油藏改建地下儲氣庫庫容量計算方法

高廣亮 劉 偉 李 聰 孫彥春 楊智斌 何海燕 孫軍昌 王皆明 張憲國 劉滿倉

1.深層油氣全國重點實驗室·中國石油大學（華東）2.中國石油冀東油田公司 3.東北石油大學環渤海能源研究院 4.中國石油勘探開發研究院地下儲庫研究中心 5.國家能源地下儲氣庫研發中心

0 引言

天然氣地下儲氣庫（以下簡稱儲氣庫）是利用地下具備封閉條件的儲集空間，將天然氣回注形成的一種人工氣藏，其不僅可以起到冬季調峰采氣功能，而且可以兼作應急氣源，提高供氣可靠性[1-2]。建設儲氣庫是保障天然氣安全平穩供應的重大民生工程。根據儲氣庫建庫地質特點，可將其分為油氣藏型儲氣庫、含水層型儲氣庫、鹽穴型儲氣庫和礦坑型儲氣庫等4 種類型[1]。其中，利用枯竭或開發中后期油氣藏改建是儲氣庫建設的主要類型。中國自1994年啟動建庫以來，截至2022年底累計建成儲氣庫24 座，形成工作氣量約192×108m3[3-4]。作為天然氣消費和季節調峰的雙重核心區，目前京津冀地區適宜建庫氣藏已基本枯竭，該區域賦存豐富的水淹油藏、帶氣頂油藏等逐漸納入建庫范圍[1-2]，成為國內儲氣庫建設的主要發展方向。

庫容量是儲氣庫建庫地質方案設計的核心研究內容之一，是儲氣庫其他運行指標設計的基礎，準確計算儲氣庫庫容量對儲氣庫總體建庫效益以及上游天然氣開發和下游天然氣需求都將起到重要的作用[5-6]。目前，國內針對氣藏型儲氣庫庫容計算方法研究較為成熟，楊廣榮等[7]提出利用物質平衡法計算儲氣庫庫容量，胥洪成等[8]提出了水驅氣藏改建儲氣庫庫容量預測方法，高濤[9]針對底水火山巖儲氣庫庫容和工作氣影響因素進行了定量評價。在氣藏建庫庫容量預測方法研究基礎上，國內早期也逐步開展了帶油環氣藏和水淹油藏建庫庫容形成機理、庫容量計算等方面的探索研究。王皆明等[10]以華北京58氣頂油藏儲氣庫為研究對象，提出了以氣頂自由氣、油層自由氣和溶解氣不同流體區帶庫容量計算方法。曾順鵬等[11-14]開展了油藏建庫庫容形成機理及影響因素研究，潘洪灝等[15]以遼河油田興古7 潛山油藏為對象，對氣驅開發油藏改建儲氣庫庫容量及影響因素進行了研究。

由于油藏建庫需通過多輪高壓注氣采油排液，從無到有逐漸形成、擴大儲氣空間和庫容，宏觀上將其稱為次生氣頂形成過程，其存在氣油水三相滲流和復雜的氣—油組分交換相行為，庫容形成機理與氣藏建庫具有顯著差別。而目前針對油藏建庫庫容量計算方法均未考慮儲層不同區帶流體賦存特征、動用效率和氣油相行為的影響，導致建庫設計關鍵指標與實際運行存在較大差別。筆者以冀東油田堡古2 典型砂巖油藏為研究對象，綜合采用室內模擬實驗、機理分析和數值模擬等多種技術手段，在剖析油藏建庫庫容形成機理及其影響因素基礎上，建立了以“有效儲氣孔隙體積”為核心，綜合考慮儲層不同流體區帶滲流和氣油相行為的油藏建庫庫容量多因素計算數學模型和預測方法，應用于堡古2揮發性油藏建庫指標設計。研究成果為不同類型油藏建庫庫容參數設計、建庫方案設計和運行優化等提供科學指導。

1 庫容形成機理分析

枯竭氣藏或開發中后期氣藏建庫，庫容形成過程為注氣膨脹或氣驅水恢復儲氣空間，因為氣藏原始含氣孔隙空間仍然存在或僅部分孔隙受到天然水侵影響。而經歷天然或人工注水開發的水淹油藏建庫庫容形成過程更加復雜[10]：①儲層賦存流體為氣油水三相，建庫過程為油、氣、水三相多輪交互驅替，滲流機理復雜；②油藏建庫前儲層孔隙內部基本被液體飽和，需通過多輪交互氣驅排液采油，使得液體“騰出”空間實現儲氣形成次生氣頂（圖1），有效儲氣空間的形成不確定性高，宏觀氣驅波及系數、微觀氣驅液效率受原油性質、水驅剩余油賦存狀態、注采壓力和溫度以及儲層物性等多因素影響；③油藏建庫氣驅采油排液過程存在復雜的氣油多組分交換等相行為特征，建庫注采過程采油排液效率、采出流體組分和庫容形成規模等均受相間傳質的影響[11-13]。根據氣驅油是否發生混相，油藏建庫包括非混相驅替和混相驅替兩種模式。

圖1 油藏建庫庫容形成機理示意圖

非混相驅替建庫模式主要是通過注入天然氣對儲層剩余油、可動水的驅替排出和壓縮等騰出儲氣孔隙空間，從而形成次生氣頂。注氣驅替剩余油、驅替可動水效率與儲層物性、非均質性、注氣速度和宏觀控制以及油水分布狀態密切相關[8-9]?？傮w而言，儲層物性越好、非均質性越弱、注氣速度越低，則氣驅液效率越高。而混相驅替建庫模式下，注入天然氣與剩余油在高壓后發生混相作用，氣油界面消失，微觀氣驅油效率更高。同時，由于進行混相驅油，宏觀波及系數也大幅提升。因此，儲層中可以騰出更多的儲氣孔隙空間，最終形成的庫容量規模更大[16]。

2 庫容量計算模型建立

2.1 油藏建庫簡化剖面模型

經歷天然或人工注水開發的水淹油藏建庫前地下流體分布自上而下可簡化為純油帶、水淹帶/油水過渡帶、純水帶等3 個區帶（圖2）。根據油藏建庫庫容形成機理分析，油藏改建儲氣庫建設過程中，隨著注入天然氣的驅替和運移，將發生氣驅油、氣驅液過程，存在頂部氣驅油、底部氣驅液兩種不同的庫容形成過程。由于不同區帶流體分布的差異，微觀氣驅效率和宏觀波及系數具有差異性。

圖2 油藏建庫前儲層流體分布簡化剖面示意圖

純油帶為建庫前未受到注入水和天然水侵影響的原油富集區，建庫氣驅效率高，為有效庫容的主要部分，水淹帶/油水過渡帶為建庫前受到注入水和水侵影響的剩余油富集區，注入水、天然侵入水和剩余油交錯分布，氣驅效率較純油帶差，為有效庫容的重要組成部分。同時，根據相平衡原理，在建庫注入干氣驅替過程中，注入干氣與原油長期持續發生相間傳質作用，干氣將不斷抽提原油中的中間烴，導致剩余油收縮，對于收縮性較強的揮發性油藏，原油收縮將顯著增加有效庫容量（圖3）。儲氣庫穩定運行階段，當壓力達到上限壓力時地下最終剩余油亦會二次飽和膨脹增加總庫容量。因此，應針對儲層流體分布的不同，在油藏動態儲量精細評價基礎上分區帶差異化計算庫容量[7,14,17-20]。

圖3 油藏建庫注采運行簡化剖面示意圖

2.2 氣驅有效庫容量計算模型

如前所述，油藏建庫需通過氣驅采油排液方式，從無到有形成儲氣空間，氣驅采油排液量大小是決定庫容量的核心，而其具體影響因素包括儲層物性、非均質性、宏觀氣驅波及系數和微觀驅替效率及氣油相間傳質等。同時，油藏衰竭和注氣開發過程中由于應力敏感效應引起的不可恢復的儲層孔隙體積塑性變形，也是影響建庫儲氣空間的潛在因素。但大量實驗表明，應力敏感效應引起的儲層孔隙塑性變形較小，尤其對于埋藏較深的中低孔隙度、中低滲透率砂巖儲層，應力敏感效應引起的儲層孔隙體積變化可忽略不計[21]。

由于儲層不同區帶賦存流體不同，氣驅采油排液效率也將存在較大差異。因此，需根據上述儲層不同流體區帶劃分，差異化計算地下儲氣孔隙體積。純油帶和水淹帶氣驅液、油騰出的儲氣孔隙體積數學表達式分別為：

其中

式中G1表示氣驅有效庫容量，m3；Vo表示純油帶地層原始含油孔隙體積，m3；VoL表示水淹帶/油水過渡帶地層原始含油孔隙體積，m3；NP表示建庫前原油累計產量，m3；DIw表示水驅指數；ERW表示油藏水驅采收率；Em表示宏觀波及系數；Eo表示氣驅油效率；EL表示氣驅液效率；Bgmax表示上限壓力時注入干氣體積系數，無量綱；Boi表示原始條件下原油體積系數，無量綱；V表示地層原始總含油孔隙體積，m3。

通過動態分析確定油藏開發過中驅動能量，根據油藏開發動態利用水驅曲線確定的純水驅采油量，即去除溶解氣驅和彈性驅采油量。結合室內水驅油實驗最終標定的水驅采收率、巖心水驅油效率、殘余油飽和度和水驅波及系數，計算出注入水和天然水驅波及的范圍，求解出建庫前水淹帶/油水過渡帶地層原始含油孔隙體積，利用油藏原始地質儲量計算得出地層原始總含油孔隙體積，二者相減計算得到建庫前純油帶地層原始含油孔隙體積。

基于以上分析可以求解得出建庫前純油帶、水淹帶/油水過渡帶地層原始含油孔隙體積，通過氣驅采油與排液逐步“騰空”地下孔隙形成庫容。因此，氣驅效率和宏觀波及系數是評價油藏建庫有效庫容空間的關鍵參數：①利用短、長巖心驅替實驗、長巖心多輪次驅替等室內實驗，通過多周期注采實驗物理模擬、井組模型多周期注采數值模擬，評價氣驅效率和氣驅規律，綜合確定氣驅油、氣驅液效率；②通過水驅宏觀波及系數評價、礦場注采試驗評價、多周期注采數值模擬和類比法確定氣驅宏觀波及系數。在確定出水淹帶、純油帶微觀氣驅效率和宏觀波及系數的基礎上，計算求解油藏建庫氣驅有效孔隙體積Vo和VoL，最終可計算出氣驅有效庫容量。

2.3 剩余油收縮有效庫容量計算模型

若建庫目標為揮發性油藏，根據揮發油油藏流體性質，原油中中間烴含量顯著高于常規黑油。建庫過程注入氣與剩余油長期發生相間傳質，注入氣不斷抽提揮發油中間烴，導致剩余油收縮增加總庫容量?？紤]到實際儲層流體的復雜性，尤其是注入水和天然侵入水對干氣與原油相間傳質的影響，實際庫容預測時，僅考慮純油帶剩余油收縮對庫容的貢獻，忽略水淹帶剩余油的收縮效應。純油帶剩余油收縮增加的庫容量計算數學表達式如下：

式中G2表示剩余油收縮有效庫容量，m3；Vos表示純油帶剩余油體積，m3；S表示原油收縮系數。

通過目前現場錄取的原油樣品和注入干氣進行多輪注采相態實驗以及采用WinProp 軟件模擬的揮發油藏與干氣多輪注采流體性質變化，進而得到原油收縮系數。從圖4-a 可以看出，隨著多周期注采原油與干氣持續發生相間傳質，干氣抽提原油中間烴，使得揮發油不斷收縮。多輪注采后，原油性質已基本不發生變化，可以得到揮發油原油收縮系數。從圖4-b可以看出，揮發油與干氣多輪作用后，與模擬實驗類似，具有相同的變化特征，原油體積系數均隨注采輪次的增加而減小，循環注采初期原油收縮率較為顯著，隨多輪注采，收縮率降低。與圖4-a 的差異在于，注采初期數值模擬給出的原油體積系數較大、收縮率較小，但后期持續發生收縮，多輪注采后原油體積系數小于室內實驗預測結果。

圖4 揮發油與注入干氣相平衡實驗和數值模擬結果圖

上述兩種方法結果存在差異的原因在于模擬條件：①室內相態實驗是基于目前現場取樣，原油已大量脫氣、部分中間組分消失，故實驗初期得到的原油體積系數較小。隨著多輪注采，氣、油組分交換相對較弱，持續發生收縮程度有限。而數值模擬原油組分為根據油藏原始狀態經歷衰竭開發模擬得到的原油組分，理論而言與目前油藏建庫流體組分條件更加接近。②室內相態實驗是從大氣壓開始逐步二次加氣膨脹實驗，與目前較高地層壓力開始注氣建庫具有一定程度的差別；而數值模擬是完全遵從目前地層壓力條件，從目前地層壓力、流體性質狀態開展注采模擬，條件更加仿真。但由于是零維空間，干氣與原油瞬間達到相平衡，因此，原油體積系數收縮程度較室內模擬實驗更加明顯。

2.4 剩余油溶解氣容量計算模型

油藏在建庫過程中，通過循環往復注采可大幅提高原油采收率，但仍會有大量原油滯留地層無法采出，剩余油在儲氣庫注氣過程中二次飽和膨脹，當壓力達到上限壓力時地下剩余油二次膨脹的氣量稱為剩余油溶解氣容量。當地層壓力低于原始流體泡點壓力時，剩余油二次膨脹溶解氣油比的計算可以采用2種方法進行計算求解。

1）方法一：采用Vasuez-Beggs 泡點關系經驗公式。

式中RS2表示上限壓力下原油二次注氣膨脹溶解氣油比，m3/ m3；γg表示注入氣相對密度，無量綱；γAPI表示脫氣原油的API 比重；pmax表示儲氣庫運行上限地層壓力，MPa；TF表示儲氣庫地層溫度，℉。

2）方法二：多輪次注采氣油相態特征室內試驗，獲取剩余油二次膨脹氣油比。

油藏在多輪次交互注采過程中，由于注入氣抽提作用，隨著輪次進行，原油收縮，溶解氣油比、體積系數逐漸下降，原油密度逐漸增大。多輪次注采后，采出氣中C2～C6中間烴組分減少，注入氣抽提能力減弱，隨著多輪次進行，注入氣抽提原油的中間組分，輕重組分相似相溶能力下降，原油溶解氣能力降低，體積系數下降，原油密度與黏度均有小幅上升，經過多輪交互注采后采出氣組分穩定，再無組分傳質現象（圖5、6），由此可確定經過多輪次交互注采后剩余油二次膨脹溶解氣油比（圖4-a）。

圖5 多輪次注氣后原油黏度和密度變化曲線圖

圖6 多輪次注氣后產出氣組分變化圖

在確定二次膨脹溶解氣油比后，根據儲氣庫建設穩定運行后地層中剩余油總量計算剩余油溶解氣容量，計算公式為：

式中G3表示剩余油二次飽和膨脹溶解氣量，m3；Ni表示建庫前地層原油地質儲量，m3；Ng表示建庫過程中氣驅累計產出原油量，m3。

2.5 總庫容量計算模型

根據上述分析，建庫運行過程原油與注入干氣長期接觸傳質后原油收縮、性質趨于穩定。因此，忽略儲氣庫短期高速注采穩定運行過程中剩余油對注入氣的溶解和脫出，利用油層建庫，當儲氣庫達到上限壓力時，總庫容量應為氣驅庫容量+剩余油收縮（揮發性油藏）額外增加庫容量+建庫穩定運行上限壓力下剩余油溶解氣量三者之和。其數學表達式為：

式中G表示總庫容量，m3。

3 應用實例

3.1 油藏基本特征

冀東油田堡古2 儲氣庫位于南堡凹陷南堡3 號構造南部斜坡帶，含油層位為古近系沙河街組沙一段，埋深3 950～4 200 m，構造為近東西向展布被斷層復雜化的背斜構造，儲層為湖底扇沉積的砂質碎屑巖儲層，平均儲層厚度73.3 m，平均孔隙度14.9%，滲透率189 mD。油藏類型為塊狀揮發性油藏，含油面積5.03 km2，原油動態地質儲量562.24×104t，溶解氣儲量34.97×108m3，采用邊底部注水開發時地層壓力由40.17 MPa 下降至27.3 MPa，累計產油115.3×104t，累計產氣13.0×108m3，累計產水94×104m3，采出程度為20.3%，綜合含水73.3%，綜合水驅指數0.4。因此堡古2 油藏改建儲氣庫庫容量包括3 個部分：①純油帶/水淹帶庫容量；②純油帶剩余油收縮庫容量；③剩余油二次飽和膨脹溶解氣容量（圖7）。

圖7 堡古2 儲氣庫庫容量設計考慮因素圖

3.2 純油帶/水淹帶庫容量

在油藏地質及開發特征精細評價基礎上，綜合考慮儲層沉積微相、物性、非均質性、邊底水及注入水水侵等因素的影響，建庫前地層壓力系數平均0.68，已形成一定規模自由氣（圖8）。數值模擬與現場實際生產動態高度吻合，油藏中縱向流體分布差異較大，宏觀可分為自由氣富集區、純油帶、水淹帶等3個區帶。根據油藏開發動態，油藏原始總含油孔隙體積1 569.72×104m3，依據式（1）計算得出水淹帶原始含油孔隙體積為351.13×104m3，純油帶原始含油孔隙體積為1 218.59×104m3（表1）。

表1 堡古2 油藏建庫不同區帶氣驅有效孔隙空間計算結果統計表

圖8 數值模擬儲層含氣飽和度剖面圖

綜合礦場統計、物質平衡、數值模擬、室內模擬實驗、巖心多輪次驅替試驗和類比等方法，評價堡古2 儲氣庫室內實驗短巖心純油帶氣驅油效率為70.2%，水淹帶氣驅液效率為45.7%，長巖心原始溫壓條件下水驅驅油效率為45.15%，轉烴類氣驅驅油效率最終為75.2%，宏觀波及系數介于60.6%～64.0%?？紤]揮發性油藏特性，建庫上限壓力高于混相壓力，氣驅油/液效率應高于短巖心驅替效率，接近長巖心氣驅效率，庫容參數計算時純油帶和水淹帶建庫氣驅效率分別取值70.2%和45.7%，宏觀波及系數取值60%～64%，計算得到兩個區帶建庫氣驅有效孔隙空間為647.74×104m3，利用式（1）計算得出有效庫容量為15.81×108m3（表1）。

3.3 純油帶剩余油收縮庫容量

根據堡古2 儲氣庫多輪注采相態試驗和數值模擬，堡古2 儲氣庫注采1 輪后，原油體積系數收縮率為17.3%，注采8 輪次后，原油體積系數收縮率為46.2%?？紤]多孔介質多相流體組分交換和傳質的復雜性，選用注采1 輪原油體積收縮模擬結果，既考慮揮發油建庫特點，又為庫容參數設計留有余地。根據氣驅建庫儲氣孔隙空間評價，建庫最終氣驅剩余油占據孔隙空間為667.35×104m3，剩余油收縮增加儲氣空間115.40×104m3，利用式（2）計算得出剩余油收縮增加庫容量為2.81×108m3（表2）。

表2 純油帶剩余油收縮增加儲氣空間統計表

3.4 剩余油溶解儲氣庫容量

基于室內巖心實驗和數值模擬預測，堡古2 油藏建庫原油最終采收率52.8%，地下最終剩余油225.0×104t，多輪次注采氣油相態特征室內試驗表明，在上限壓力40 MPa 下其剩余油二次膨脹氣油比為274 m3/m3，依據式（6）計算得出堡古2 油藏建庫穩定運行階段最終剩余油二次膨脹溶解庫容量為9.97×108m3（表3）。

表3 建庫氣驅采油和溶解儲氣庫容量統計表

3.5 總庫容量

堡古2 儲氣庫總庫容量為純油帶/水淹帶庫容量、純油帶剩余油收縮庫容量及剩余油二次飽和膨脹溶解氣量之和，即28.6×108m3。

4 結論

1）通過室內多輪次驅替試驗、相平衡實驗和數值模擬結果，剖析了油藏改建儲氣庫庫容形成機理，油藏建庫過程中存在復雜的氣油多組分交換等相間傳質，庫容形成主要受氣驅液效率、氣驅波及系數、原油收縮系數和剩余油二次飽和溶解等因素影響，庫容計算應在油藏動態儲量精細評價基礎上，分區分帶進行差異化計算。

2）從油藏改建儲氣庫氣驅采油排液儲氣空間動用和庫容形成的多相流體滲流及相行為內在機理出發，同時考慮了改建儲氣庫注氣時儲層不同流體分區及其氣驅動用效率差異、多周期循環注采注入氣—原油相間傳質引起的儲層最終剩余油性質變化等對有效儲氣空間的影響，建立了油藏建庫注采運行簡化模型，提出了分區分帶建庫有效孔隙體積量化評價方法，建立了不同區帶庫容預測數學模型。該計算模型考慮因素更加全面，適用于完全水淹和未完全水淹的常規黑油與揮發性油藏改建儲氣庫有效庫容量預測，可大幅降低了有效庫容量計算誤差，且油藏揮發性越強、水淹程度越低，儲氣庫有效庫容量的計算精度越高。

3）通過頂部注氣驅替純油帶、水淹帶/油水過渡帶地層流體所形成的自由儲氣庫容量，主要取決于水驅轉氣驅后的注氣驅替效率和氣驅波及體積的大小，原油收縮、剩余油二次飽和膨脹溶解氣量與注入氣性質及原始油藏流體性質密切相關。

4）所建立的油藏庫容計算模型，在冀東油田堡古2 儲氣庫、南堡1 號儲氣庫可行性研究中得到應用和實踐。但由于油藏建庫機理較氣藏建庫更為復雜，目前水淹區和純油區的宏觀波及系數和微觀驅替效率以室內試驗、數值模擬計算為主，高強度注采引發氣竄、氣油水互鎖等對庫容的形成將產生較大影響，建庫運行過程中需加強動態監測，實時修正數值模型，建立合理的注氣和排液技術界限，合理控制油氣界面穩定擴展，提升達容達產效率。