复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法
胥洪成1,2, 王皆明1,2, 屈平3, 冯裕才4, 邓彩凤5
1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院
2.中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室
3.中国石油海外勘探开发公司
4.中国石油吐哈油田公司吐鲁番采油厂
5.中国石油大港油田公司对外合作项目部

作者简介:胥洪成,1975年生,高级工程师;主要从事天然气地下储气库建设及运行管理技术研究工作。地址:(065007)河北省廊坊市44号信箱地下储库研究中心。电话:(010)69213091。E-mail:xuhongc@petrochina.com.cn

摘要

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。

关键词: 气藏; 地下储气库; 非均质性; 水侵; 应力敏感; 有效库存量; 库容参数; 数学模型
A prediction model of storage capacity parameters of a geologically-complicated reservoir-type underground gas storage (UGS)
Xu Hongcheng1,2, Wang Jieming1,2, Qu Ping3, Feng Yucai4, Deng Caifeng5
1.Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Langfang, Hebei 065007, China
2.CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Underground Gas Storage Engineering, Langfang, Hebei 065007, China
3.China National Oil & Gas Exploration and Development Corporation, Beijing 100034, China
4.Turfan Oil Plant of Tuha Oilfield Company, PetroChina, Shanshan, Xinjiang 838202, China
5.Foreign Cooperation Department of Dagang Oilfield Company, PetroChina, Tianjin 300280, China
Abstract

The current working gas volume was only half as much as it was designed after more than ten injection-withdrawal cycles for a reservoir-type UGS under complex geological conditions in China, and the operation efficiency was lower as a result of inactive inventory suffered from reservoir properties, heterogeneity, water invasion, and stress sensitivity. In view of this, based on the geological conditions, dynamic performance of such a complex gas reservoir, and the UGS conversion mechanism, a cross-section model was built simulating the injection-withdrawal operation of the UGS. According to the flow distribution and changing trend in the vertical direction in the whole process from reservoir development, UGS conversion, to the follow-up stabilized UGS operation, the cross-section profile was divided into four zones: pre-UGS gas zone, gas-drive-water gas zone, gas-water transition zone, and watered-out zone. On this basis, the main controlling factors on the effective storage space were determined including reservoir petrophysical properties, heterogeneity, water invasion, and stress sensibility, as well as their quantitative evaluation methods. Furthermore, in light of the injection-withdrawal mass balance principle, the corresponding mathematical forecasting model was thus established taking into account the impacts of the deformation of irreducible water and rock pores and the injected gas volume. From both micro and macro perspectives, this forecasting model not only significantly improves the accuracy of UGS storage capacity, but evaluates the major controlling factors of the storage capacity parameters, making the designed indexes more reasonable. This model has been widely applied to many PetroChina's reservoir-type UGS construction projects.

Keyword: Gas reservoir; UGS; Heterogeneous; Water invasion; Stress sensitivity; Effective inventory; Storage capacity parameter; Mathematical model

自21世纪以来, 我国天然气工业快速发展, 油气长输管网格局初步形成, 配套建设的地下储气库在冬季调峰和应急供气中发挥了重要作用[1]。但经过10多年的建设和运行, 在役地下储气库的工作气量与建库方案设计工作气量相比, 仍存在一定差距, 地下储气库运行效果总体偏差[2]。多年持续对地下储气库注采运行动态进行跟踪研究, 发现我国气藏改建地下储气库(以下简称气藏建库)条件的复杂性和建库方案设计理念的偏差严重制约了地下储气库的运行效率。其中在库容参数设计方面, 直接将容积法或压降法天然气地质储量折算为原始地层条件下的孔隙体积作为库容参数设计物质基础, 并未考虑储层物性及非均质性、水侵、应力敏感等诸多因素导致的原始含气孔隙体积减小, 从而使得设计指标明显偏大, 地下储气库实际运行动态也逐步证实了这一发现。笔者以中国石油天然气集团公司目前在役和新建的气藏型地下储气库为研究对象, 暂不考虑油环的影响, 紧扣建库有效孔隙空间主控因素分析及其量化评价, 充分利用气藏地质、动态及建库机理, 首次建立了地下储气库库容参数预测数学模型。为气藏建库库容参数优化设计奠定了理论依据, 使得地下储气库库容技术指标预测的准确度和精度都大大得以提高, 更趋合理。

1 建库初始有效孔隙体积预测
1.1 地下储气库运行剖面模型

根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势, 自上而下将地下储气库剖面分成4个区带(图1)。

图1 地下储气库注采运行简化剖面示意图

地下储气库剖面4个区带分别为建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带, 此划分为量化评价各区带建库有效孔隙体积奠定了基础。建库前纯气带指气藏建库初始无边底水侵入的区带, 在建库初始气水界面以上; 气驱水纯气带指气藏开发过程中边底水侵入, 但气库在上、下限压力区间运行时, 边底水不再侵入而形成的区带, 位于下限压力对应的气水界面和建库初始气水界面之间; 气水过渡带指地下储气库上、下限压力区间运行时, 气水往复运移的区带, 位于上限压力和下限压力对应气水界面之间; 水淹带指气藏开发和地下储气库运行过程中一直被地层水占据的区带, 位于原始气水界面与上限压力对应的气水界面之间。

1.2 影响建库有效孔隙体积的主控因素

在地下储气库多周期注采运行过程中, 注采井网逐步调整完善, 实现对建库储层的有效控制, 因此本次研究不考虑注采井网的影响。利用气藏地质、动态及建库机理, 按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素, 主要包括储层物性及非均质性、水侵、应力敏感等(图2), 为确定建库不可动含气孔隙体积及建库初始有效孔隙体积奠定了重要的基础。

图2 影响建库孔隙体积的主控因素示意图

1.2.1 储层物性及非均质性

地下储气库调峰采气周期短、压降大, 年化采气速度和压降速度高达100%~150%, 是气藏开发的50倍, 甚至更高。由于国内气藏建库总体上存在物性差和非均质性强的特点, 在短期高速大压差采气过程中, 单井平面泄气半径小, 纵向动用程度低, 注采周期内大量含气孔隙空间来不及动用即开始转采或转注。因此, 储层物性越差, 平面及纵向上非均质性越强, 建库孔隙空间动用程度就越低。

1.2.2 水侵

国内气藏型地下储气库具有强亲水和弱— 中等水驱特征, 采气过程中毛细管力为动力, 加速气水界面向上运移, 注气过程毛细管力为阻力, 侵入水难以回退到原始气水界面以下, 部分原始含气孔隙被净水侵量、束缚水和残余气[3, 4, 5, 6, 7, 8, 9]占据, 有效建库孔隙体积减小。

1.2.3 应力敏感性

储层岩石受外应力和内应力的共同作用, 当内外应力发生变化时, 孔隙度和渗透率随之改变, 岩石的这种性质称为应力敏感性。目前国内气藏型地下储气库主要由枯竭低压储层、异常高压储层和裂缝— 孔隙储层改建而成, 具有较强的应力敏感性:一是有效应力超过临界应力后产生塑性形变; 二是多周期交变应力导致储层应变疲劳, 增加塑性形变量, 尤其是裂缝性储层, 应力敏感使得裂缝开启度减小, 大大减小建库有效孔隙体积[10, 11, 12, 13]

1.2.4 各区带具体影响因素分析

建库前纯气带:主要考虑储层应力敏感的影响。

气驱水纯气带:主要考虑净水侵量、稳定运行束缚水和残余气、储层非均质性及应力敏感的影响。

气水过渡带:主要考虑净水侵量、稳定运行束缚水和残余气、储层非均质性及应力敏感的影响。

水淹带:主要考虑净水侵量、建库前束缚水和残余气、储层非均质性及应力敏感的影响。

1.3 不可动含气孔隙体积预测模型

水侵对建库有效孔隙体积的影响主要与不同区带储层物性及非均质性、净水侵量等相关, 因此按气驱水纯气带、气水过渡带和水淹带逐一建立数学模型。应力敏感主要与储层岩石力学特性相关, 与建库储层区带无关, 因此将建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带和水淹带统一考虑, 按岩石类型分类评价。

1.3.1 气驱水纯气带

对于建库初始地层压力低于地下储气库运行下限压力的有水气藏, 原始含气孔隙体积被地层水和残余气占据, 经过多周期注采运行后, 以采气携液和注气驱替方式排出, 不可动含气孔隙体积主要由束缚水减小和残余气增加引起, 其数学公式为:

Δ V1= j=1Ngasε j Sgr(lmt)-[Swc1-Swc(lmt)]1-Swc1-Sgr1j×

[(Wweu0-Wwpu0Bwu0)-(Wwemin-WwpminBwmin)]j(1)

1.3.2 气水过渡带

由于边底水侵入后, 原始含气孔隙由地层水和残余气占据, 在多周期注采运行过程中一直保持气水互驱状态, 残余气饱和度、含水饱和度和含气饱和度逐步趋于平稳, 形成一定工作气量规模。不可动含气孔隙体积主要由地下储气库达到稳定运行状态时新增的束缚水和残余气构成, 其数学公式为:

Δ V2= j=1Ngwε j Swc(lmt)-Swc1+Sgr(lmt)1-Swc1-Sgr1j×

[(Wwemin-WwpminBwmin)-(Wwemax-WwpmaxBwmax)]j(2)

1.3.3 水淹带

由于边底水侵入后, 储层原始含气孔隙完全被地层水和残余气占据, 在多周期注采运行过程中含水饱和度和残余气饱和度基本不变。不可动含气孔隙体积主要由地层水和残余气构成, 其数学公式为:

Δ V3= j=1Nwε j 1-Swc11-Swc1-Sgr1j×

(Wwemax-WwpmaxBwmax)j(3)

1.3.4 应力敏感

气藏降压开发和地下储气库多周期往复注采运行过程中, 储层岩石发生弹性形变和塑性形变引起孔隙体积改变。不可动含气孔隙体积主要由塑性形变引起, 其数学公式为:

Δ V4= j=1Nσ104GBgiφi-φlmtφij(4)

1.4 建库初始有效孔隙体积预测模型

建库初始有效孔隙体积预测以动态法气藏原始含气孔隙体积为基础, 扣除各区带储层物性及非均质性、水侵、应力敏感诸多因素影响形成的不可动含气孔隙体积, 其数学公式为:

Vgm=Vi-V1+Δ V2+Δ V3+Δ V4)(5)

2 建库库容参数预测模型
2.1 束缚水和岩石形变量

注气周期, 地层压力逐步增加, 束缚水压缩, 孔隙体积增加, 储气空间增大; 采气周期, 随着地层压力逐步降低, 束缚水膨胀, 孔隙体积减小, 储气空间减小[14]。因此, 在多周期注采过程中, 有效含气孔隙体积随地层压力变化而变化。利用储层束缚水和不同渗透率级别岩石的压缩系数, 建立了地下储气库运行过程中不同地层压力下束缚水和岩石形变量的预测数学模型, 其数学公式为:

Δ V5=Vgm j=1Nwrε j CwSwc(lmt)+Cp1-Swc(lmt)j(pu-pu0)(6)

2.2 有效库存量预测数学模型

针对地下储气库注采运行特点, 全面考虑建库过程中束缚水和岩石形变以及注气驱动相的影响, 根据注采物质平衡原理[15], 建立了气藏型地下储气库有效库存量预测数学模型, 其数学公式如下:

Vgm+Δ V5=104[Gr0+ Ginj(Pu)] Bgm(Pu)=104Gr Bgm(pu)(7)

2.3 库容参数预测数学模型

库容参数主要包括库容量、垫气量及工作气量, 科学设计库容参数对合理确定建库规模具有重要意义。

库容量即地下储气库运行到上限压力时的有效库存量, 因此给定地下储气库运行上限压力后, 利用式(7)计算得到其库容量, 其数学公式为:

Gmax=Gr(pmax)(8)

垫气量即地下储气库运行到下限压力时的有效库存量, 因此给定地下储气库运行下限压力后, 利用式(7)计算得到其垫气量, 其数学公式为:

Gmin=Gr(pmin)(9)

工作气量大小等于库容量与垫气量之差, 其数学公式为:

Gwg=Gmax-Gmin(10)

3 应用实例
3.1 气藏基本特征

国内某狭长形弱边水强非均质性深层气藏建库, 气藏埋深为3 500 m, 构造为近东西向展布的长轴断背斜, 东西长约20 km, 南北宽约3.5 km, 含气面积为15.2 km2, 天然气地质储量为126.0× 108 m3, 建库时地层压力由34.0 MPa降至14.4 MPa, 压降幅度为58%, 天然气累计产量为63.0× 108 m3, 采出程度为50%, 地层水累计产量为3.31× 104 m3, 水驱指数仅为0.01, 弱水驱。

3.2 建库初始有效孔隙体积预测与分析

在气藏地质及动态特征研究基础上, 考虑储层物性、非均质性及水侵等因素的影响, 将气藏分为东西2个区带, 建库以物性较好的东区为主, 西区受到边水侵入影响, 建库时有效孔隙体积减小。利用丰富的生产动态资料, 计算压降法天然气储量为120× 108 m3, 对应的原始地层含气孔隙体积为4 450× 104 m3, 然后利用式(1)~(5)计算得到建库初始不可动孔隙体积为432× 104 m3, 进而得到建库初始有效孔隙体积为4 018× 104 m3。从对比结果来看, 建库初始原始含气孔隙体积的10%难以有效动用, 剩余90%可作为库容参数设计的物质基础。

3.3 建库有效库存量预测与分析

气藏建库注采运行过程中, 考虑束缚水和岩石弹性形变的影响, 得到不同地层压力下建库有效孔隙体积(图3), 以此为基础, 预测库存量曲线(图4), 科学指导库容参数设计。

图3 某气藏建库有效孔隙体积预测图

图4 某气藏建库库存量预测对比图

图3可以看出, 随着地层压力增加, 束缚水量和岩石形变量逐渐增加, 从建库初始到运行至上限压力时的总形变量为90× 104 m3, 占原始含气孔隙体积的2%, 对建库空间影响较小。从图4可以看出, 考虑储层物性及非均质性、水侵、束缚水及岩石形变等诸多影响因素后, 建库有效库存量减少, 降幅为7.7%~9.4%。

3.4 库容参数预测与分析

地下储气库运行压力区间为18~34 MPa, 相应的库容参数如图5所示, 库容量由120.0× 108 m3降至110.0× 108 m3, 降幅为8.3%, 垫气量由69.4× 108 m3降至62.9× 108 m3, 降幅为9.3%, 工作气量由50.6× 108 m3降至47.1× 108 m3, 降幅为6.9%。结合建库初始有效孔隙体积和有效库存量, 综合分析认为库容指标减小主要是考虑了气藏开发过程中边水侵入及储层非均质性的影响, 进而使得预测结果更为合理、可靠。

考虑储层物性及非均质性、水侵、束缚水及岩石形变等诸多因素对建库有效孔隙体积的影响, 预测的库容技术指标更趋合理, 为建库注采运行方案及下游钻完井和地面工程优化设计提供科学依据, 能有效降低建库风险, 节约建设投资, 使建库方案设计更具科学性。

图5 某气藏建库库容参数预测对比图

4 结论

1)从地下储气库运行与气藏开发差异性出发, 揭示了影响建库空间的主控因素, 主要包括储层物性及非均质性、地层水侵入、储层应力敏感性等。

2)充分考虑储层物性及非均质性、地层水和应力敏感影响, 提出了分区分带建库有效孔隙体积量化评价方法, 建立了库容量预测数学模型。

3)该模型涵盖了地质、动态及建库机理, 从微观和宏观角度综合评价影响建库空间主控因素, 预测结果的准确度和精度大大提高, 建库技术指标设计更趋合理。

符 号 说 明

Δ V1为纯气带不可动含气孔隙体积, 104 m3; Δ V2为气水过渡带不可动含气孔隙体积, 104 m3; Δ V3为水淹带不可动含气孔隙体积, 104 m3; Δ V4为储层因应力敏感减小的孔隙体积, 104 m3; Δ V5为束缚水和岩石弹性形变量, 104 m3; Bgm为地层混合气体体积系数; Bgi为地层混合气体体积系数; Bwu0为建库前地层水体积系数; Bwmax为上限压力时地层水体积系数; Bwmin为下限压力时地层水体积系数; Cp为岩石有效压缩系数; 1/MPa; Cw为束缚水压缩系数, 1/MPa; Gr为地下储气库有效库存量, 108 m3; Gr0为建库时有效库存量, 108 m3; Gmax为地下储气库库容量, 108 m3; Gmin为地下储气库垫气量, 108 m3; Gwg为地下储气库工作气量, 108 m3; Ginj为气藏建库注气量, 108 m3; pmax为地下储气库运行上限压力, MPa; pmin为地下储气库运行下限压力, MPa; pu为地下储气库建库运行压力, MPa; pu0为地下储气库建库时地层压力, MPa; Sgr(1)为建库前储层残余气饱和度; Sgr(lmt)为多周期运行稳定后残余气饱和度; Swc(1)为建库前储层束缚水饱和度; Swc(lmt)为多周期运行稳定后束缚水饱和度; Vgm为建库时有效孔隙体积, 108 m3; Vi为动态法气藏原始含气孔隙体积, 104 m3; Wwemax为对应地下储气库运行上限压力时气藏开发的累计侵水量, 104 m3; Wwemin为对应地下储气库运行下限压力时气藏开发的累计侵水量, 104 m3; Wweu0为建库前气藏开发的累计侵水量, 104 m3; Wwpmax为对应地下储气库运行上限压力时气藏开发的累计产水量, 104 m3; Wwpmin为对应地下储气库运行下限压力时气藏开发的累计产水量, 104 m3; Wwpu0为建库前气藏开发的累计产水量, 104 m3; ε j为储层非均质系数; φ i为储层原始孔隙度; φ lmt为多周期往复注采后储层稳定的孔隙度; Ngas为纯气带建库储层分类数; Ngw为气水过渡带储层分区数; Nw为水淹区储层分区数; Nwr为束缚水和岩石形变分区数; Nσ 为含气区内不同应力敏感性储层分区数; j为第j个分区。

The authors have declared that no competing interests exist.

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