣?燜井?采氣； 含水飽和度； 注采次數(shù)； 容積法

我國儲氣庫建設(shè)較晚，主要以枯竭氣藏改建儲氣庫為主[1]，建庫量少[2]，儲氣庫調(diào)峰能力弱[3]。建設(shè)油藏型儲氣庫相較于氣藏型儲氣庫技術(shù)更加繁瑣[4]，且儲層微觀滲流機理更加復(fù)雜[5]，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計、儲層保護難度大[6]，需要研究不同地層壓力與注氣區(qū)間的匹配來保障儲氣庫的安全有效運行[7]。建設(shè)協(xié)同型油藏儲氣庫不僅可以提高原油采收率、增加儲氣庫類型[8]，還可以提高儲氣庫建庫技術(shù)的多樣性和適應(yīng)性[9]，提高不同區(qū)域儲氣庫的調(diào)峰能力[10]，保障國家的能源安全。油藏改建儲氣庫的研究主要聚焦于氣驅(qū)采油、建庫原理[11]，并且多集中于高含水率油藏。國外實踐結(jié)果表明，當(dāng)含水率大于90%時，建庫效果最好[13]。王洪光等[14]針對開發(fā)后期高含水率枯竭油藏改建儲氣庫時的微觀滲流規(guī)律進行了相關(guān)研究。結(jié)果表明，當(dāng)油藏改建儲氣庫時，應(yīng)該選擇儲層物性較好、含水率較高的高含水率油藏。但是，對于開發(fā)后期的油藏，由于長期注水開發(fā)，儲層整體含水量大，而儲層的非均質(zhì)性及重力等因素導(dǎo)致儲層含水飽和度在縱向上存在較大差異。當(dāng)油藏改建儲氣庫時，建庫前儲層含水飽和度和建庫過程中油?氣?水三相滲流能力[15]的變化是不同的。國內(nèi)外相關(guān)人員主要研究了高含水率油藏多輪次注采后改建儲氣庫的效果，而對中、低含水率下多輪次注采后庫容變化機理、達容規(guī)律等方面的研究較少。因此，研究油藏型儲氣庫初始儲層含水飽和度對建庫的影響是必要的。本文以實際油藏型儲氣庫巖心為研究對象，開展室內(nèi)實驗?zāi)M了多次注氣?燜井?采氣，以期為油藏型儲氣庫的注采能力及庫容評價提供借鑒。

1 實驗部分

1.1 實驗樣品

實驗礦場巖樣裂縫較為發(fā)育，滲透率為140.0～260.0 mD，平均滲透率為210.7 mD，平均孔隙度為16%。巖心平均長度為8.025 cm，平均直徑為2.6 cm。實驗礦物巖樣如圖1所示。

1.2 實驗條件

XX區(qū)油藏型儲氣庫的運行上限壓力為35.7 MPa，與該區(qū)氣油混相壓力36.2 MPa相近，因此有利于建立地下儲氣庫[12]，運行下限壓力為20.0 MPa[17]，生產(chǎn)壓差為3.0～4.0 MPa，油層中部溫度為150 ℃。根據(jù)滲透率調(diào)和平均的順序，將巖心放置于長度為50.0 cm的長巖心夾持器中，在不同初始含水飽和度（wi分別為30%、50%和80%）下，結(jié)合儲氣庫的實際運行情況，在現(xiàn)有驅(qū)替設(shè)備的基礎(chǔ)上，設(shè)計并開展多次強注、強采過程[18]的注氣?燜井?采氣實驗，實驗根據(jù)GB/T 28912-2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》中的驅(qū)替過程進行。

1.3 實驗設(shè)備及巖樣

改造江蘇拓創(chuàng)科研儀器有限公司生產(chǎn)的現(xiàn)有驅(qū)替設(shè)備，改進本研究的實驗流程。該設(shè)備的基本參數(shù)：最大驅(qū)替壓力為60 MPa，最大有效圍壓為70 MPa，驅(qū)替流量為10-7～25 mL/min，壓力測試精度為0.1%，工作最高溫度為200 ℃，控溫精度為±0.5 ℃。實驗所用巖心規(guī)格為25 mm×（25～1 050） mm。實驗稱重設(shè)備為上海天美天平儀器有限公司生產(chǎn)的電子天平，精度為0.001 g。

2 實驗結(jié)果與分析

圖2為不同初始含水飽和度下含氣飽和度、含水率隨注采次數(shù)的變化曲線。由圖2可知，含氣飽和度隨注采次數(shù)的增多而增大，隨初始含水飽和度的增大整體呈減小趨勢；當(dāng)儲層初始含水飽和度較低時，產(chǎn)出液的含水率隨著注采次數(shù)的增多呈先增后降趨勢，驅(qū)出油所占儲集空間更多貢獻于庫容，庫容主要在前兩次注采過程中增加；當(dāng)儲層初始處于中等含水飽和度狀態(tài)時，氣體驅(qū)出液相所占儲層空間為水、油兩相，含水率在前兩次注采時較高，然后整體呈下降趨勢，含氣飽和度在前兩次注采周期后庫容量仍然緩慢增加，適合于氣驅(qū)油水協(xié)同建庫；當(dāng)儲層初始含水飽和度較高時，注采過程中以氣、水兩相流為主，儲氣庫庫容量的增大主要依賴于氣體驅(qū)出水的體積，原油主要在第一次注采時被少量采出，因此產(chǎn)出液含水率平均高于90%。

3 油藏型儲氣庫庫容量分析

3.1 自由氣庫容量計算

根據(jù)容積法，當(dāng)氣驅(qū)的波及效率不為1時，自由氣占據(jù)的儲集空間（自由氣空間體積）可表示為：

（a）含氣飽和度

（b）含水率

圖2 不同初始含水飽和度下含氣飽和度、含水率隨注采次數(shù)的變化曲線

Fig.2 The curves of gas saturation and water cut with injection and production times under different initial water saturation

由式（1）可知，為了準確計算自由氣空間體積，需要確定多次注采后巖心的含水飽和度和含油飽和度。采用對數(shù)方程擬合實驗數(shù)據(jù)，建立w、o與注采次數(shù)和初始含水飽和度的關(guān)系，將擬合公式中非常數(shù)項系數(shù)設(shè)為，常數(shù)項系數(shù)設(shè)為（見式（2））。

結(jié)合式（1）-（2），得到自由氣空間體積：

最后，結(jié)合式（3）-（5），得到在初始含水飽和度下自由氣空間體積隨注采次數(shù)變化的方程，見式（7）。

3.2 實例分析

XX油藏平均初始含水飽和度為48%，利用容積法計算了該油藏儲氣庫建庫空間參數(shù)，結(jié)果如表1所示。

表1 XX油藏建庫空間參數(shù)

然后，將和分別對應(yīng)相加，得到系數(shù)'和'。不同初始含水飽和度（80%、50%、30%）下的'分別為-0.105 7、-0.056 7、-0.084 3，系數(shù)分別為0.672 4、0.540 5、0.552 6；建立系數(shù)與初始含水飽和度的關(guān)系（見圖4），擬合度2為1。

自由氣空間體積的表達式見式（7）。

（a）含水飽和度

（b）含油飽和度

圖3 不同初始含水飽和度下含水飽和度、含油飽和度隨注采次數(shù)變化的擬合曲線

Fig.3 Fitting curve of water saturation and oil saturation with the change of injection?production times under different initial water saturation

采用容積法計算了XX油藏的總孔隙體積，其值為2 478×104m3，理論極限儲氣量為54.7×108m3。利用式（6）并結(jié)合表2中的相關(guān)參數(shù)，計算了該油藏在6次注采后的自由氣空間體積占比（自由氣空間體積占油藏總孔隙體積百分比），其值為57.36%，地下建庫空間為852.73×104m3，約占理論極限儲氣量的34.35%。通過數(shù)值模擬法得到地下建庫空間為854.69×104m3，兩者相差1.96×104m3，相差較小，因此認為基于兩種方法的計算結(jié)果具有一定的可信度，取兩個計算結(jié)果的平均值為最終地下建庫空間體積，其值為853.71×104m3。利用上限壓力及儲層溫度參數(shù)，計算了在上限壓力下天然氣體積系數(shù)，其值為0.004 53，而地面條件下自由氣庫容量為18.85×108m3。

利用建立的模型，對XX油藏儲氣庫在不同注采次數(shù)下的自由氣庫容量和庫容量增長率進行了預(yù)測，結(jié)果如圖5所示。

圖5 XX油藏儲氣庫自由氣庫容量和庫容量增長率隨注采次數(shù)的變化曲線

由圖5可知，經(jīng)過6次注采后，自由氣庫容量為18.82×108m3，約占理論極限儲氣量的34.41%；當(dāng)注采次數(shù)增至10、20、30、50時，自由氣庫容量占比分別約為36.28%、38.81%、40.29%、42.16%；當(dāng)注采次數(shù)達到100時，自由氣庫容量為24.45×108m3，約占理論極限儲氣量的44.69%。由圖5還可知，前6次注采時自由氣庫容量隨注采次數(shù)的增加而增大，并且自由氣庫容量增長率隨注采次數(shù)增加呈冪函數(shù)規(guī)律快速降低；當(dāng)注采次數(shù)大于10時，單次注采后的自由氣庫容量增長率低于1.00%；當(dāng)注采次數(shù)大于20時，單次注采后的自由氣庫容量增長率低于0.56%。

利用式（7）分別計算了不同初始含水飽和度下經(jīng)過6次注采后的自由氣空間體積占比及儲氣庫自由氣庫容量，結(jié)果如圖6所示。由圖6可知，自由氣空間體積占比隨著注采次數(shù)的增加而增大；當(dāng)注采次數(shù)小于3且初始含水飽和度小于40%時，初始含水飽和度越高，第1次注采后產(chǎn)出水體積越大，但是第1次注采后水相以較低的含水飽和度形式存在；隨著注采次數(shù)增加，自由氣庫容量的增加主要為驅(qū)出油所占空間，此時自由氣空間體積占比隨初始含水飽和度的增大而增大；當(dāng)注采次數(shù)大于3時，油、水相被驅(qū)替至較低的飽和度狀態(tài)，但是初始含水飽和度高的儲層會存在更多的滯留水，導(dǎo)致自由氣空間體積占比隨初始含水飽和度的增大而減小；當(dāng)初始含水飽和度由40%增大至85%時，第4次注采后，自由氣空間體積占比由56%降低至47%，第5次注采后，自由氣空間體積占比由58%降低至50%，第6次注采后，自由氣空間體積占比由59%降低至52%。由此可見，當(dāng)初始含水飽和度為40%～85%時，氣油水三相滲流的時間占比更多，適宜氣驅(qū)油水協(xié)同建庫。

圖6 不同初始含水飽和度下自由氣空間體積占比、自由氣庫容量隨注采次數(shù)的變化曲線

由圖6（b）可知，當(dāng)注采次數(shù)大于10時，自由氣庫容量隨初始含水飽和度的增大而先降后增，但是注采次數(shù)增幅相同時，自由氣庫容量的增幅越來越小。隨著注采次數(shù)的增加，氣體攜液導(dǎo)致儲層干化[19]，導(dǎo)致部分水被驅(qū)替，但是殘余油的存在也會產(chǎn)生液阻作用及賈敏效應(yīng)[20]，阻礙氣驅(qū)水，增大束縛水飽和度。注采開發(fā)后期油藏含水飽和度較高，當(dāng)初始含水飽和度由50%提高到85%時，經(jīng)過6次注采后，含氣飽和度降低幅度約9.27%，而當(dāng)注采次數(shù)增至20、30、50時，自由氣庫容量增加幅度分別為0.51%、3.33%、6.61%，但單次注采后的自由氣庫容量增長率大幅降低。因此，儲氣庫多年運行后需要對庫容量再次評價，以便更有效地掌控儲氣庫的注采能力并制定合理的儲氣庫運行方案。

4 結(jié) 論

1）基于實驗測試數(shù)據(jù)，采用容積法及實驗擬合法，建立了一種自由氣庫容量隨初始含水飽和度及注采次數(shù)變化的半經(jīng)驗性定量計算模型，相關(guān)參數(shù)可以根據(jù)具體油藏型儲氣庫的相關(guān)實驗及數(shù)值模擬結(jié)果進行修正，以快速獲取多周期注采后儲氣庫自由氣庫容量的變化規(guī)律。

2）實例分析結(jié)果表明，儲層初始含水飽和度對油藏型儲氣庫的自由氣庫容量具有重要影響。隨著初始含水飽和度的增大，油藏型儲氣庫需要更多次注采實現(xiàn)較穩(wěn)定的自由氣庫容量；前6次注采是儲氣庫庫容量增大的主要階段，自由氣庫容量可達理論極限儲氣量的34.41%；當(dāng)注采次數(shù)達到100時，自由氣庫容量約占理論極限儲氣量的44.69%。

3）當(dāng)注采次數(shù)大于6時，儲氣庫自由氣庫容量仍可增大，但此時油、水主要處于殘余油和束縛水狀態(tài)，自由氣庫容量提高速度緩慢。因此，儲氣庫多年運行后仍需對庫容量再次評價，以便有效掌控儲氣庫注采能力的變化并制定合理的儲氣庫運行方案。

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Study on Influencing Factors and Variation Law of Reservoir Capacity of Underground Gas Storage from Oil Reservoirs

DING Yangyang1， HE Yongming1， QIN Zhengshan1， LIU Wenlong2

（1.School of Energy， Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.The 6th Oil Production Plant， Changqing Oilfield Company， PetroChina，Xi'an Shannxi 710000，China）

At present,there are few studies on the influence of medium and low water saturation on the capacity of free gas storage.Therefore, this study simulates the multi?round gas injection?soaking?production process through laboratory experiments; The laboratory experiment was carried out to simulate the process of multi?round gas injection?well soaking?production. Combined with the mathematical model and numerical simulation results, the research shows that the reservoir capacity increases with the increase of injection?production rounds, but the increase after single?round injection?production decreases rapidly.When the initial water saturation is higher than 50%, the increase of water saturation is beneficial to the reconstruction of gas storage, but the increase of injection?production capacity and storage capacity is relatively slow in the early stage of reservoir construction. When the initial water saturation is increased from 50% to 85%, the gas saturation is reduced by about 9.27% after 6 injection?production cycles. When the injection?production cycles are increased to 20,30,50 cycles, the free gas storage capacity is increased by about 0.51%,3.33%,6.61%, respectively. The research results are expected to provide reference for the evaluation of injection?production capacity and storage capacity of reservoir?type gas storage.

Free gas storage capacity； Injection?well soaking?production； Water saturation； Injection and extraction times； Volumetric method

TE822

A

10.12422/j.issn.1672?6952.2024.01.007

2023?09?19

2023?10?23

中石化西南油氣分公司科研橫向項目（34450004?22?ZC0613?0020）；成都理工大學(xué)研究生拔尖創(chuàng)新人才培育項目 (CDUT2022BJCX005)。

丁洋洋（1994?），男，博士研究生，從事油氣田開發(fā)方面的研究；E?mail:2711800388@qq.com。

何勇明（1973?），男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，從事油氣田開發(fā)方面的研究；E?mail:26706381@qq.com。

丁洋洋,何勇明,秦正山,等.油藏型儲氣庫庫容影響因素及其變化規(guī)律研究[J].遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報,2024,44(1):43-48.

DING Yangyang,HE Yongming,QIN Zhengshan,et al.Study on Influencing Factors and Variation Law of Reservoir Capacity of Underground Gas Storage from Oil Reservoirs[J].Journal of Liaoning Petrochemical University,2024,44(1):43-48.

（編輯 王戩麗）