水驅砂巖氣藏型地下儲氣庫長巖心注采實驗研究

張建國劉錦華何 磊薛云龍石 磊

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司對外合作部，陜西西安 710018；4. 中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

水驅砂巖氣藏型地下儲氣庫長巖心注采實驗研究

張建國1，2劉錦華3何 磊1，2薛云龍1，2石 磊4

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司對外合作部，陜西西安 710018；4. 中國石油勘探開發研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

水驅砂巖氣藏型地下儲氣庫通過注氣驅水擴容，但是受儲層非均質性以及水侵等因素的影響，實際運行過程中的庫容量和工作氣量大多低于設計值。為進一步優化氣庫注采效果，開展了多輪次的長巖心注采實驗，分析注采過程中壓力場分布及庫容動用特征，研究影響擴容效果的因素。研究結果表明：隨著注采輪次增加，注氣排驅難度加大，排驅效果逐漸變差，趨于最大庫容量；遠井地區儲層不能有效參與氣庫運行，注氣后氣庫平衡壓力低于上限壓力，采氣后氣庫平衡壓力高于下限壓力，導致實際庫容量和工作氣量達不到設計值；受儲層孔喉分布非均質性、氣驅壓力梯度的限制以及采氣循環邊水的影響，排驅擴容增加的庫容有限，注采模擬結束后，庫容動用率僅為30%，工作氣量占比也僅有21.6%。研究結果為水驅砂巖氣藏儲氣庫方案設計提供技術支持。

水驅砂巖氣藏；地下儲氣庫；長巖心實驗；壓力場分布規律；庫容量；工作氣量

我國地下儲氣庫研究始于1975年，而直到1997年，第一座商業儲氣庫才投入建設［1-2］。近年來，隨著我國天然氣工業的快速發展，國內地下儲氣庫進入了規模建設階段。目前我國已建、在建儲氣庫近30座，除金壇儲氣庫和劉莊儲氣庫為鹽穴型地下儲氣庫外，其他均為油氣藏型地下儲氣庫。其中，邊、底水氣藏改建儲氣庫又是一個主要類型，已運行10余年的大港儲氣庫群為典型代表。

水驅砂巖氣藏存在一定規模的邊、底水，受儲層非均質性等因素影響氣水關系復雜，是影響建庫后庫容量和注采能力的重要因素［3-14］。大港儲氣庫群目前已經運行了8～11個注采周期，但是庫容量僅為設計規模70%～90%。為深入分析水驅砂巖氣藏型儲氣庫注采過程中氣、水邊界壓力場分布及庫容動用特征，并研究影響擴容效果的因素，設計了長巖心注采仿真模擬實驗，以期對此類氣藏改建儲氣庫庫容量等參數設計起到指導作用。

1 長巖心注采模擬實驗

根據枯竭氣藏型地下儲氣庫多周期運行特點，將邊底水的影響加入整個注采模擬運行過程，設計了長巖心注采仿真模擬實驗系統（圖1）。

圖1 長巖心多周期注采模擬流程圖

1.1 實驗樣品

實驗用水為礦化度80 000 mg/L的標準鹽水，實驗用氣為氮氣，實驗溫度20 ℃。選取天然露頭巖心代表地下儲氣庫儲層，巖心樣品氣相滲透率1.568 mD，水相滲透率5.599 mD，孔隙度29.202%；巖心長度38 cm，直徑3.8 cm，孔隙體積67.824 cm3。

1.2 實驗流程

長巖心注采模擬分別進行成藏開采、建庫以及6次注采氣循環實驗。實驗過程中需記錄注采時間、流量、壓力場分布、采氣過程中的采液量以及注氣過程中的排液量，并統計庫容動用效果。具體實驗步驟如下。

（1）前期準備：用標準鹽水驅替飽和水的巖心，測量巖心滲透率。

（2）模擬成藏及開采：由模型左端口定壓注入氮氣驅替模型中的液相至束縛水狀態，再由模型右端口定壓注入模擬地層水，驅替模型中的氣相至殘余氣狀態。

（3）模擬建庫：將裝有標準鹽水的中間容器加壓至氣庫運行下限壓力，打開模型左端口，定流量注入氮氣至運行下限壓力，打開模型右端口，繼續注氣至運行上限壓力。

（4）模擬采氣：關井至模型壓力穩定，由左端口定流量采氣至氣庫運行下限壓力，關閉模型左端口。

（5）模擬長期注采：如此運行6個注采循環后停止實驗。

1.3 注采參數設計

已知某枯竭氣藏型儲氣庫單井平均日采氣量40×104m3/d，采氣時間為120 d，注氣速度20×104m3/d。根據礦場實際與模型的匹配關系得出模型采氣流量為111.033 mL/min，注氣流量為194.307 mL/ min。運行壓力區間為注采模擬系統安全保護壓力，設定8～16 MPa。

2 實驗結果及分析

根據6輪注采循環過程中獲取的壓力和液量數據，分析注采過程中壓力場的分布特征及氣、水邊界的運行規律。

2.1 壓力場分布規律

圖2 長巖心注采模擬注氣循環壓力場分布

圖2為6輪注氣循環模擬壓力場分布圖。可以看出，枯竭氣藏型地下儲氣庫在注氣過程中，近井地帶壓力逐步升高，由注采井至邊水方向，壓力逐級衰減，壓力場呈現遞減分布；隨注采時間增加，壓力場梯度逐步增大，當近井地帶達到上限壓力16 MPa，邊水區域壓力14.3 MPa。關井儲層壓力達到平衡后，氣庫壓力為14.7 MPa。以上現象表明，由于氣庫運行周期較短，遠井地區儲層不能有效參與氣庫運行，氣庫平衡壓力低于上限壓力。如果不考慮平衡時間的因素，按照上限壓力進行計算，就會導致注氣量設計值偏大。

圖3為6輪采氣循環模擬壓力場分布圖。可以看出，在采氣過程中，近井地帶壓力逐步降低，由注采井至邊水方向，壓力逐級升高，壓力場呈現遞增分布；隨注采時間增加，壓力場梯度逐步增大，當近井地帶達到下限壓力8 MPa時，邊水區域壓力14.0 MPa。關井儲層壓力達到平衡后，氣庫壓力為12.9 MPa。以上現象表明，由于氣庫運行周期較短，遠井地區儲層不能有效參與氣庫運行，氣庫平衡后壓力明顯高于下限壓力，導致實際工作氣量達不到設計值。

圖3 長巖心注采模擬采氣循環壓力場分布

2.2 地層水運移規律

圖4為6輪注采循環模擬地層水排驅效果圖。可以看出，在注采運行過程中，隨注采輪次增加，氣、水界面由近井地帶逐步外擴，實現了排驅擴容。但當氣、水界面逐漸遠離注采井，排驅擴容幅度逐步降低。以上現象表明，儲氣庫近邊水地帶儲層，隨著注采輪次增加，邊水地帶氣、水兩相分布趨于復雜，氣相滲流能力相應降低，注氣排驅難度加大；并且氣、水界面遠離注采井，排驅效果變差。在經過6個以上的注采周期以后，排驅擴容也基本接近一個最大值，這與大港儲氣庫群實際運行過程中的庫容變化規律基本一致。

圖4 長巖心注采模擬地層水排驅效果圖

2.3 可動用庫容參數分析

根據地下儲氣庫注采模擬實測數據，對各周期的實際可動用庫容參數指標進行了計算，結果見表1。隨著注采周期的增加，氣、水邊界可動含氣飽和度由5.2%增至21.4%，含氣孔隙空間利用效率由8.1%增至30.0%，可動孔隙空間利用效率由5.3%增至21.6%，且前期增加較快，后期增幅逐步放緩，說明枯竭氣藏型地下儲氣庫在注采運行過程中，排驅擴容的效果前期較為明顯，但隨注采循環次數增加，擴容效果逐步減弱，可動儲層孔隙空間趨于穩定。

隨注采周期增加，由于氣體快速膨脹攜液及干燥作用，氣體所能占據的孔喉數量趨向增多，不可動用氣體所能占據的孔喉數量卻趨向減少［15-19］，庫容可動用程度逐步提高。但是受儲層孔喉分布非均質性、氣驅壓力梯度的限制以及采氣循環水侵等因素影響，排驅擴容增加的含氣孔隙空間有限。注采模擬結束后，仍然有70.0%的庫容無法動用，并且工作氣占庫容比例較低，僅有21.6%。

表1 地下儲氣庫總體運行動態數據統計

3 結論

（1）水驅砂巖氣藏型地下儲氣庫隨著注采輪次增加，氣、水兩相分布趨于復雜，氣相滲流能力相應降低，注氣排驅難度加大，排驅效果變差。

（2）遠井地區儲層不能有效參與氣庫運行，注氣后氣庫平衡壓力低于上限壓力，采氣后氣庫平衡壓力高于下限壓力，導致實際庫容量和工作氣量達不到設計值。

（3）由于受儲層孔喉分布非均質性、氣驅壓力梯度的限制以及采氣循環邊水的影響，排驅擴容增加的庫容有限，注采模擬結束后，還有70.0%的庫容無法動用。氣庫運行過程中，應控制氣、水界面的寬度，降低邊水對氣庫運行的負面影響。

（4）水驅砂巖氣藏型儲氣庫庫容量和工作氣量優化，應考慮注采過程中壓力平衡、儲層非均質性以及氣、水相滲變化規律等因素的影響，使設計值更合理。

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（修改稿收到日期 2013-10-20）

〔編輯 朱 偉〕

Long core injection-production experiments study on water flooding sandstone gas reservoir type underground gas storage

ZHANG Jianguo1, 2, LIU Jinhua3, HE Lei1, 2, XUE Yunlong1, 2, SHI Lei4

（1.National Engineering Laboratory for Low-Permeability Petroleum Exploration and Development, Xi’an 710018, China; 2. Exploration and Development Research Institute of Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710018, China; 3. International Cooperation Department of Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710018, China; 4. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, CNPC, Langfang 065007, China）

The capacity expansion of underground gas storage in water flooding sandstone gas reservoir form can be realized through water flooding. But influenced by the reservoir heterogeneity and water invasion, the storage capacity and the working gas volume is mostly less than the designed value during the actual operation process. In order to optimize the injection production effect of gas storage, multirounds long core water-gas mutual flooding experiments were carried out to analyze the pressure field distribution and capacity utilization characteristics during the process, and to study the factors that affect the expansion. The study shows that with the more rounds of injection, gas displacement becomes more difficult, and the displacement result gradually becomes poorer, tending to the maximum storage capacity. The reservoirs located in far well area cannot effectively participate in storage operation. The storage equilibrium pressure is less than the upper limit pressure after the injection; and it is more than the lower limit pressure after gas recovery, which causes the actual storage capacity and the working gas volume is always less than the designed value. Restricted by the reservoir pore throat heterogeneity and gas drive pressure gradient, and influenced by side water cycle, the capacity expansion increased by the displacement is limited. After injectionproduction simulation, the capacity utilization rate is only 30%, and the working gas volume ratio is also only 21.6%.

water flooding sandstone gas reservoir; underground gas storage; long core experiments; pressure field distribution characteristics; storage capacity; working gas volume

張建國，劉錦華，何磊，等. 水驅砂巖氣藏型地下儲氣庫長巖心注采實驗研究［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（6）：69-72.

TE822

A

1000 – 7393（ 2013 ） 06 – 0069 – 04

國家科技重大專項“致密砂巖氣有效開發與評價技術” （編號：2011ZX05013-002） ；中石油重大科技專項“長慶油田油氣當量上產5000萬噸關鍵技術研究”（編號：2011E-1306）。

張建國，1980年生。2006年畢業于大慶石油學院油氣田開發專業，獲碩士學位，主要從事氣田動態分析、地下儲氣庫研究、開發方案編制等工作，工程師。E-mail：zhjg_cq@petrochina.com.cn。