油藏型储气库库容影响因素及其变化规律研究

丁洋洋，何勇明，秦正山，刘文龙

油藏型储气库库容影响因素及其变化规律研究

丁洋洋1，何勇明1，秦正山1，刘文龙2

（1.成都理工大学 能源学院，四川 成都 610059； 2.中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第六采油厂，陕西 西安 710000）

针对目前中、低含水饱和度对自由气库容量影响的研究较少的问题，开展室内实验模拟了多次注气⁃焖井⁃采气实验，并根据相似原理,利用实验数据建立了自由气库容量与初始含水饱和度、注采次数的量化表征模型。结果表明，自由气库容量随注采次数的增多而增大，但单次注采后的增幅快速降低；含水饱和度（初始含水饱和大于50%）的提高有利于油藏改建储气库，但是建库初期的注采能力和库容提高相对缓慢；当初始含水饱和度由50%提高到85%时，经过6次注采后，含气饱和度降低幅度约9.27%，而当注采次数分别增至20、30、50时，自由气库容量增加幅度分别为0.51%、3.34%、6.61%。研究结果可为油藏型储气库的注采能力及库容评价提供借鉴。

自由气库容量； 注气⁃焖井⁃采气； 含水饱和度； 注采次数； 容积法

我国储气库建设较晚，主要以枯竭气藏改建储气库为主[1]，建库量少[2]，储气库调峰能力弱[3]。建设油藏型储气库相较于气藏型储气库技术更加繁琐[4]，且储层微观渗流机理更加复杂[5]，井身结构设计、储层保护难度大[6]，需要研究不同地层压力与注气区间的匹配来保障储气库的安全有效运行[7]。建设协同型油藏储气库不仅可以提高原油采收率、增加储气库类型[8]，还可以提高储气库建库技术的多样性和适应性[9]，提高不同区域储气库的调峰能力[10]，保障国家的能源安全。油藏改建储气库的研究主要聚焦于气驱采油、建库原理[11]，并且多集中于高含水率油藏。国外实践结果表明，当含水率大于90%时，建库效果最好[13]。王洪光等[14]针对开发后期高含水率枯竭油藏改建储气库时的微观渗流规律进行了相关研究。结果表明，当油藏改建储气库时，应该选择储层物性较好、含水率较高的高含水率油藏。但是，对于开发后期的油藏，由于长期注水开发，储层整体含水量大，而储层的非均质性及重力等因素导致储层含水饱和度在纵向上存在较大差异。当油藏改建储气库时，建库前储层含水饱和度和建库过程中油⁃气⁃水三相渗流能力[15]的变化是不同的。国内外相关人员主要研究了高含水率油藏多轮次注采后改建储气库的效果，而对中、低含水率下多轮次注采后库容变化机理、达容规律等方面的研究较少。因此，研究油藏型储气库初始储层含水饱和度对建库的影响是必要的。本文以实际油藏型储气库岩心为研究对象，开展室内实验模拟了多次注气⁃焖井⁃采气，以期为油藏型储气库的注采能力及库容评价提供借鉴。

1 实验部分

1.1 实验样品

实验矿场岩样裂缝较为发育，渗透率为140.0～260.0 mD，平均渗透率为210.7 mD，平均孔隙度为16%。岩心平均长度为8.025 cm，平均直径为2.6 cm。实验矿物岩样如图1所示。

1.2 实验条件

XX区油藏型储气库的运行上限压力为35.7 MPa，与该区气油混相压力36.2 MPa相近，因此有利于建立地下储气库[12]，运行下限压力为20.0 MPa[17]，生产压差为3.0～4.0 MPa，油层中部温度为150 ℃。根据渗透率调和平均的顺序，将岩心放置于长度为50.0 cm的长岩心夹持器中，在不同初始含水饱和度（wi分别为30%、50%和80%）下，结合储气库的实际运行情况，在现有驱替设备的基础上，设计并开展多次强注、强采过程[18]的注气⁃焖井⁃采气实验，实验根据GB/T 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》中的驱替过程进行。

1.3 实验设备及岩样

改造江苏拓创科研仪器有限公司生产的现有驱替设备，改进本研究的实验流程。该设备的基本参数：最大驱替压力为60 MPa，最大有效围压为70 MPa，驱替流量为10-7～25 mL/min，压力测试精度为0.1%，工作最高温度为200 ℃，控温精度为±0.5 ℃。实验所用岩心规格为25 mm×（25～1 050） mm。实验称重设备为上海天美天平仪器有限公司生产的电子天平，精度为0.001 g。

2 实验结果与分析

图2为不同初始含水饱和度下含气饱和度、含水率随注采次数的变化曲线。由图2可知，含气饱和度随注采次数的增多而增大，随初始含水饱和度的增大整体呈减小趋势；当储层初始含水饱和度较低时，产出液的含水率随着注采次数的增多呈先增后降趋势，驱出油所占储集空间更多贡献于库容，库容主要在前两次注采过程中增加；当储层初始处于中等含水饱和度状态时，气体驱出液相所占储层空间为水、油两相，含水率在前两次注采时较高，然后整体呈下降趋势，含气饱和度在前两次注采周期后库容量仍然缓慢增加，适合于气驱油水协同建库；当储层初始含水饱和度较高时，注采过程中以气、水两相流为主，储气库库容量的增大主要依赖于气体驱出水的体积，原油主要在第一次注采时被少量采出，因此产出液含水率平均高于90%。

3 油藏型储气库库容量分析

3.1 自由气库容量计算

根据容积法，当气驱的波及效率不为1时，自由气占据的储集空间（自由气空间体积）可表示为：

（a）含气饱和度

（b）含水率

图2 不同初始含水饱和度下含气饱和度、含水率随注采次数的变化曲线

Fig.2 The curves of gas saturation and water cut with injection and production times under different initial water saturation

由式（1）可知，为了准确计算自由气空间体积，需要确定多次注采后岩心的含水饱和度和含油饱和度。采用对数方程拟合实验数据，建立w、o与注采次数和初始含水饱和度的关系，将拟合公式中非常数项系数设为，常数项系数设为（见式（2））。

结合式（1）-（2），得到自由气空间体积：

最后，结合式（3）-（5），得到在初始含水饱和度下自由气空间体积随注采次数变化的方程，见式（7）。

3.2 实例分析

XX油藏平均初始含水饱和度为48%，利用容积法计算了该油藏储气库建库空间参数，结果如表1所示。

表1 XX油藏建库空间参数

然后，将和分别对应相加，得到系数'和'。不同初始含水饱和度（80%、50%、30%）下的'分别为-0.105 7、-0.056 7、-0.084 3，系数分别为0.672 4、0.540 5、0.552 6；建立系数与初始含水饱和度的关系（见图4），拟合度2为1。

自由气空间体积的表达式见式（7）。

（a）含水饱和度

（b）含油饱和度

图3 不同初始含水饱和度下含水饱和度、含油饱和度随注采次数变化的拟合曲线

Fig.3 Fitting curve of water saturation and oil saturation with the change of injection⁃production times under different initial water saturation

采用容积法计算了XX油藏的总孔隙体积，其值为2 478×104m3，理论极限储气量为54.7×108m3。利用式（6）并结合表2中的相关参数，计算了该油藏在6次注采后的自由气空间体积占比（自由气空间体积占油藏总孔隙体积百分比），其值为57.36%，地下建库空间为852.73×104m3，约占理论极限储气量的34.35%。通过数值模拟法得到地下建库空间为854.69×104m3，两者相差1.96×104m3，相差较小，因此认为基于两种方法的计算结果具有一定的可信度，取两个计算结果的平均值为最终地下建库空间体积，其值为853.71×104m3。利用上限压力及储层温度参数，计算了在上限压力下天然气体积系数，其值为0.004 53，而地面条件下自由气库容量为18.85×108m3。

利用建立的模型，对XX油藏储气库在不同注采次数下的自由气库容量和库容量增长率进行了预测，结果如图5所示。

图5 XX油藏储气库自由气库容量和库容量增长率随注采次数的变化曲线

由图5可知，经过6次注采后，自由气库容量为18.82×108m3，约占理论极限储气量的34.41%；当注采次数增至10、20、30、50时，自由气库容量占比分别约为36.28%、38.81%、40.29%、42.16%；当注采次数达到100时，自由气库容量为24.45×108m3，约占理论极限储气量的44.69%。由图5还可知，前6次注采时自由气库容量随注采次数的增加而增大，并且自由气库容量增长率随注采次数增加呈幂函数规律快速降低；当注采次数大于10时，单次注采后的自由气库容量增长率低于1.00%；当注采次数大于20时，单次注采后的自由气库容量增长率低于0.56%。

利用式（7）分别计算了不同初始含水饱和度下经过6次注采后的自由气空间体积占比及储气库自由气库容量，结果如图6所示。由图6可知，自由气空间体积占比随着注采次数的增加而增大；当注采次数小于3且初始含水饱和度小于40%时，初始含水饱和度越高，第1次注采后产出水体积越大，但是第1次注采后水相以较低的含水饱和度形式存在；随着注采次数增加，自由气库容量的增加主要为驱出油所占空间，此时自由气空间体积占比随初始含水饱和度的增大而增大；当注采次数大于3时，油、水相被驱替至较低的饱和度状态，但是初始含水饱和度高的储层会存在更多的滞留水，导致自由气空间体积占比随初始含水饱和度的增大而减小；当初始含水饱和度由40%增大至85%时，第4次注采后，自由气空间体积占比由56%降低至47%，第5次注采后，自由气空间体积占比由58%降低至50%，第6次注采后，自由气空间体积占比由59%降低至52%。由此可见，当初始含水饱和度为40%～85%时，气油水三相渗流的时间占比更多，适宜气驱油水协同建库。

图6 不同初始含水饱和度下自由气空间体积占比、自由气库容量随注采次数的变化曲线

由图6（b）可知，当注采次数大于10时，自由气库容量随初始含水饱和度的增大而先降后增，但是注采次数增幅相同时，自由气库容量的增幅越来越小。随着注采次数的增加，气体携液导致储层干化[19]，导致部分水被驱替，但是残余油的存在也会产生液阻作用及贾敏效应[20]，阻碍气驱水，增大束缚水饱和度。注采开发后期油藏含水饱和度较高，当初始含水饱和度由50%提高到85%时，经过6次注采后，含气饱和度降低幅度约9.27%，而当注采次数增至20、30、50时，自由气库容量增加幅度分别为0.51%、3.33%、6.61%，但单次注采后的自由气库容量增长率大幅降低。因此，储气库多年运行后需要对库容量再次评价，以便更有效地掌控储气库的注采能力并制定合理的储气库运行方案。

4 结 论

1）基于实验测试数据，采用容积法及实验拟合法，建立了一种自由气库容量随初始含水饱和度及注采次数变化的半经验性定量计算模型，相关参数可以根据具体油藏型储气库的相关实验及数值模拟结果进行修正，以快速获取多周期注采后储气库自由气库容量的变化规律。

2）实例分析结果表明，储层初始含水饱和度对油藏型储气库的自由气库容量具有重要影响。随着初始含水饱和度的增大，油藏型储气库需要更多次注采实现较稳定的自由气库容量；前6次注采是储气库库容量增大的主要阶段，自由气库容量可达理论极限储气量的34.41%；当注采次数达到100时，自由气库容量约占理论极限储气量的44.69%。

3）当注采次数大于6时，储气库自由气库容量仍可增大，但此时油、水主要处于残余油和束缚水状态，自由气库容量提高速度缓慢。因此，储气库多年运行后仍需对库容量再次评价，以便有效掌控储气库注采能力的变化并制定合理的储气库运行方案。

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Study on Influencing Factors and Variation Law of Reservoir Capacity of Underground Gas Storage from Oil Reservoirs

DING Yangyang1， HE Yongming1， QIN Zhengshan1， LIU Wenlong2

（1.School of Energy， Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China；2.The 6th Oil Production Plant， Changqing Oilfield Company， PetroChina，Xi'an Shannxi 710000，China）

At present,there are few studies on the influence of medium and low water saturation on the capacity of free gas storage.Therefore, this study simulates the multi⁃round gas injection⁃soaking⁃production process through laboratory experiments; The laboratory experiment was carried out to simulate the process of multi⁃round gas injection⁃well soaking⁃production. Combined with the mathematical model and numerical simulation results, the research shows that the reservoir capacity increases with the increase of injection⁃production rounds, but the increase after single⁃round injection⁃production decreases rapidly.When the initial water saturation is higher than 50%, the increase of water saturation is beneficial to the reconstruction of gas storage, but the increase of injection⁃production capacity and storage capacity is relatively slow in the early stage of reservoir construction. When the initial water saturation is increased from 50% to 85%, the gas saturation is reduced by about 9.27% after 6 injection⁃production cycles. When the injection⁃production cycles are increased to 20,30,50 cycles, the free gas storage capacity is increased by about 0.51%,3.33%,6.61%, respectively. The research results are expected to provide reference for the evaluation of injection⁃production capacity and storage capacity of reservoir⁃type gas storage.

Free gas storage capacity； Injection⁃well soaking⁃production； Water saturation； Injection and extraction times； Volumetric method

TE822

A

10.12422/j.issn.1672⁃6952.2024.01.007

2023⁃09⁃19

2023⁃10⁃23

中石化西南油气分公司科研横向项目（34450004⁃22⁃ZC0613⁃0020）；成都理工大学研究生拔尖创新人才培育项目 (CDUT2022BJCX005)。

丁洋洋（1994⁃），男，博士研究生，从事油气田开发方面的研究；E⁃mail:2711800388@qq.com。

何勇明（1973⁃），男，博士，教授，博士生导师，从事油气田开发方面的研究；E⁃mail:26706381@qq.com。

丁洋洋,何勇明,秦正山,等.油藏型储气库库容影响因素及其变化规律研究[J].辽宁石油化工大学学报,2024,44(1):43-48.

DING Yangyang,HE Yongming,QIN Zhengshan,et al.Study on Influencing Factors and Variation Law of Reservoir Capacity of Underground Gas Storage from Oil Reservoirs[J].Journal of Liaoning Petrochemical University,2024,44(1):43-48.

（编辑 王戬丽）