儲氣庫調峰能力數值模擬研究

殷代印，何 超，董秀榮

(1.東北石油大學，黑龍江 大慶 163000;2.中油大慶石化分公司，黑龍江 大慶 163000)

1 建立儲氣庫數值模型

喇嘛甸油田為氣頂油藏，具有統一的水動力系統，重力分異作用制約油氣水縱向分布，有統一的油水界面和油氣界面。含油面積為100 km2，地質儲量為8.14×108t，最大含氣面積(薩零組)為53.1 km2，天然氣地質儲量為99.59×108m3。

對喇嘛甸油田進行油藏描述，準確提供油藏數值模型，為儲氣庫調峰能力研究奠定基礎。運用隨機模擬方法建立喇嘛甸北塊氣層儲層屬性模型，并進行數據分析，以指導儲層巖性模型及孔、滲、飽模型的建立[1－3]。

2 油氣井相互影響動態研究

2.1 油氣界面運移分布研究

建立油氣界面、壓力監測系統，可以知道油氣區壓力波動和油氣界面位移情況。

數值模擬與實際監測的結果相符。油氣界面下移說明井區存氣頂氣下竄。由圖1、2可知，1975年至1985年從上部儲氣庫采氣，氣區壓力大幅度下降，油氣界面上移，產生油侵[4－5]。

圖1 1975～1985年油氣界面橫向移動情況

圖2 1975～1985年油氣界面縱向移動情況

跟蹤監測近幾年每個注采氣周期油氣界面的位移變化，分析油氣界面移動狀況發現，近年儲氣庫運行周期中，油氣界面變化小，油氣區壓差穩定，未出現大面積油侵氣竄[6－8]。

由圖3、4可知，1991年，油田開始回注天然氣，氣區壓力回升，油氣界面下移[6]。

圖4 1991～2001年油氣界面縱向移動情況

2.2 油侵氣竄動態參數界限研究

儲氣庫運行周期中，氣區壓力隨注采周期波動。

(1)采氣階段。不斷降低氣區壓力，采氣末達到油氣最大壓差，當油氣區壓差超過最大壓差界限時發生油侵現象。運用數值模擬方法研究儲氣庫油侵參數界限，通過增加油氣區壓差，在采氣周期內增大氣井的采氣量，氣區壓力分別低于油區不同壓力時，研究油氣界面移動距離，同時監測是否發生油侵，這樣得出油侵參數界限。

結合區塊在采氣前后的平面油氣界面位移圖，以喇153井為例，發現當油區的壓力高于或等于儲氣庫的平均壓力0.6 MPa時，該井周圍出現油氣界面位移，油侵層位與地質條件如表1。此時，平均單井采氣量為12.71×104m3/d，平均采氣強度為1.39×104m/(d·m)，繼續預測15個周期，可以得出油氣界面平均位移為400 m。

表1 油氣區壓差為0.6MPa時喇153井油侵情況

因此，為防止油侵現象發生，應控制油氣區壓差在0.5 MPa以內。

(2)注氣階段。回注時氣區壓力不斷上升，注氣末氣區壓力將高于油區壓力，發生氣竄。用增大注氣量來增加油氣區壓差，在氣區的壓力分別高出油區不同壓力時，研究油氣界面位移情況和監測過渡帶周圍所有油井是否發生氣竄，進而給出氣竄參數界限。

研究結果得知，以油井到油氣界面400 m計算，當油氣壓差分別為－0.2 MPa、－0.32 MPa、－0.42 MPa、－0.50 MPa時，油氣界面位移至油井處需要注氣周期分別為8、5、2、1個注氣周期。即當儲氣庫的平均壓力高于油區的壓力時，在若干注氣周期后都會發生氣竄。因此，實際生產時，氣區的壓力必須低于油區的壓力。

2.3 油侵氣竄地質參數界限研究

在初始狀態下，油氣區的壓力相同，調節生產制度穩定油區壓力。通過改變氣井的注采氣量模擬不同油氣區的壓差，進而研究不同連通條件下、不同砂體的油侵氣竄地質參數界限。

在氣井采氣階段，監測油氣界面運移狀況，當油氣區壓差達到0.6 MPa時，發現油侵。壓差為0.6、0.7 MPa時，預測第15個周期油氣區不同滲透率各層油氣界面移動(表2)。

表2 第15個采氣周期末不同滲透率油氣界面移動距離

其中砂體發育厚度及連通性排序為:薩Ⅰ4+5、薩Ⅰ2、薩Ⅰ3、薩Ⅰ1層。由表2可知:砂體連通情況和油氣區壓差相同時，滲透率越大油氣界面位移越大;相同滲透率和油氣區壓差下，砂體較厚發育較好，油侵現象較嚴重。

在氣井注氣階段，不同油氣區壓差下各射開層位發生氣竄時的注氣周期數見表3。由表3可知，當砂體連通情況和油氣區壓差相同時，滲透率越大所需的氣竄周期數越小;砂體較厚發育越好，越容易氣竄。

表3 不同滲透率值不同油氣區壓差各層氣竄周期數

3 儲氣庫調峰能力研究

3.1 薩一組儲氣庫調峰能力研究

分析前面結論，注氣過程中為了防止發生氣竄，薩一組注氣末儲氣庫壓力必須低于油區壓力[9]。此時最大氣壓差為0.5 MPa，薩一組達到最大調峰能力。數值模擬得結果為:當壓差為0.5 MPa時，薩一組儲氣庫最大注采氣能力為1.90×108m3。

3.2 薩二組儲氣庫調峰能力研究

根據物質平衡方程和非理想氣體狀態方程推導出氣區實際調峰能力[10]。

物質平衡方程:

式中:Gp為累計采出氣量，108m3;G為地質儲量，108m3;Bgi為原始狀態的天然氣體積系數;Bg為某時刻的天然氣體積系數;M為外界浸入量，108m3。

聯系非理想氣體狀態方程，推導得到:

式中:pi為原始狀態的地層壓力，MPa;pt為某時刻的地層壓力，MPa;Zi為原始狀態的偏差因子;Zt為t時刻的偏差因子;W為浸入系數。

對式(2)無因次化處理:

式中:R為采出程度，R=Gp/G。

根據物質平衡方程，推導得出薩二組氣區的實際調峰能力:

式中:Vi為天然氣體積，108m3;pb為地面條件下的壓力，MPa;Zb為地面條件下的壓縮因子。

當第t時刻時，折算到地面狀態，則有:

式中:Vt為凈剩累計采氣量在t時刻地面條件的體積。

地下剩余儲量和累計采出量的總量為:

由式(4)、(5)分別導出 Vi和 Vt后代入(6)式，得到t時刻薩二組氣區地層壓力pt與累計采氣量Gp之間的關系方程:

利用式(7)對薩二組階段調峰能力進行預測，氣區壓力控制在0.5 MPa內，則儲氣能力Qi由式(8)給出:

式中:pog為t時刻油氣區壓差，MPa。

供氣能力Qj由式(9)給出:

將北塊薩二組氣層的有關數據代入式(4)、(5)，儲氣層薩Ⅱ1+2～7+8層的動用儲量G按一類氣砂地質儲量計算，原始地層壓力為10.16 MPa，目前地層壓力8.62 MPa。原始壓縮因子為0.851，目前壓縮因子為0.867。若考慮目前薩二組氣區的氣區壓力(8.62 MPa)低于油區壓力9.09 MPa(折算到920 m處)，使得目前薩二組氣區的注氣調峰能力大于采氣調峰能力，注氣能力可達到1.04×108m3，采氣能力可達到0.06×108m3。若考慮油氣區壓力平衡后，可求得新建氣庫薩Ⅱ1+2～7+8層儲氣能力為0.06×108m3，地下總供氣能力為1.10×108m3。

4 結論

(1)選擇最小曲率算法建立三維構造模型，運用隨機模擬方法建立喇嘛甸北塊氣儲層屬性模型，并進行數據分析。

(2)利用數值模擬結果進行油氣界面運移規律研究，追蹤油氣界面平面運移，得到儲氣庫建庫以來油氣界面在平面上的分布情況。

(3)研究油侵氣竄動態參數界限以及地質參數界限，并給出喇嘛甸北塊儲氣庫油氣壓差對油侵氣竄的影響。當油氣區壓差大于0.5 MPa時，局部出現油侵現象，隨著油氣區壓差增大，該現象更為嚴重;當氣區壓力高于油區壓力時，在若干個注氣周期后均發生不同程度氣竄現象。因此，為防止油侵氣竄現象發生，應控制油氣區壓差在0.5 MPa以內。

(4)通過數值模擬研究結果可知，薩一組儲氣庫最大注采氣能力為1.90×108m3。根據物質平衡方程和非理想氣體狀態方程推導出薩二組氣區在保持油氣界面相對穩定條件下實際調峰能力:薩Ⅱ1+2～7+8層儲氣能力為0.06×108m3，地下總供氣能力為1.10×108m3。

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