唐立根，王皆明，白鳳娟，石磊

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2. 中國石油集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室；3. 中國昆侖工程公司）

0 引言

隨著中國天然氣市場的快速發(fā)展，越來越多的氣藏型儲氣庫投入建設(shè)和運行[1-3]。U儲氣庫位于中國環(huán)渤海地區(qū)，在枯竭氣藏基礎(chǔ)上改建，運行近10年來，各項參數(shù)基本穩(wěn)定，但庫存量一直沒有達到設(shè)計指標(biāo)。U儲氣庫方案設(shè)計采用傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程，該方程僅考慮水驅(qū)氣物理過程，適用并常用于氣藏開發(fā)的預(yù)測分析。對于儲氣庫氣驅(qū)水和水驅(qū)氣交互循環(huán)的物理過程，傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程存在局限性，因其假設(shè)水侵儲集層改建儲氣庫后原始含氣孔隙全部可用于儲存氣體。本文對傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程進行修正，并將其用于儲氣庫庫存量預(yù)測。

1 儲氣庫氣水互驅(qū)模擬實驗及滲流機理

在儲氣庫注采循環(huán)過程中，壓力隨采氣過程降低、隨注氣過程增加，受壓力影響氣水界面上升或下降[4-7]。原始含氣儲集層一旦水侵，改建儲氣庫注氣后水不能完全驅(qū)出，特別是始終處于氣水互驅(qū)部位的儲集層。為了量化分析水淹儲集層改建儲氣庫后儲存天然氣空間，描述氣水在儲氣庫運行中的滲流機理，設(shè)計了室內(nèi)物理模擬實驗：水驅(qū)氣實驗，模擬儲氣庫采氣時水驅(qū)氣的物理過程；氣驅(qū)水實驗，模擬儲氣庫注氣時氣驅(qū)水的物理過程。氣水互驅(qū)實驗設(shè)備與常規(guī)氣水相滲實驗相似。選取滲透率分別為 126.47×10?3μm2、15.52×10?3μm2和 1.45×10?3μm2的標(biāo)準(zhǔn)尺寸巖心，分別代表高、中、低滲儲集層。參照SY/T 5345-2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》[8]，對每個巖樣進行 5個周期氣水互驅(qū)物理模擬實驗，記錄驅(qū)替時間、流量、壓力，繪制氣水互驅(qū)相滲曲線（見圖1）并統(tǒng)計端點飽和度數(shù)據(jù)（見表 1）。物理模擬實驗結(jié)果表明：束縛水飽和度和殘余氣飽和度均隨氣水互驅(qū)次數(shù)的增加而增加，隨儲集層滲透率降低而增加。

圖 1 氣水互驅(qū)相滲曲線（以滲透率 126.47×10?3 μm2巖心為例）

表1 氣水互驅(qū)端點飽和度數(shù)據(jù)表

氣藏開發(fā)過程中壓力逐步降低，邊底水侵入原始含氣儲集層，孔隙喉道壁面形成水膜并逐漸增厚[9-12]，在氣水滲流過程中造成氣水互鎖，形成殘余氣。原始?xì)獠貤l件下含氣孔隙中只有束縛水和自由氣，經(jīng)過氣藏開發(fā)（水驅(qū)氣），原始含氣孔隙中出現(xiàn)了殘余氣，進一步降低了改建儲氣庫后儲存氣體的空間。

氣藏開發(fā)一般注重水驅(qū)采氣過程，相關(guān)實驗基本都是模擬成藏過程得到束縛水飽和度，模擬水驅(qū)氣過程得到殘余氣飽和度[13-15]，一般不進行氣水多次互驅(qū)的物理模擬實驗，因此得到的束縛水飽和度和殘余氣飽和度與本文物理模擬實驗中第 1周期數(shù)值相近。然而這些數(shù)值與儲氣庫運行穩(wěn)定后的數(shù)值差別較大，用以計算儲集層儲存自由氣孔隙體積時，即使考慮水侵儲集層改建儲氣庫后孔隙體積損失，計算結(jié)果仍然偏大。因此，端點飽和度不應(yīng)簡單選取氣藏開發(fā)數(shù)據(jù)，應(yīng)針對儲氣庫運行特點開展氣水多次互驅(qū)模擬實驗確定。

2 傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程修正

2.1 修正原因

儲集層孔隙由束縛水、殘余氣和自由氣組成，儲存自由氣的孔隙體積受束縛水和殘余氣的影響。氣藏開發(fā)中常使用傳統(tǒng)的物質(zhì)平衡方程（見（1）式）[16-18]，僅考慮原始?xì)獠貤l件下束縛水對巖石孔隙體積的影響，沒有考慮氣藏開發(fā)后原始含氣孔隙中新增殘余氣的影響。而新增殘余氣飽和度較大，在評價儲集層儲氣能力時不予考慮將產(chǎn)生較大誤差。此外，傳統(tǒng)的物質(zhì)平衡方程大都假設(shè)整個儲集層物性均質(zhì)[19]，即束縛水飽和度和巖石壓縮系數(shù)在全區(qū)都是同一個常數(shù)。然而，本文物理模擬實驗結(jié)果表明，不同滲透率級別的儲集層束縛水飽和度差別較大（見表 1）。因此，需要對傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程進行修正。

2.2 方程修正

隨著氣藏開發(fā)儲集層壓力逐步降低，邊底水侵入原始含氣儲集層，氣水界面逐步升高，改建儲氣庫后，注氣驅(qū)替侵入的邊底水，氣水界面回落，并最終穩(wěn)定在設(shè)計的儲氣庫運行壓力區(qū)間內(nèi)。此過程中，依據(jù)氣水界面將原始含氣儲集層分為 3個流體區(qū)：水淹區(qū)、過渡帶和純氣區(qū)（見圖 2）。水淹區(qū)是儲氣庫運行中一直保持水淹狀態(tài)的原始含氣儲集層，過渡帶是儲氣庫運行至上限壓力時被氣占據(jù)、運行至下限壓力時被水占據(jù)的原始含氣儲集層，純氣區(qū)為處于氣藏開發(fā)階段或有水侵但改建儲氣庫后隨著注采運行沒有經(jīng)歷第 2次水侵的原始含氣儲集層。

改建儲氣庫后，自由氣及庫存氣體主要儲存在純氣區(qū)和過渡帶，儲氣庫可用孔隙體積、氣藏原始含氣孔隙體積、巖石和束縛水變形體積以及水淹區(qū)、過渡帶、純氣區(qū)損失的原始含氣孔隙體積之間滿足如下物質(zhì)平衡方程：

圖2 原始含氣儲集層流體分區(qū)示意圖

河流相儲集層一般都存在非均質(zhì)性，物質(zhì)平衡分區(qū)或者數(shù)值模擬中的儲量分區(qū)、PVT分區(qū)、相滲分區(qū)等都是為了在參數(shù)場不均衡情況下獲得相對準(zhǔn)確的計算結(jié)果。不同于前人物質(zhì)平衡分區(qū)情況[20-21]，本文結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果，分析不同壓力時水侵儲集層的物性差別，在物質(zhì)平衡方程中引入?yún)?shù) εi代表物性分區(qū)情況，其物理意義是壓力p時第i類儲集層的水侵量占總凈水侵量的比例。

結(jié)合（2）式—（6）式，再引入?yún)?shù)εi，得到考慮含氣孔隙體積損失和儲集層非均質(zhì)性的物質(zhì)平衡方程：

3 實例分析

U儲氣庫在枯竭氣藏的基礎(chǔ)上改建，儲氣層主要為辮狀河三角洲沉積，非均質(zhì)性相對較強。方案設(shè)計依據(jù)傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程，預(yù)測了U儲氣庫運行壓力下限13 MPa和上限27 MPa時的庫存量，分別為2.364 0×108m3和4.644 9×108m3。但U儲氣庫運行10年來，下限壓力和上限壓力時的庫存量僅為 1.589 6×108m3和2.821 5×108m3，與預(yù)測結(jié)果差別較大。

用修正后的物質(zhì)平衡方程預(yù)測庫存量時，通過數(shù)值模擬將U儲氣庫儲集層分為高、中、低滲3類儲集層（即 n=3）：將滲透率高于 126.47×10?3μm2的儲集層劃分為高滲區(qū)，物性分區(qū)參數(shù)ε1為0.433，相關(guān)參數(shù)取滲透率 126.47×10?3μm2巖心的數(shù)值；將滲透率為（15.52～126.47）×10?3μm2的儲集層劃分為中滲區(qū)，物性分區(qū)參數(shù) ε2為 0.131，相關(guān)參數(shù)取滲透率 15.52×10?3μm2巖心的數(shù)值；將滲透率低于 15.52× 10?3μm2的儲集層劃分為低滲區(qū)，物性分區(qū)參數(shù)ε3為0.435，相關(guān)參數(shù)取滲透率 1.45×10?3μm2巖心的數(shù)值。

高、中、低滲 3類儲集層凈水侵量與壓力關(guān)系見（8）式—（10）式，端點飽和度參數(shù)取表1中數(shù)值，Bw取 1.003 58，Cw取 5.65×10?4MPa?1，巖石流體參數(shù)源于覆壓實驗和PVT實驗（見（11）式—（13）式）。

分別利用傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程和修正后物質(zhì)平衡方程計算儲氣庫在13～27 MPa壓力下運行時的庫存量，計算結(jié)果見表2。由表2可知：U儲氣庫實際運行庫存量與修正后物質(zhì)平衡方程預(yù)測結(jié)果基本一致，而與傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程預(yù)測結(jié)果差別較大。

U儲氣庫實際運行動態(tài)顯示，位于構(gòu)造高部位的部分采氣井在采氣后期見水，表明過渡帶區(qū)域較大，其中的原始含氣孔隙在改建儲氣庫后并沒有完全用于儲存氣體。傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程沒有考慮儲集層因水侵而損失的孔隙體積，認(rèn)為改建儲氣庫后儲集層中所有含氣孔隙都用于儲存氣體，導(dǎo)致庫存量預(yù)測結(jié)果偏大。修正后物質(zhì)平衡方程不僅扣除儲集層因水侵損失的孔隙體積，而且通過儲集層物性分區(qū)，基本反映了U儲氣庫實際運行的物理過程，因而庫存量預(yù)測結(jié)果與實際運行情況基本一致。

表2 U儲氣庫預(yù)測庫存量及實際運行庫存量

4 結(jié)論

儲氣庫氣水互驅(qū)模擬實驗結(jié)果及滲流機理分析表明：束縛水飽和度和殘余氣飽和度均隨氣水互驅(qū)次數(shù)的增加而增加，隨儲集層滲透率降低而增加，應(yīng)針對儲氣庫運行特點開展氣水多次互驅(qū)模擬實驗來獲取相關(guān)數(shù)據(jù)；水侵儲集層改建儲氣庫后用于儲存氣體的孔隙體積減小，且滲透率越低因水侵損失的孔隙體積越大。

將原始含氣儲集層簡化為水淹區(qū)、過渡帶和純氣區(qū)，分別給出各區(qū)域損失原始含氣孔隙體積的計算公式，并引入物性分區(qū)參數(shù)表征儲集層非均質(zhì)性，建立考慮含氣孔隙體積損失和儲集層非均質(zhì)性的物質(zhì)平衡方程。

實例分析表明，儲氣庫實際運行庫存量與傳統(tǒng)物質(zhì)平衡方程預(yù)測結(jié)果差別較大，與修正后物質(zhì)平衡方程預(yù)測結(jié)果基本一致。

符號注釋：

Krg——氣相相對滲透率，%；Krw——水相相對滲透率，%；Gi——氣藏原始地質(zhì)儲量，m3；Bgi——原始?xì)獠貤l件下天然氣體積系數(shù)；We——水侵量，m3；Bw——地層水體積系數(shù)；Wp——產(chǎn)水量，m3；Gm——剩余動態(tài)儲量，m3；Bg——天然氣體積系數(shù)；Cw——地層水壓縮系數(shù)，MPa?1；Cf——巖石壓縮系數(shù)，MPa?1；Swi——氣藏束縛水飽和度，%；pi——氣藏原始地層壓力，MPa；p——氣藏壓力，MPa；Vgm——儲氣庫可用孔隙體積，m3；Vgi——氣藏原始含氣孔隙體積，m3；ΔV1——水淹區(qū)損失的原始含氣孔隙體積，m3；ΔV2——過渡帶損失的原始含氣孔隙體積，m3；ΔV3——純氣區(qū)損失的原始含氣孔隙體積，m3；ΔV4——巖石和束縛水變形體積，m3；Wwepmax——儲氣庫上限壓力時水侵量，m3；Wwppmax——儲氣庫上限壓力時產(chǎn)水量，m3；Swc1——氣藏原始束縛水飽和度（由氣水互驅(qū)實驗得到），%；Sgr1——氣藏開發(fā)結(jié)束時殘余氣飽和度，%；Wwepmin——儲氣庫下限壓力時水侵量，m3；Wpt——氣藏開發(fā)階段儲集層壓力從上限壓力降到下限壓力過程中的累計產(chǎn)水量，m3；Swclmt——過渡帶穩(wěn)定運行的束縛水飽和度，%；Sgrlmt——過渡帶穩(wěn)定運行的殘余氣飽和度，%；Wwepab——建庫前氣藏水侵量，m3；Wpa——建庫前氣藏產(chǎn)水量，m3；Swcalmt——純氣區(qū)穩(wěn)定運行的束縛水飽和度，%；Sgralmt——純氣區(qū)穩(wěn)定運行的殘余氣飽和度，%；φpmax——儲氣庫上限壓力時巖石孔隙度，%；φi——原始?xì)獠貤l件下巖石孔隙度，%；Cg——天然氣壓縮系數(shù)，MPa?1；Sgr——殘余氣飽和度，%；pmax——儲氣庫上限壓力，MPa；pmin——儲氣庫下限壓力，MPa；ε——儲集層物性分區(qū)參數(shù)；n——儲集層物性分區(qū)數(shù)；Wh——高滲儲集層凈水侵量，m3；Wm——中滲儲集層凈水侵量，m3；Wl——低滲儲集層凈水侵量，m3；φ——巖石孔隙度，%。

[1] 張桂明, 宗杰, 張秀麗, 等. 黃驊坳陷板南地區(qū)地下儲氣庫群建設(shè)可行性研究[J]. 天然氣地球科學(xué), 2012, 23(6): 1191-1196.Zhang Guiming, Zong Jie, Zhang Xiuli, et al. Feasibility study of construction underground gas storage group in Bannan area of Huanghua depression[J]. Natural Gas Geoscience, 2012, 23(6):1191-1196.

[2] 班凡生, 高樹生, 王皆明. 枯竭油藏改建儲氣庫注采運行機理研究[J]. 天然氣地球科學(xué), 2009, 20(6): 1005-1008.Ban Fansheng, Gao Shusheng, Wang Jieming. Gas injectionproduction mechanism of gas storage in depleted oil reservoirs[J].Natural Gas Geoscience, 2009, 20(6): 1005-1008.

[3] 丁國生, 王皆明. 枯竭氣藏改建儲氣庫需要關(guān)注的幾個關(guān)鍵問題[J]. 天然氣工業(yè), 2010, 31(5): 87-89.Ding Guosheng, Wang Jieming. Key points in the reconstruction of an underground gas storage based on a depleted gas reservoir[J].Natural Gas Industry, 2010, 31(5): 87-89.

[4] Wood D J, Lake L W, Johns R T, et al. A screening model for CO2flooding and storage in gulf coast reservoirs based on dimensionless groups[J]. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2008, 11(3):513-520.

[5] Costa A. Permeability-porosity relationship: A reexamination of the Kozeny-Carman equation based on a fractal porespace geometry assumption[J]. Geophysical Research Letters, 2006, 33(2): 1-5.

[6] Wtherspoon P A, Neuman S P. Evaluation a slightly permeable caprock in aquifer gas storage: 1. caprock of infinite thickness[J].Journal of Petroleum Technology, 1967, 19(7): 949-955.

[7] Arns C H, Bauget F, Limaye A. Pore-scale characterization of carbonates using X-ray microtomography[J]. SPE Journal, 2005, 10(4): 475-484.

[8] 中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會. SY/T 5345-2007 巖石中兩相流體相對滲透率測定方法[S]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2008.National Development and Reform Commission. SY/T 5345-2007 Measurement method of two-phase relative permeabilities in rocks[S]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2008.

[9] Rios R B, Bastos M, Amora M R, et al. Experimental analysis of the efficiency on charge/discharge cycles in natural gas storage by adsorption[J]. Fuel, 2011, 90(1): 113-119.

[10] Ben Teng, Pei Cuiying, Zhang Daliang, et al. Gas storage in porous aromatic frameworks (PAFs)[J]. Energy and Environmental Science,2011, 4(10): 3991-3999.

[11] Shin C H, Lee J H. A numerical study on the compositional variation and the validity of conversion of a gas condensate reservoir into underground storage[J]. Energy Sources, Part A: Recovery,Utilization and Environmental Effects, 2011, 33(20): 113-119.

[12] 董家辛, 童敏, 冉博, 等. 火山巖氣藏不同儲滲模式下的非線性滲流機理[J]. 石油勘探與開發(fā), 2013, 40(3): 346-351.Dong Jiaxin, Tong Min, Ran Bo, et al. Nonlinear percolation mechanisms in different storage-percolation modes in volcanic gas reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(3):346-351.

[13] 呂偉峰, 劉慶杰, 張祖波, 等. 三相相對滲透率曲線實驗測定[J].石油勘探與開發(fā), 2012, 39(6): 713-719.Lü Weifeng, Liu Qingjie, Zhang Zubo, et al. Measurement of three-phase relative permeabilities[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(6): 713-719.

[14] 鐘曉, 杜建芬. 氣水相滲特征與高溫高壓實驗研究[J]. 重慶科技學(xué)院學(xué)報: 自然科學(xué)版, 2013, 15(3): 70-73.Zhong Xiao, Du Jianfen. Gas-water permeability characteristics and high temperature and high pressure experimental study[J]. Journal of Chongqing University of Science and Technology: Natural Sciences Edition, 2013, 15(3): 70-73.

[15] Gawish A, Al-Homadhi E. Relative permeability curves for high pressure, high temperature reservoir conditions[J/OL]. [2013-10-13].http://www.ogbus.ru/eng/authors/Gawish/Gawish_1.pdf.

[16] Moghadam S, Jeje O, Mattar L. Advanced gas material balance in simplified format[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology,2010, 50(1): 90-98.

[17] Mattar L, Anderson D. Dynamic material balance: Oil or gas inplace without shutins[J]. Journal of Canadian Petroleum Technology, 2006,45(11): 7-10.

[18] Engler T W, Kelly M. New approach to gas material balance in tight gas reservoirs[R]. SPE 62883, 2000.

[19] Hagoort J. Fundamental of gas engineering[M]. Amsterdam: Elsevier,1988.

[20] Hower T L, Collins R E. Detecting compartmentalization in gas reservoir through production performance[R]. SPE 19790, 1989.

[21] Lord M E, Collins R E. Detecting compartmented gas reservoir through production performance[R]. SPE 22941, 1991.