王皆明趙　凱李　春胥洪成張海山耿　彤

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.中國石油天然氣集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室3.中國石油大港油田公司第一采油廠 4.中國石油華北油田公司采油工藝研究院

氣頂油藏型地下儲氣庫注采動態(tài)預測方法

王皆明1，2趙凱1，2李春1，2胥洪成1，2張海山3耿彤4

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.中國石油天然氣集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室3.中國石油大港油田公司第一采油廠 4.中國石油華北油田公司采油工藝研究院

王皆明等.氣頂油藏型地下儲氣庫注采動態(tài)預測方法. 天然氣工業(yè)，2016，36（7）：88-92.

氣頂油藏型地下儲氣庫建設及運行在我國剛剛起步，尚缺乏現(xiàn)場實用的運行注采動態(tài)分析與預測方法。為此，根據(jù)氣頂注采氣過程中氣相與油相的壓力響應特征，引入了周期可變動用剩余油量與地層壓力的關系，真實還原了剩余油量在注采氣過程中對地下儲氣庫運行的影響，建立了周期注采氣動態(tài)預測數(shù)學模型，得到了一個完整注采周期內(nèi)氣頂自由氣、地層剩余油的動用量以及與之相對應的庫容參數(shù)預測指標。實例計算結(jié)果表明：①一方面，周期可動用剩余油量對氣頂自由氣動用量的影響不能忽略，可動剩余油的彈性作用使氣頂內(nèi)部壓力響應特征產(chǎn)生了較為復雜的改變，有可能導致氣頂油藏型地下儲氣庫建庫周期較氣藏型地下儲氣庫長；②另一方面，隨著注采周期的延長，儲氣庫內(nèi)動用自由氣、剩余油的動用量逐步增長，但趨勢漸緩，從而使注入氣向剩余油溶解擴散造成的損耗氣量始終保持在較低水平，不會對儲氣庫的穩(wěn)定運行造成負面影響。

氣頂油藏 地下儲氣庫 注采 壓力響應特征 可動用剩余油庫容 參數(shù)預測 動態(tài)預測

利用已枯竭氣頂油藏改建地下儲氣庫在儲氣庫發(fā)達國家較為普遍［1］，其優(yōu)勢在于氣頂部分建庫與單一氣藏建庫無明顯差異，同時油層部分可以通過儲氣庫特有的多周期氣頂注采氣與邊底部采油聯(lián)動方式，逐步提高剩余原油采收率，從而使儲氣庫運行的整體技術經(jīng)濟指標達到最佳［2-6］。目前國內(nèi)在這一領域的技術已經(jīng)取得了長足的進步，分別在2010年和2013年建成了華北京58儲氣庫和遼河雙6儲氣庫，上述2個儲氣庫現(xiàn)階段均處于運行初期的擴容達產(chǎn)階段。

國內(nèi)已投運氣頂油藏型地下儲氣庫多周期運行動態(tài)特征有2個顯著特點：①注采周期動用庫存量與地層壓力響應特征曲線不僅與氣頂部分有效庫容量密切相關，同時與油層剩余油溶氣膨脹特征相關；②隨著周期注氣的逐步深入，與注入氣體相接觸剩余油逐步溶氣飽和，而遠離注入氣體的剩余油部分仍然處于油藏枯竭時的低飽和壓力脫氣死油狀態(tài)［7-14］，剩余油溶氣飽和程度受流體分布復雜性、氣頂注氣強度和方式的影響，需要一個較長期的過程。

目前已經(jīng)建立的針對中國石油大港油田氣藏型地下儲氣庫一系列預測注采運行動態(tài)的數(shù)學模型和氣藏工程方法［15-17］，其核心是利用氣體膨脹和壓縮與地層壓力的函數(shù)關系推導而來的，未考慮地層剩余油溶氣膨脹的量化影響。因此，無法適用于氣頂油藏型地下儲氣庫。目前室內(nèi)研究最佳的解決方案是采用精細三維三相全組分數(shù)值模擬器進行注采全周期分析和預測，但由于數(shù)值模擬方法建模難度和運算工作量都很大，地下儲氣庫現(xiàn)場全面推廣具有相當大的難度。為此，筆者在氣頂自由氣與地層壓力函數(shù)關系基礎上，引入了周期可變動用剩余油與地層壓力的關系，分別建立了注氣和采氣周期注采動態(tài)預測數(shù)學模型［18-21］，通過數(shù)學模型的聯(lián)立求解，可以得到一個完整的注采周期內(nèi)氣頂自由氣、地層剩余油的動用量以及與之相對應的庫存量分析指標。通過與數(shù)值模擬預測指標對比，其精度能夠滿足礦場分析的要求。由于該方法運算工作量小、效率高，因而具有在地下儲氣庫現(xiàn)場推廣應用的價值。

1　注采動態(tài)預測數(shù)學模型的建立

1.1基本假設條件

針對國內(nèi)定容封閉氣頂油藏開采至低壓枯竭后改建地下儲氣庫的實際運行情況，為了描述注采周期運行動態(tài)數(shù)學表達式，建立以下簡化預測條件：①地下儲氣庫注采氣井均在氣頂部位連續(xù)生產(chǎn)，忽略井的產(chǎn)液量；②在地下儲氣庫一個完整的注氣、采氣周期內(nèi)，氣頂動用空間和油藏動用地下孔隙空間保持不變；③油藏地下動用孔隙空間為油氣界面以下剩余油受注氣溶氣膨脹作用已飽和區(qū)域（圖1）；④不考慮未飽和剩余油的彈性作用；⑤不考慮邊底水、巖石和束縛水的彈性作用。

圖1　氣頂油藏型地下儲氣庫的儲層區(qū)帶示意圖

1.2數(shù)學模型的推導

在某一特定注采周期內(nèi)，地下儲氣庫油氣動用孔隙空間保持不變，而地下儲氣庫擴容過程則由多周期地下油氣孔隙空間變化特征體現(xiàn)。

以第i周期為例建立地下儲氣庫注采動態(tài)數(shù)學模型，由于假設一個完整的注采周期內(nèi)油氣動用地下孔隙空間保持不變，則有：

式中V（i）0表示某周期注氣前動用油氣地下孔隙體積，104m3；V（i）1表示某周期注氣末動用油氣地下孔隙體積，104m3；V（i）2表示某周期采氣末動用油氣地下孔隙體積，104m3。

注氣前動用油氣地下孔隙體積V（i）0為：

式中Gm（i）表示注氣前氣頂動用庫存量，104m3；Bg（i）0表示某周期注氣前的天然氣體積系數(shù)；Nm（i）表示注氣前動用剩余油量，104m3；Bo（i）0表示某周期注氣前的原油體積系數(shù)。

注氣過程中，由于部分注入氣溶解到動用剩余油中，則注氣末動用剩余油新增溶解氣量Qrsin為：

式中Rs（i）1表示某周期注氣末的溶解氣油比；Rs（i）0表示某周期注氣前的溶解氣油比。

注氣末儲氣庫動用油氣地下孔隙體積V（i）1為：式中Qin（i）表示階段注氣量，104m3；Bg（i）1表示某周期注氣末的天然氣體積系數(shù)；Bo（i）1表示某周期注氣末的原油體積系數(shù)。

采氣過程中，階段采氣量為Qp（i），由于壓力降低，動用剩余油脫氣而形成自由氣量Qrsp為：

式中Rs（i）1表示某周期采氣末的溶解氣油比。

則采氣末儲氣庫動用油氣地下孔隙體積V（i）2為：

式中Bg（i）2表示某周期采氣末的天然氣體積系數(shù)；Bo（i）2表示某周期采氣末的原油體積系數(shù)；Qp（i）表示階段采氣量，104m3。

聯(lián)立式（1）～（6）可求解第i周期內(nèi)動用剩余油量Nm（i）和動用庫存量Gm（i）。即

其中a值為：

2　庫容參數(shù)計算

對于某一特定注采周期i，由式（1）～（6）可求儲氣庫在上限壓力pmax和下限壓力pmin區(qū)間運行時，儲氣庫的最大注氣量Qinmax（i）和最大采氣量Qpmax（i）：

式中Bg（max）表示儲氣庫上限壓力條件下的天然氣體積系數(shù)；Bg（min）表示儲氣庫下限壓力條件下的天然氣體積系數(shù)；Bo（max）表示儲氣庫上限壓力條件下的原油體積系數(shù)；Bo（min）表示儲氣庫下限壓力條件下的原油體積系數(shù)；Rs（max）表示儲氣庫上限壓力條件下的溶解氣油比；Ro（max）表示儲氣庫下限壓力條件下的溶解氣油比。

有效庫容量Gm（max）為儲氣庫運行到上限壓力pmax時庫內(nèi)動用的天然氣在地面標準條件下的體積，數(shù)學表達式為：

工作氣量Gwork為當儲氣庫從上限壓力運行到下限壓力時的最大采氣量，數(shù)學表達式為：

氣墊氣量Gm（min）為儲氣庫庫容量與工作氣量之差，數(shù)學表達式為：

剩余油溶解飽和損耗氣量Gmrs（i）為動用剩余油從枯竭壓力到采氣末下限壓力時新增溶解氣量，數(shù)學表達式為：

式中Nm（i-1）表示第（i-1）周期的動用剩余油量，104m3。

3　應用實例

以國內(nèi)某氣頂油藏型地下儲氣庫R為例，該儲氣庫設計運行壓力為13.0～20.6 MPa，天然氣剩余地質(zhì)儲量為1.46×108m3，原油剩余地質(zhì)儲量為226×104m3。

R儲氣庫自投產(chǎn)運行以來，已經(jīng)歷了5個完整的注采周期，累積注氣量為9.21×108m3，累積采氣量為4.94×108m3，運行動態(tài)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1　R儲氣庫多周期運行基礎數(shù)據(jù)表

根據(jù)建立的氣頂油藏型地下儲氣庫注采動態(tài)預測模型，利用儲氣庫多周期運行注采動態(tài)系列數(shù)據(jù)計算該儲氣庫的多周期主要技術指標（表2）。其中油氣高壓物性可根據(jù)實驗或者利用經(jīng)驗公式獲得。

新建氣頂油藏型地下儲氣庫注采動態(tài)分析方法分別考慮了地層中剩余油溶氣膨脹和脫氣作用對儲氣庫注采氣過程的影響，真實還原了儲氣庫注采運行過程，剝離了油層溶解氣對儲氣庫氣頂有效庫容量的影響，計算的庫容量與數(shù)值模擬注采動態(tài)預測方法接近，計算精度較高。

表2　儲氣庫多周期運行主要技術指標表

從儲氣庫庫容量整體變化曲線圖（圖2）可以看出，氣頂油藏改建儲氣庫也分為快速擴容期、穩(wěn)定擴容期和擴容停滯期3個階段，周期可動用剩余油對氣頂自由氣動用量的影響不能忽略 ，影響程度占總注氣量的3%～8%；隨著注采周期的延長，儲氣庫內(nèi)動用自由氣、剩余油的動用量逐步增長，但增長趨勢逐步趨緩，從而使注入氣向剩余油溶解擴散造成的損耗氣量始終保持在較低水平，不會對儲氣庫的穩(wěn)定運行造成負面影響。

圖2　儲氣庫庫容量計算結(jié)果對比圖

4　結(jié)論

1）基于基本假設條件，考慮了氣頂油藏型地下儲氣庫注采運行過程中氣相和油相的相平衡過程，建立注氣和采氣周期動態(tài)預測數(shù)學模型，可方便快速求取主要庫容參數(shù)指標，其精度和可靠性能夠滿足現(xiàn)場動態(tài)分析的要求。

2）氣頂油藏型地下儲氣庫由于存在注入氣向油層溶解擴散作用，可動剩余油的彈性作用使氣頂內(nèi)部壓力響應特征產(chǎn)生了較為復雜的改變，致使擴容達產(chǎn)周期相比氣藏型地下儲氣庫長，實例表明，儲氣庫正處于穩(wěn)定擴容階段，各項技術指標穩(wěn)定增加，但增幅降低。

3）隨著注采周期增加和氣頂注氣驅(qū)替范圍擴大，與注入氣發(fā)生溶氣飽和作用的動用剩余油量逐年增加，但受油氣接觸界面相對有限及擴散速度緩慢影響，動用剩余油進一步增加的幅度越來越小，總體上看，剩余油溶解飽和損耗氣量對儲氣庫運行影響較小。

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（修改回稿日期 2016-05-09 編 輯 何 明）

A method for predicting the injection-withdrawal performance of UGSs rebuilt from gas-cap oil reservoirs

Wang Jieming1，2， Zhao Kai1，2， Li Chun1，2， Xu Hongcheng1，2， Zhang Haishan3， Geng Tong4
（1. Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development， Langfang， Hebei 065007， China； 2. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Underground Storage Engineering， Langfang， Hebei 065007，China； 3. No.1 Oil Production Plant， PetroChina Dagang Oilfi eld Company， Tianjin 300280， China； 4. Petroleum Production Engineering Research Institute， PetroChina Huabei Oilfi eld Company， Renqiu， Hebei 062552， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 7， pp.88-92， 7/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

In China， underground gas storages （UGSs） rebuilt from gas-cap oil reservoirs are currently at their beginning stage of construction and operation， so there is no injection-withdrawal performance analysis and prediction method available for field application. Based on the pressure response features of gas and oil phases in the process of gas-cap injection and production， the relationship between the cyclic variable movable remaining oil and the reservoir pressure was introduced to reproduce the effect of remaining oil on UGS performance during its operation. Then， a mathematical model was established to predict cyclic gas injection-withdrawal performance. And finally， the following parameters were obtained for one complete gas injection-withdrawal period， including the free gas in the gas cap，the movable remaining oil and the corresponding storage capacity parameter prediction index. It is shown from case studies that the effect of the cyclic movable remaining oil on the produced free gas of the gas cap should not be neglected and its elastic action causing complex alterations in the pressure response features within the gas cap may lead to a longer ramp-up period in gas-cap reservoir UGS than that in gas reservoir UGS. Besides， the produced free gas and the movable remaining oil in the storage increase gradually with the proceeding of injection-withdrawal operation， but the increasing rate declines steadily. As a result， less injected gas is dissolved and diffused into the remaining oil， so the steady operation of the underground gas storage is not adversely influenced.

Gas-cap reservoir； Underground gas storage （UGS）； Injection-withdrawal； Pressure response features； Movable remaining oil storage capacity； Parameter prediction； Performance prediction

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.07.013

中國石油天然氣集團公司儲氣庫重大專項“地下儲氣庫地質(zhì)與氣藏工程關鍵技術研究與應用”（編號：2015E4002）。

王皆明，1969年生，高級工程師，博士；主要從事儲氣庫建庫設計及運行方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市44號信箱。電話：（010）69213070。ORCID：0000-0003-2725-4257。E-mail：jieming@petrochina.com.cn