CO2做低滲氣藏儲氣庫墊層的氣水邊界穩定性分析

牛傳凱，譚羽非

(哈爾濱工業大學 市政環境工程學院，哈爾濱 150090)

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CO2做低滲氣藏儲氣庫墊層的氣水邊界穩定性分析

牛傳凱，譚羽非

(哈爾濱工業大學 市政環境工程學院，哈爾濱 150090)

摘要:將低滲透枯竭氣藏改建為地下儲氣庫的關鍵問題之一是氣水界面的穩定性.為分析以CO2做墊層氣的低滲透氣藏改建儲氣庫在擴容建庫和季節調峰時氣水界面的穩定運移，根據枯竭氣藏儲層的特點，建立基于低滲透微裂縫儲層的雙重孔隙介質模型.以中原油田文23改建儲氣庫的地下儲層為研究對象，討論擴容建庫時CO2墊層氣的注入方式對氣水界面穩定性的影響，以及儲氣庫季節調峰時氣水界面的運移特性.研究表明：在擴容建庫階段，CO2連續注氣驅水能快速擴容，但降低了氣水界面和儲層內壓力場穩定性；間歇注氣擴容方式在4個周期后擴容速率降低了4.8%，但更好地保證氣水界面的穩定運移和儲層內壓力場的穩定；在季節調峰階段，溶解態和超臨界態CO2的相互轉換更好地保證氣水邊界和儲層內壓力場的穩定，同時提高儲層空間利用率.

關鍵詞:低滲透氣藏；枯竭氣藏儲氣庫；雙重孔隙介質；多井擴容；CO2墊層氣；氣水界面控制

隨著地下儲氣庫調峰技術在全球天然氣調峰手段中所占比例逐漸增大，各國溫室氣體減排任務的逐年加重[1～2]，將CO2注入地下儲氣庫做墊層氣技術的優勢逐漸顯現，得到許多國家的高度重視和大力推廣[3].目前，中國建成并投入使用的25座天然氣地下儲氣庫年工作氣量為30×108Nm3，總設計工作氣量為257×108Nm3[4].據中國“十三五”規劃[5]，到2020年，地下儲氣庫的總調峰工作氣量將達440×108Nm3，若按照1∶1的儲氣庫墊層氣與工作氣比例、且CO2墊層氣占總庫容的30 %計算[6～7]，將有264×108Nm3的溫室氣體深埋于地下，并替代出相應的天然氣，將大大降低地下儲氣庫建設的初投資，帶來可觀的經濟效益和社會效益.

目前，中國已投入使用和正在建設的地下儲氣庫絕大部分為枯竭油氣藏改建而成[8]，然而，地下油氣藏在開采后期由于經常采用加壓注水開采和加壓壓裂開采等氣田增產方式，導致氣藏儲層內微裂縫數量大大增加，氣藏停產后經常被水侵.因此，當枯竭氣藏改建為儲氣庫時，如何保證氣水界面穩定是儲氣庫建設和運行的核心問題之一[9-10].如何保證儲氣庫在建庫擴容階段注CO2墊層氣穩定驅水擴容和在季節調峰階段氣水邊界的動態平衡尤為重要.CO2做天然氣儲氣庫墊層氣是作者于2005年首次提出并實際論證的[11]，十多年來，在CO2做墊層氣的可行性、CO2與天然氣共存與混合、儲氣庫的多井優化運行等方面研究較多[7, 12～15]，隨著研究的深入和實際工程的探索應用，在低滲水淹氣藏改建儲氣庫中CO2墊層氣與邊水之間的溶解與界面穩定運移等問題較為突出，亟待解決.

在低滲透儲層擴容建庫時，CO2逐漸驅邊水滲流，由于儲層滲透率差異、各注采井運行參數不同等原因，氣水邊界會出現指進、舌進等現象，導致界面運移不穩定；當儲氣庫進行城市調峰時，由于儲層壓力降低，部分CO2會因溶解度下降而從邊水中析出，影響氣水邊界的穩定性.為此，根據枯竭氣藏型雙重孔隙介質儲層特性及三維兩相滲流理論和CO2的溶解特性，建立了CO2與邊水的氣水兩相滲流數值模型，利用相應的離散和數值求解方法，得到儲層內壓力和飽和度的控制方程、CO2在邊水中的溶解方程，求得儲層內各點的瞬態壓力場和飽和度場，進而計算得到相應的氣水界面.分析CO2注入方式對擴容建庫階段和季節調峰階段氣水界面運移的影響，得到儲氣庫擴容建庫和季節調峰時邊緣氣井的注采控制策略，為地下儲氣庫建庫擴容和季節調峰運行提供技術支撐.

1數學模型的建立與求解

在雙重孔隙介質模型中，認為基質孔隙和裂縫孔隙均布于儲層內且相互獨立，基質為氣體的主要儲存空間，裂隙為滲流通道，兩者之間存在質量交換.將實際裂縫性儲層中的裂隙、基質和儲層骨架做如圖1所示的簡化，并基于以下幾條基本假設建立相應數值模型[16]：

圖1　雙重介質儲層的模型簡化示意圖

1)基質網格塊之間不存在滲流流動，且互不連通；2) 流體在低滲儲層中的滲流存在啟動壓力梯度；3) 氣水邊界處只考慮CO2與水的氣水驅替過程，認為天然氣不與邊、底水接觸；4) 儲層具有非均質性和各向異性；5) 儲層基質不可壓縮，而流體可壓縮；6) 儲層處于等溫狀態，不考慮溫度對氣體動力黏度等參量的影響.

1.1控制方程組的建立

1)連續性方程

裂縫系統

(1)

(2)

基質系統

(3)

(4)

2)運動方程

由于氣水兩相滲流流動只存在于裂縫系統內，且流體在低滲儲層內的流動存在啟動壓力梯度，故考慮啟動壓力梯度和重力作用影響的運動方程為

(5)

(6)

式中：μg、μw為氣、水相在儲層中的動力黏度，Pa·s；K為儲層的絕對滲透率，μm2；Krg、Krw為氣相、水相的相對滲透率；λ為啟動壓力梯度，MPa/m；γg、γw為氣體和水的容重，γ=ρg，N/m3；pg、pw為氣相、水相流體在地層中的滲流壓力，MPa；D為滲流基準面以下的儲層深度，m.

3)控制方程

將雙重孔隙介質內氣水兩相滲流的運動方程(5)、(6)代入裂縫系統的連續性方程(1)、(2)中，得到描述氣體在低滲透儲層裂縫系統中滲流的微分方程：

(7)

(8)

4)補充方程

低滲透儲層雙重介質模型中的流體交換量主要由基質與裂縫系統之間的壓差產生，其計算公式為

(9)

(10)

式中σ為單位體積中裂縫和基巖接觸面積的形狀因子(m-2)，采用Kazemi[17]的計算方法求取，即

(11)

式中：pgs、pws為氣相、水相流體在基質介質中的滲流壓力，MPa；Lx、Ly、Lz為基質塊在x、y、z方向上的尺寸，m.

飽和度分布的平衡方程表示為

(12)

(13)

毛管壓力約束方程

(14)

(15)

CO2在做儲氣庫墊層氣的地下儲存時一般處于超臨界狀態，且在水中的飽和度隨儲層壓力的變化呈正相關性.CO2在水中的溶解度采用Henry定律[18]求解.

(16)

式中：xc為水中CO2的摩爾分數，即CO2在水中的溶解度；Hc為Henry系數；fc為CO2的逸度系數，其計算方法利用PR-HV模型[19]根據相關儲層的實際測井數據進行計算.

上述方程(3)、(4)、(7)、(8)構成地下儲氣庫氣水兩相滲流的耦合控制方程組，利用輔助方程(9)～(15)，將方程組中的關聯變量消去，則方程組中含有4個獨立未知量，本方程組采用pg、pgs、Sw、Sws.結合儲氣庫地下儲層的初始條件和邊界條件，就構成了在低滲透氣藏改建儲氣庫中基于雙重孔隙介質模型的描述氣水兩相流體滲流過程的控制方程組.方程中物性參數Bw、μw、γw、R等系數，由于受CO2在水中溶解度的影響，計算過程非常復雜，故文中計算時，當地層水飽和時，水相系數僅考慮為儲層壓力的函數；當地層水不飽和時，水相系數考慮為儲層壓力和飽和壓力的二元函數，使用飽和壓力ps代替水相飽和度.

在低滲透儲層中，初始時刻的壓力和飽和度為一已知函數，則初始條件為

(17)

(18)

儲氣庫地下儲層內的壓力梯度為

dp/dh=const.

(19)

在低滲儲層的氣水邊界處為第一類邊界條件

(20)

而在儲氣庫的注采井井口處為第二類邊界條件

(21)

其中n表示法線方向.

1.2控制方程組求解

采用有線差分法對上述控制方程進行離散，并采用油氣藏工程中常用的半隱式半顯式IMPES方法[20～21]進行線性化，即壓力隱式、飽和度顯式的線性化方法.得到描述低滲氣藏儲層氣水兩相滲流過程的裂縫和基質孔隙系統中壓力和飽和度的線性控制方程組.

裂縫系統

(22)

(23)

(24)

2注CO2驅水的氣水邊界控制

在儲層邊緣處選取5口注采井(如圖3所示)，模擬采用不同注氣方式在邊緣井注CO2驅水擴容時儲層內壓力場和氣水界面運移情況，單井注氣量為50×104m3/d，模擬區域注氣區域面積為1.0km×0.6km，儲層的具體計算網格步長為Δx=Δy=20m、Δz=5m；注采井附近的加密網格步長為Δx=Δy=5m、Δz=2m.5口注采井不同位置處的地層參數如表2所示.

圖2　文23氣藏改建儲氣庫的儲層縱向剖面圖

Fig.2VerticalsectionofWen-23reconstructedgasstoragebygasreserve

圖儲層的含氣構造與部分井位布置

表1　儲層的物性參數值

表2文23氣藏改建儲氣庫不同氣井處的儲層參數

Tab.2ReservoirparameteratdifferentgaswellofWen-23reconstructedgasstoragebygasreserve

注采井編號儲層深度/m儲層厚度/m孔隙度/%滲透率/(×10-3μm2)井12735.7541.149.155.642750.8240.269.244.88井22692.4642.3510.484.062712.4843.1510.893.53井32751.1538.7412.546.832770.4239.1811.896.03井42790.1536.4813.422.762812.5637.4512.873.38井52805.2435.628.923.232828.1535.819.572.38

2.1連續注氣擴容的氣水邊界

連續注氣驅水擴容是指在地下儲氣庫擴容建設的注氣階段采用連續性注氣，向外驅邊水擴容的方式.圖4為儲氣庫擴容建庫過程中，在邊緣氣井連續注入CO2時，井底流壓隨時間的變化.可以看出，在注氣初期，井底流壓的增速較大，隨著注氣的進行，井底流壓的增速逐漸降低；連續注氣700d后，井5附近的井底流壓最大，為12.62MPa，而井3附近的井底流壓最小，僅為10.49MPa.這是由于不同氣井處儲層的滲透率不同造成的.結合表2分析，由于井5附近儲層的平均滲透率最小，附近儲層的滲流速度也最慢，CO2在注氣井附近集聚時間較長.而井3附近儲層的滲透率較大且更加靠近氣水邊界，注入的CO2能夠快速向外驅邊水滲流，達到儲氣庫快速擴容的目的.

圖4　連續注氣時井底流壓隨時間變化

Fig.4Curvesofflowingbottomholepressure(FBHP)overtimewhencontinuouslygasinjection

圖5為連續注氣結束后計算區域內儲層的壓力分布.可以看出，連續注氣700d后，儲層內的壓力變化較大且分布不均.儲層內壓力極大值出現在各注氣井附近，且計算區域最大儲層壓力在井5處為12.62MPa，最小儲層壓力在井3附近的氣水邊界處，僅為8.13MPa，區域儲層內壓差為4.49MPa.結合圖4可知，離氣水邊界更近的注氣井附近的儲層壓力增速較小，這也正符合儲氣庫穩定和氣水邊界穩定運移的特性.

圖5　連續注氣700 d后氣水邊界附近的儲層壓力場

Fig.5Reservoirpressurefieldnearthegaswaterboundaryaftercontinuouslygasinjection700days

2.2間歇注氣擴容的氣水邊界

間歇注氣驅水擴容是指在地下儲氣庫擴容建設的注氣階段采用間斷性注氣方式向外驅水擴容.圖6為儲氣庫間歇注CO2擴容時，井底流壓隨時間的變化.圖7為儲氣庫間歇注氣結束后計算區域儲層的壓力分布.分析兩圖可知，采用間歇注氣的方式進行儲氣庫擴容，井底流壓升高較慢，累計注氣700d后(總工作時間為730d)，井5附近的井底流壓最大為11.42MPa，井3附近的井底流壓最小為9.43MPa，與連續注氣擴容方式相比，其壓力降幅分別為9.5 %和10.1 %.間歇注氣結束后，儲層壓力分布更為平穩均勻，區域最大儲層壓力在井5處為11.42MPa；而最小儲層壓力在井3附近的氣水邊界處為8.44MPa，儲層壓差僅為2.98MPa.由此可知，為了保證儲氣庫的擴容速度，在無法大幅度降低注氣速率的條件下，間歇性注氣擴容方式能很好地抑制儲層內壓力增加過快、改善儲層內壓力分布不均現象，有利于儲氣庫氣水界面的安全穩定運移，保證儲氣庫的快速擴容.

地下儲氣庫的擴容建庫過程是伴隨著城市調峰相繼進行的，即在未達到設計庫容時，以擴容為主要目的，調峰時采用多注少采的方式進行.圖8和圖9分別為在儲氣庫擴容的注氣階段，連續注氣和間歇注氣時的氣水邊界運移情況.每個注采擴容周期中，注氣階段260d，采氣階段90d，注采氣結束后分別關井5d.其中間歇注CO2墊層氣的方式采用注氣50d關邊緣井2d的方式.分析兩圖可知：隨著擴容周期的增多，間歇注氣擴容的氣水邊界運移更加穩定.4個擴容注氣結束后，連續注氣擴容的含氣區域面積為0.499km2，間歇注氣擴容的含氣區域面積也達0.475km2，擴容速度僅降低4.8 %.然而，連續注氣擴容的氣水邊界注氣井3附近有一定的突進現象，間歇注氣擴容的氣水邊界更平穩，增大了地下儲層擴容的安全性.

圖6　間歇注氣時井底流壓隨時間變化

Fig.6CurvesofFBHPovertimewhengasinjectionatintervals

圖7間歇注氣累積700d后氣水邊界附近儲層的壓力場

Fig.7Reservoirpressurefieldnearthegaswaterboundaryaftergasinjectionatintervalsupto700days

圖8　連續注氣時氣水邊界運移

Fig.8Migrationofgas-waterboundarywhencontinuouslygasinjection

2.3城市調峰的氣水邊界

儲氣庫在擴容建庫過程結束后進入季節性的城市調峰階段.在儲氣庫城市調峰階段，CO2作為墊層氣穩定地儲存在儲層外圍區域.圖10為儲氣庫在穩定運行50a的季節性城市調峰運行階段，儲層內CO2儲量隨時間的變化.可以看出，CO2在儲氣庫內主要以超臨界態和溶解態兩種形式存在.CO2在水中溶解度隨儲層壓力增大而增大，在儲氣庫進行調峰采氣階段，由于儲層壓力降低引起的溶解度降低導致部分溶解態CO2釋放為超臨界態，更好地維持了儲層內的壓力；在調峰注氣儲存階段，部分CO2溶于邊水釋放一定的儲層空間用來存儲更多的天然氣，增大了儲層空間的有效利用率.同時，CO2在水中的這一溶解特性在儲氣庫的氣水邊界處起到了良好的調節作用，很好地穩定了儲氣庫的工作區域.

分析圖10可知，在城市調峰的多周期注采過程中，超臨界態CO2有一定幅度減少，溶解態CO2則逐漸增多，CO2總量也小幅度減少，主要因為部分CO2在水中鈣化沉積，另外，少量CO2墊層氣會沿蓋層裂縫、斷層或邊緣氣井等方式逃逸或滲流流失.因此，在儲氣庫的擴容建庫和季節性城市調峰的穩定運行階段均應實時監測含氣區域儲層的工作狀態，以防氣體逃逸或者邊水侵入.

圖9　間歇注氣時氣水邊界運移

Fig.9Migrationofgas-waterboundarywhengasinjectionatintervals

圖10　儲氣庫穩定運行50 a期間CO2儲量變化

Fig.10CurvesofCO2reservesovertimeduringstableoperation50aofUSG

圖11為儲氣庫穩定調峰運行50a后，儲氣庫某一采氣調峰階段結束后氣水邊界附近儲層內的壓力分布.可以看出，儲氣庫經過多周期的城市調峰和穩定儲存后，計算區域內儲層壓力分布逐漸平緩，儲層內壓力的極大值出現在邊緣觀察井附近，此時計算區域內儲層的最大壓差僅為1.69MPa，比建庫擴容階段計算區域內的儲層壓差明顯降低，這樣更加有利于儲氣庫進行穩定的城市調峰.

圖11　儲氣庫穩定運行50 a后氣水邊界附近儲層的壓力場

Fig.11Reservoirpressurefieldnearthegaswaterboundaryafterstableoperation50aofUGS

圖12為儲氣庫季節調峰周期內某一采氣階段結束后氣水邊界附近墊層氣區CO2的濃度分布.可以看出，墊層氣區域內CO2濃度峰值出現在井2附近，這是由于此處儲層厚度較大且井深較淺，形成小范圍內CO2集聚氣頂，而在其余墊層氣區域，CO2均能夠穩定地儲存在含氣儲層的邊緣，起到儲氣庫墊層與隔離邊水的作用.

圖12　儲氣庫穩定運行50 a后CO2縱向的飽和度分布

Fig.12LongitudinalsaturationdistributionsofCO2afterstableoperation50aofUGS

3結論

1)基于低滲透地下儲層中注CO2驅水的氣水運移特性，建立了低滲透儲層孔隙-裂縫的雙重孔隙介質模型，并以中原油田文23氣藏改建儲氣庫的地下儲層為研究對象，討論擴容建庫時CO2墊層氣的注入方式對儲氣庫擴容速率和氣水邊界的影響和季節調峰時氣水界面的運移規律.

2) 擴容建庫階段，連續性注CO2驅水擴容能快速地擴容、增大含氣區域面積，同時造成氣水邊界附近儲層壓力梯度較大，氣水界面運移的穩定性較差；間歇性注CO2驅水擴容雖然在一定程度上減緩了儲氣庫的擴容速度，卻能有效地降低氣水邊界附近的儲層壓力梯度，大大提高氣水界面運移的穩定性.故在儲氣庫注氣驅水擴容建庫時，應更多地采用間歇性注CO2驅水擴容的建庫方式.

3)季節調峰階段，注氣時部分超臨界態CO2溶于邊水，釋放出更多的儲層空間存儲天然氣，增大儲層空間的利用率；采氣時由于壓力降低，部分溶解態CO2釋放為超臨界狀態而增大墊層氣量，維持儲層工作壓力，很好地保持氣水邊界的穩定.地下儲氣庫經過多周期的季節性注采調峰后，墊層氣區儲層壓力場更加穩定，飽和度分布也更加平穩，大大增加了儲氣庫調峰運行的穩定性和安全性.

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(編輯　劉　彤)

doi：10.11918/j.issn.0367-6234.2016.08.026

收稿日期:2015-12-15

基金項目:國家自然科學基金面上項目(51276048)

作者簡介:牛傳凱(1985—)，男，博士研究生； 譚羽非(1962—)，女，教授，博士生導師

通信作者:牛傳凱，niuchuankai1228@163.com

中圖分類號:TE822

文獻標志碼:A

文章編號:0367-6234(2016)08-0154-07

Stabilityanalysisofgas-waterinterfaceusingcarbondioxideascushiongasforgasstorageinlowpermeabilitygasreservoir

NIUChuankai，TANYufei

(SchoolofMunicipalandEnvironmentalEngineering，HarbinInstituteofTechnology，Harbin150090，China)

Abstract:One of the key technique problems of reconstructing underground gas storage (UGS) using low permeability depleted gas reservoir is the stability of gas-water interface (GWC). To analyze the stable migration of GWC in gas storage reconstructed from low permeability gas reservoir using CO2 as part of the cushion gas during capacity expansion by gas injection and seasonal peak shaving of UGS, a dual-porosity numerical model was established based on the characteristics of low permeability micro fractured reservoir. Taking the reservoirs of Wen-23 gas storage reconstructed, the Zhongyuan Oilfield, as research objects, the effects of CO2 injection method on capacity expansion of UGS and migration behavior of GWC when peak shaving were simulated and discussed. The results showed that the method of continuously CO2 injection increased capacity expansion speed but reduced the stability of GWC and reservoir pressure field during capacity expansion. The method of CO2 injection at intervals reduced the rate of capacity expansion by 4.8% after 4 cycles, but could ensure stable migration of GWC and the stable of reservoir pressure field. Besides, the stability of GWC and reservoir pressure field were better ensured by the transformation between dissolved state and supercritical CO2 during seasonal peak shaving of USG, and the utilization of reservoir space were increased, simultaneously.

Keywords:low permeability gas reservoirs; UGS from depleted gas reservoirs; dual porosity media; multi well capacity expansion; CO2 cushion gas; gas-water interface control