CO2作垫层气时储气库敏感性参数分析

1. 西南石油大学·“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室, 四川 成都 610500;2. 中国石油川庆钻探工程有限公司苏里格项目经理部, 内蒙古 鄂尔多斯 017000;3. 中国石油新疆油田分公司工程技术研究院, 新疆 克拉玛依 834000

0 前言

天然气是国家的战略性资源,在当今世界国际石油供应紧张、油价动荡起伏的国际背景下,天然气在国民经济发展中的战略地位日渐显著[1]。由于拥有高热值,高经济效益和污染小等优点,天然气作为清洁能源,其开发对调整能源结构、解决能源供需矛盾、改善环境质量问题等起着巨大的作用[2]。由于天然气生产、运输和使用过程中,存在着用气需求的波动性和储存的特殊性,随着季节、时段的不同,会出现用气高峰与低谷。地下储气库已成为全球天然气生产调峰和战略储备的最佳选择[3-7]。

建立储气库涉及到垫层气的选择与优化问题。用天然气作垫层气时,当储气库废弃后,相当数量的垫层气不能被开采出来,导致大量“死资金”沉积。因此,研究人员试图采用其他廉价气体如惰性气体作为垫层气[8-11],李国韬，Oldenburg C M等人提出用CO2作垫层气[12-13]。CO2是最主要的温室气体,处置CO2最有效的方式就是地质埋存,用CO2作储气库垫层气既可实现CO2的地质埋存,又可提高天然气采收率,节约资金。但随着储气库运行后多次循环注采,储气库储层压力、流体饱和度等会发生周期性变化,流体渗流能力不断变化,作垫层气的CO2气体与天然气的混气问题将不可避免,因此必须分析混气现象主要影响参数及影响方式,指导储气库最优运行控制。

1 CO2与天然气的混气问题

研究者们对CO2与天然气的混气问题作了一些研究[14-18],发现影响混气现象发展的因素主要有三大类:一是储层物性的影响,主要包含储层孔隙度及渗透率。二是储气库运行条件的影响,主要包含储气库压力、温度、采气速度等因素的影响。三是垫层气的注入方式及注入量的影响。数值模拟技术是储气库建设论证过程中必不可少的手段。通过数值模拟研究,对储气库的库容量、调峰能力和应急能力作出正确的评价,为储气库设计和最优运行控制提供科学依据[16]。本文以枯竭油气藏型储气库为例,利用数值模拟技术对各敏感性参数进行具体分析。

2 模型描述

本文主要考虑渗透率、孔隙度、压力、垫层气量等外在因素对混气的影响。由于目前世界上还没有CO2作储气库垫层气的工程实践,因此采用机理模型对影响混气的主要因素进行分析。

机理模型见图1,模型中心设置1口注采井,四角设置4口CO2垫层气注入井。模型的水平渗透率为100×10-3μm2,垂直渗透率为水平渗透率的0.1倍,x、y方向均设置39个网格,每个网格长10 m,z方向分为20层,每层0.3 m。基础模型参数见表1。

图1 机理模型

表1基础模型参数

参数基础模型值变化范围网格尺寸/(m×m)10×10-储层厚度/(m×m)6-层数20-孔隙度/()2010,15,25渗透率/10-3 μm210010,50,200,300初始压力/MPa108,9,10,11,12温度/℃4035,40,45,50CO2占储气库总气量的百分比/()010,15,20,30,40

机理模型地层水的物理性质(黏度、压缩系数、体积系数)选用软件默认计算值。气体的压缩因子、压缩系数、体积系数、黏度由PR状态方程计算得出。气体扩散系数采用Hirschbelder等提出的经验公式计算[19],取值5×10-5m2/s。此外,相渗曲线可用Prison提出的相关经验公式计算[20],计算绘制相渗曲线见图2。

图2 相对渗透率曲线

3 敏感性参数分析

3.1 CO2垫层气气量对混气的影响

图3 不同垫层气量气库采出气中CO2含量

图4 不同垫层气量气库天然气采出程度

3.2 绝对渗透率对混气的影响

对于一般气藏而言,储层绝对渗透率越大,地层的传导性越好,气井的采气能力越强,往往渗透率越大越有助于开采。但对于储气库而言,绝对渗透率越大,CO2与天然气的扩散越容易,气体的混合程度也越大,从经济化角度出发反而不利于储气库的开发。因此,从采出气的质量及气体的混合角度来讲,渗透率越小越好;从注采能力及储气库库容角度来讲,渗透率越大越好。不同渗透率情况下采出气中CO2含量变化曲线和天然气采出程度见图5～6，从图5～6可以看出，随着渗透率的增大,天然气采出程度增长幅度逐渐降低,但采出气中CO2的含量仍呈现快速增长现象。此模型结果认为,从经济化角度出发,在合理的混气程度范围内,取天然气采出程度增加幅度开始明显降低的渗透率为最佳值。在实际工程实践中,需要结合实际工程参数同时考虑两方面选择合适渗透率的储层作为储气库。

图5 不同渗透率下采出气中CO2含量变化曲线

图6 不同渗透率情况下天然气采出程度

3.3 孔隙度对混气的影响

储气库孔隙度是定量描述储气库垫层气与天然气运移空间的一个指标。对于储气库而言,孔隙度也是一个影响指标。一方面,孔隙度越大,垫层气与天然气的运移及扩散空间越大,有利于气体间的扩散与混合；另一方面,孔隙度越大,气体在储层中的运移速度会变慢,垫层气与天然气混气速度也会变慢,有利于储气库的运行。图7为模拟得到的不同孔隙度条件下储气库采出气中CO2含量的变化曲线,孔隙度越大采出气中CO2的含量越低,但总体看来孔隙度对垫层气和天然气的混合影响不大。

图7 不同孔隙度下采出气中CO2含量变化曲线

3.4 压力对混气的影响

表2对比模型运行参数

压力/MPa天然气库存量/m3CO2注入量/m3单井CO2注入速度/(m3·d-1)回采速度/(m3·d-1)814 992 5673 748 14123 42562 469917 037 9804 259 49526 62170 9911019 096 0814 774 02029 83779 5671121 157 4075 289 35133 05888 1551223 212 4815 803 12036 26996 718

不同压力下采出气中CO2含量变化曲线见图8。从图8可知,随着压力的降低,采出气中CO2含量呈上升趋势。随着回采的进行,储气库压力不断下降,当下降到临界压力以下时,CO2会从超临界态变为常规气态,流体密度、黏度、扩散系数等性质发生突变,流体的物理性质不再呈现为超临界态而表现为气态,从而影响了分子扩散和对流扩散,这时采出气中CO2含量上升的趋势会被打破。此模型结果认为,在压力设置在 8 MPa 以上时,几个对比模型回采气中CO2含量变化范围较小,只要保持压力不低于8 MPa,压力对混气及运行的影响较小。

图8 不同压力下采出气中CO2含量变化曲线

3.5 采气速度对混气的影响

图9 不同回采速度下采出气中CO2含量

由图9可知,回采速度越大,采出气中检测到CO2气体的时间越早,压力等变化越剧烈,混气速度越快,储气库平均地层压力下降越快,较早达到下限压力,这对储气库的运行将产生不利影响。因此,天然气地下储气库回采速度越小越利于抑制混气现象的发展,但回采速度太小又不能满足调峰量和下游用户的需求。在实际工程实践中,在保证调峰量和用户需求的前提下采用最小的回采速度为最佳方案。

4 结论与认识

1)采用CO2作储气库垫层气时,影响CO2垫层气与天然气混合的因素主要有储层物性、储气库运行条件及垫层气的注入方式等。

3)随着气藏压力降低,采出气中CO2含量呈增加趋势,当压力下降到临界压力以下时趋势会被打破,只要保持压力不低于8 MPa,其对混气及运行的影响便较小。

4)注采运行阶段应该确定合理的注采速度和运行周期,分段注气的方式可保障混气现象的平稳发展,即注气开始时采用较小注入速度,中期适当加大注气速度,最后再平稳减小注气速度,尽量降低注气时的扰动。