Y21区块含水层储气库边底水侵入数值模拟

张鹏，徐耀东，杨志伟

（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257000）

0 引言

近50 a以来，全球能源一直向低碳能源、清洁能源方向发展。在全球一次能源消费占比中，石油和煤炭消费总体呈现下降趋势，而天然气占比呈现稳定增长趋势。统计数据显示，2018年我国的天然气消费量达2 803×108m3，同比增长17.5%。整体来看，天然气具有燃烧完全、全球储量大、低污染、低排放及便于利用等特点，在世界能源清洁转型中已占据主导地位，未来市场潜力巨大。

从我国天然气用量来看，夏季用量远远小于冬季用量，而且每天不同时间段的天然气用量相差较大，具有典型的季节性和时间性差异。从能源储备来看，天然气作为一种战略性能源，合理的天然气储量对我国能源战略储备具有深远的影响。常规天然气储存方法有地面储罐储存、管道储存和地下储气库（Underground Gas Storage ，简称 UGS）储存[1-5]，地面储罐储存和管道储存只能作为消除昼夜用气不均衡性的设施。如果要解决季节用气不均衡性问题，根本的办法是建设地下储气库[6-10]。

1 储气库概况

20世纪中叶以来，天然气工业发展迅猛，不同类型地下储气库应运而生，主要有废弃气藏型、废弃油藏型、盐穴型及含水层储气库（见表1）。本研究对已建储气库工作气量统计发现，废弃气藏型储气库占74.6%，废弃油藏型储气库占6.4%，含水层储气库占11.9%，盐穴型储气库占7.1%。目前，国内已建成27座地下储气库，废弃油藏型和废弃气藏型共26座，盐穴型储气库1座，尚无含水层储气库。

表1 世界不同类型地下储气库数量及工作气量统计

虽然废弃油藏型、废弃气藏型和盐穴型储气库在建库周期和工作气量等方面，具有含水层储气库无法比拟的优势，但是在大型工业中心和大中型城市周边，并非都有适合建设地下储气库的废弃油气藏和易于溶腔造穴的地下盐层或盐丘存在，不过总是可以找到适合的地下含水构造。基于这种情况，建设含水层储气库成为首选方案。同时，考虑到天然气输配系统的整体协调性和经济性，在地下含水构造中建设储气库是较为经济合理的[11-19]。

国内外对含水层储气库数值模拟方面的研究，主要集中在储层非均质性和储气库注采运行参数等方面，但是对边底水性质的研究较为简单，没有考虑边底水能量、水侵速度等对库容建设的影响。目前，含水层储气库研究中主要根据圈闭孔隙体积来计算库容，边底水侵入对库容的影响基本没有研究。

本文详细分析了建设Y21区块含水层储气库数值模拟过程中的影响因素及适用的水体类型。该研究可为含水层储气库的库容预测及平稳运行管理提供技术支撑。

2 含水层储气库地质模型

Y21气藏废弃前的开采阶段地质模型仅涵盖了3口生产气井，没有包括水区。为了更加详细地描述Y21区块的水体作用，建立新的地质模型，本研究扩大了井点范围。除了3口生产气井外，增加了Y21区块钻遇水区的23口井，以此研究水体类型对储气库数值模拟的影响。根据气藏构造解释成果、孔隙度、渗透率等数据，建立了Y21区块含水层储气库地质模型（见图1）。研究区有效网格节点划分为129×104个，纵向细分为60个小层。

图1 Y21区块含水层储气库地质模型示意

3 含水层储气库数值模拟

数值模拟中的流体模型主要体现了气藏流体的高压物性、渗流特征、初始流体饱和度、压力等参数的分布特征。Y21区块流体模型高压物性参数见表2。

表2 Y21区块流体模型高压物性参数

生产动态模型是气藏生产历史在数值模拟中的体现，描述了整个气藏的开发动态变化过程。本文运用油气藏数值模拟软件,对Y21区块生产动态数据进行处理。根据Y21区块1967年12月至2010年4月底的月产气量及月产水量建立生产动态模型，以月为时间步长，逐年逐月输入产气量和产水量，模拟Y21区块生产变化过程。

3.1 气藏工程方法确定水体参数

本文根据气藏工程理论，结合Y21区块的生产数据确定水体体积和水侵系数，为建立精确的数值模拟模型提供重要依据。研究中考虑水体和岩石的可压缩性，建立了废弃气藏前期开采过程的物质平衡方程。物质平衡方程为

式中：G为气藏原始储量，m3；Bgi为气体原始体积系数；Wp为累计产水量，m3；Bw为地层水体积系数；Gs为累计产气量，m3；Bg为采气过程中某一时刻的气体体积系数；Nw为水体体积，m3；Cw为地层水压缩系数，10-4MPa-1；Cr为岩石压缩系数，10-4MPa-1；pi为原始地层压力，MPa；p为目前地层压力（由井点实测静压计算），MPa。

根据式（1），可得到水体体积计算公式：

由式（2）计算出Y21区块水体体积在4.8×107m3上下波动。水侵量受水体形状、渗透率、孔隙度、气水黏度比，以及岩石、地层水压缩性等因素的影响。假设储气库水体体积足够大，储层压降相对稳定，水侵速度与采气速度相差不大，且符合达西定律，则：

式中：qe为水侵速度，m3/d；We为累计水侵量，m3；t为生产时间，d；Cs为水侵系数，m3/（d·MPa）；pt为不同时刻的地层压力，MPa。

水侵系数表明水体的活跃程度，计算水侵系数需要先确定气藏中的水体体积。Y21区块累计产水量、累计产气量及地层压力见图2。已知Y21区块气体体积系数为0.005 5，地层水体积系数近似取1，根据式（2）可确定Y21区块不同时间的水体体积。已知原始地层压力为19.2 MPa，根据式（3）可确定水体的水侵系数。Y21 区块不同时间的水侵系数在 0.27 m3/（d·MPa）上下波动（见表3），但是也存在异常值。例如，1985年6月的水侵系数为0.38 m3/（d·MPa），分析认为是压力测试时间过短导致。

图2 Y21区块累计产气量、累计产水量及地层压力

表3 Y21区块水体体积及水侵系数统计

3.2 数值模拟方法调整水体参数

以气藏工程方法计算的水体参数为基础，运用数值模拟方法，通过调整水体参数拟合气藏地层压力，最终确定符合Y21区块开发特征的水体参数。水体体积一般是有限的，因此优先选择定容水体进行分析。数值模拟中的定容水体使用费特科维奇水体（FK水体），主要参数为水体体积和水侵系数。

当水体深度为2 000 m、水体压力为20.8 MPa、水体体积恒定为4.8×107m3时，以水侵系数为变量，选择3种FK水体（FK水体1、FK水体 2和FK水体 3）进行数值模拟（见图3）。3种FK水体的水侵系数分别为0.05，1.00，6.00 m3/（d·MPa）。

图3 3种FK水体的地层压力模拟

由图3可知：FK水体1的气藏生产阶段地层压力拟合效果良好，后期压力恢复阶段地层压力模拟恢复值为13.1 MPa；FK水体2的气藏生产阶段地层压力模拟值高于实际地层压力，后期压力恢复阶段地层压力模拟恢复值为14.7 MPa；FK水体3的气藏生产阶段地层压力模拟值高于实际地层压力，后期压力恢复阶段地层压力模拟恢复值为16.2 MPa。随着水侵系数增加，压力拟合平均误差（地层压力模拟恢复值与实际地层压力的差值）相应增加。当定容水体体积不变时，水侵系数影响后期压力恢复阶段效果，但是地层压力模拟恢复值远远低于原始地层压力。

当水体深度和水体压力不变、水侵系数恒定为0.05 m3/（d·MPa）时，以水体体积为变量，选择 4 种 FK水体进行数值模拟（见图4）。4种FK水体的水体体积分别为 4.8×107，4.8×108，4.8×109，4.8×1010m3。模拟结果显示，4种FK水体的地层压力模拟结果完全重合。

图4 4种FK水体的地层压力模拟

由图4可知，定容水体的水体体积对数值模拟结果没有影响，4种FK水体后期压力恢复阶段地层压力模拟恢复值均为13.1 MPa，远远低于实际地层压力，气藏生产阶段地层压力模拟结果相同。因此，定容水体的水体体积对后期地层压力恢复没有影响，而水侵系数对地层压力恢复有明显影响。当水侵系数较小时，地层压力模拟结果满足气藏生产阶段压力，但是不满足后期地层压力恢复结果；当水侵系数较大时，地层压力模拟结果均不满足气藏生产阶段压力和后期地层压力恢复结果。因此，定容水体不符合Y21区块水体性质，但是水侵系数是地层压力模拟结果变化的敏感参数。

由于定容水体不能满足Y21区块实际生产动态情况，需要利用恒压水体进行数值模拟，恒压水体的主要参数为水侵系数。

当水体深度为2 000 m、水体压力为20.8 MPa、水体体积恒定为4.8×107m3时，以水侵系数为变量，选择5种恒压水体（恒压水体1、恒压水体2、恒压水体3、恒压水体4和恒压水体5）进行数值模拟（见图5）。5种恒压水体的水侵系数分别为 3.0，4.0，5.0，6.0，6.5 m3/（d·MPa）。

图5 5种恒压水体的地层压力模拟

由图5可知：恒压水体1、恒压水体2和恒压水体3的气藏生产阶段地层压力模拟结果低于实际地层压力，后期压力恢复阶段地层压力模拟恢复值分别为18.45，18.81，19.02 MPa，与实际情况不符；恒压水体 4的气藏生产阶段地层压力模拟效果良好，后期压力恢复阶段地层压力模拟恢复值为19.10 MPa，略低于实际地层压力；恒压水体5的后期压力恢复阶段地层压力模拟恢复值为19.21 MPa，略高于实际地层压力。

本研究综合考虑了压力拟合平均误差及后期压力恢复阶段模拟效果，当水侵系数为6.0 m3/（d·MPa）时，后期压力恢复阶段的模拟效果最好。

3.3 地层压力拟合结果

Y21区块于1999年10月停产，2010年4月的试井数据显示，地层压力恢复至原始地层压力。Y21区块地层压力拟合结果见图6。

图6 Y21区块地层压力拟合结果

Y21井压力拟合平均误差为1.30%，Y21-1井压力拟合平均误差为1.79%，拟合结果满足Y21井及Y21-1井的地层压力。通过调节水体参数，较好地拟合了该区块生产阶段压力大幅下降，停产阶段压力恢复的开发特点。因此，在拟合气藏地层压力的同时，也需要满足后期压力恢复阶段的压力结果。数值模拟分析认为，Y21区块地层压力拟合的主要影响因素为水体类型及水侵系数。

4 结论

1）为了保证研究的可靠性，含水层储气库应建立包含水区的地质模型，分析水体类型对储气库数值模拟的影响。

2）该类储气库在开展数值模拟历史拟合前，通过气藏工程方法确定水体体积及水侵系数，可以大幅减少后期数值模拟历史拟合工作量。

3）该类储气库在选用定容水体数值模拟无法有效拟合时，应根据气藏开发历史及地层压力数据，选用恒压水体可进行有效拟合。