摘 要

　　　　　　　——以興古7古潛山油藏為例摘　要：目前處于開發(fā)早期的油藏改建成地下儲(chǔ)氣庫還比較少見，其庫容量計(jì)算方法尚未形成理論體系。為此，分析了遼河坳陷興隆

　　　　　　　——以興古7古潛山油藏為例

摘　要：目前處于開發(fā)早期的油藏改建成地下儲(chǔ)氣庫還比較少見，其庫容量計(jì)算方法尚未形成理論體系。為此，分析了遼河坳陷興隆臺(tái)古潛山帶興古7古潛山油藏的基本地質(zhì)條件，根據(jù)其氣驅(qū)開發(fā)的設(shè)計(jì)要點(diǎn)及指標(biāo)預(yù)測，以物質(zhì)平衡理論為基礎(chǔ)(即從油藏中累積產(chǎn)出的油量、氣量、水量的地下體積量等于氣頂區(qū)和含油區(qū)內(nèi)的諸項(xiàng)彈性累積體積膨脹量、天然累積水侵量、人工累積注水、注氣地下體積量的總和)，建立了適合該油藏改建地下儲(chǔ)氣庫的庫容量計(jì)算方法，并定量分析了原油采出程度、地層巖石的彈性作用、水侵等因素對(duì)庫容量的影響。結(jié)果表明：①原油采出程度與庫容量呈正比，在地層壓力一定的前提下，原油的采出程度是影響地下儲(chǔ)氣庫庫容量最主要的因素，油藏原油采出程度變化1％，地下儲(chǔ)氣庫庫容量會(huì)改變1.05×10⁸m³，占總庫容量的3.65％；②由于地層壓力的降低，受地層巖石和束縛水的彈性作用的影響，會(huì)造成不可逆的孔隙和裂縫體積縮小，從而減小庫容量；③油藏發(fā)生水侵時(shí)，受底水錐進(jìn)的影響，庫容量也會(huì)減小。

關(guān)鍵詞：遼河坳陷  興古7古潛山油藏  氣驅(qū)  采收率  地下儲(chǔ)氣庫  庫容量  物質(zhì)平衡法  采出程度

Gas injection flooding for EOR and its impacts on the proposed underground gas storage capacity：A case study from the Xinggu 7 Buried Hill Oil Reservoir in the western Liaohe Depression

Abstract：At present，it is unusual to find underground gas storage reconstruction based on an oil reservoir，especially，at its early development stage，and the theoretical system of storage capacity calculation has not yet been formed．From the material balance theory，we know that the cumulative underground produced oil，gas，water volume quantity is equivalent to all the elastic cumulative volume expansion quantity plus natural and manual accumulated water influx and the injected gas volume．Based on this theorv．And in light of underground gas storage reconstruction based on the Xinggu 7 Buried Hill Reservoir developed by gas drive in the western Liaohe Depression，a calculation method of underground gas storage capacity was established suitable for such similar cases．According to the calculated resuhs and quantitative analysis of influencing factors，such as the crude oil recovery percent，the elasticitv of formation rocks，water invasion，etc．，we obtained the following findings．First，the crude oil recovery percent is in a direct proportion to the storage capacity；under a certain formation pressure，the crude oil recovery rate is the most important factor，when it in creases by 1％，the underground gas storage capacity of 105 million m³ will be added，accounting for 3.65％of the total storage capacity．Second，due to the decline of formation pressure，the elasticity of inducible water and rocks will resuIt in the sh^nking of the volume of pores and fractures，so the storage capacity decreases．Third，when water production Occurs in oil reservoirs，the storage capacity will be also shrinking due to the bottom water-coning effect．

Keywords：Liaohe Depression，Xinggu 7 Buried Hill Oil Reservoir，gas drive，recovery，gas storage，storage capacity，material balance method,recovery degree

庫容量是衡量地下儲(chǔ)氣庫儲(chǔ)氣能力的重要指標(biāo)，是地下儲(chǔ)氣庫其他運(yùn)行指標(biāo)設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)。因此，如何準(zhǔn)確評(píng)價(jià)地下儲(chǔ)氣庫的庫容量是非常關(guān)鍵的，它對(duì)地下儲(chǔ)氣庫建設(shè)的成敗以及對(duì)上游天然氣開發(fā)和下游天然氣需求都將起到極其重要的調(diào)節(jié)作用^[1-13]。目前國內(nèi)外油氣藏型的地下儲(chǔ)氣庫多是由氣藏改建而成，油藏改建地下儲(chǔ)氣庫的只有9座，并且均為枯竭油藏。而興古7古潛山油藏處于開發(fā)早期，開發(fā)方案設(shè)計(jì)利用人工注氣形成氣頂，實(shí)現(xiàn)頂部非混相垂向氣驅(qū)提高原油采收率的同時(shí)逐步擴(kuò)容形成地下儲(chǔ)氣庫，這種油藏改建地下儲(chǔ)氣庫的庫容量計(jì)算方法尚未形成理論體系。為此，針對(duì)興古7古潛山油藏氣驅(qū)開發(fā)同時(shí)改建地下儲(chǔ)氣庫的庫容量計(jì)算作了一些探索性研究。

1　興古7古潛山油藏基本地質(zhì)特征

興古7古潛山油藏位于遼河坳陷西部凹陷中南部  興隆臺(tái)古潛山帶的主體部位。目的層是太古界古潛山油層，該油藏東西被北東向的臺(tái)安—大洼斷層與興西斷層所夾持，南北受興隆臺(tái)逆斷層和興北斷層控制，高點(diǎn)埋深為-2335m，閉合幅度為2765m，圈閉面積為6.19km²。探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量為3537×10⁴t。儲(chǔ)層巖性以片麻巖和混合花崗巖為主。主要儲(chǔ)集空間為構(gòu)造裂縫和破碎粒間孔，為孔隙裂縫型儲(chǔ)層?；|(zhì)孔隙度為3.7％～5.0％，滲透率平均小于1mD，裂縫孔隙度為0.3％～0.5％，滲透率為29.5～360mD。上覆中生界和新生界沙河街組三段2套蓋層及邊界斷層封閉性較好。油藏類型為裂縫型塊狀底水油藏，含油井段大于2000m，油水界面為-4670m，油層從頂?shù)降拙邪l(fā)育，古潛山縱向上分為Ⅰ～Ⅳ4個(gè)油層集中發(fā)育段，具有統(tǒng)一的溫度與壓力系統(tǒng)。該古潛山油藏具備改建地下儲(chǔ)氣庫的基本地質(zhì)條件。

2　開發(fā)情況

2．1　開發(fā)現(xiàn)狀

興古7古潛山油藏自2008年1月投入開發(fā)，共投產(chǎn)42口水平井，日產(chǎn)油1853.3t，日產(chǎn)氣45.34×10⁴m³，累計(jì)產(chǎn)油量為218.80×10⁴t，累計(jì)產(chǎn)氣量為5.86×10⁸m³。采油速度為1.8％，采出程度為6.2％。目前地層壓力由37.1MPa降為30.1MPa。

目前油藏天然能量不足、壓力持續(xù)下降，油井產(chǎn)量遞減加快，注水開發(fā)難度大。為滿足生產(chǎn)需求，需要通過頂部注氣保持地層壓力^[14]，實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油的目標(biāo)。

2．2　氣驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)及指標(biāo)預(yù)測

開發(fā)方式為頂部非混相垂向氣驅(qū)；井網(wǎng)井型為縱疊平錯(cuò)三維井網(wǎng)；注采井距為橫向300m，縱向300m；注氣深度為工段2800～3000m井段；部署注氣井為4口水平井，水平段長度為587～943m；采油井?dāng)?shù)為53口，其中水平井44口，直井9口。

預(yù)計(jì)氣驅(qū)開發(fā)過程中油層中部深度地層壓力保持在27.25MPa，注氣段中深地層壓力為26MPa。預(yù)測到氣驅(qū)階段末的累計(jì)注氣量為85.08×10⁸m³，穩(wěn)產(chǎn)期為8～10a。累積產(chǎn)油量為1186×10⁴t，采收率為33.54％。其中建庫目標(biāo)層段Ⅰ～Ⅲ段上累積產(chǎn)油量為943.13×10⁴t，采收率為34.48％；累積產(chǎn)氣量為48.08×10⁸m³。

3　庫容量計(jì)算

3．1　庫容量計(jì)算方法

根據(jù)物質(zhì)平衡原理：油藏經(jīng)過t時(shí)間開采后，地層壓力由原始的pi下降到p，在此期間內(nèi)，從油藏中累積產(chǎn)出的油量為Np，氣量為Gp，水量為Wp。三者累積產(chǎn)出的地下體積量等于氣頂區(qū)和含油區(qū)內(nèi)的諸項(xiàng)彈性累積體積膨脹量、天然累積水侵量、人工累積注水(注氣)地下體積量的總和^[15]，即：累積產(chǎn)油量+累積多產(chǎn)氣量+累積產(chǎn)水量＝氣頂?shù)睦鄯e體積膨脹量+氣頂區(qū)內(nèi)地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量+含油區(qū)內(nèi)地層原油的累積膨脹量+含油區(qū)內(nèi)地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量+累積天然水侵量+人工累積注水體積量+人工累積注氣量。

利用油藏工程的參數(shù)符號(hào)，可將上面的文字表達(dá)式分寫如下。

1)地面的累積產(chǎn)油量為Np，在p壓力下的地下累積體積量為NpBo，Bo為p壓力下地層原油體積系數(shù)。

2)地面的累積產(chǎn)氣量為Gp，Gp＝NpRp，Rp為累積生產(chǎn)氣油比。而在p壓力下累積產(chǎn)油量Np的溶解氣量為NpRs，Rs為p壓力下的溶解氣油比。因此，地層壓力由pi下降到p時(shí)，由油藏中多產(chǎn)出的天然氣地下體積量為Np(Rp-Rs)Bg，Bg為p壓力下的天然氣體積系數(shù)。

3)地面累積產(chǎn)水量為Wp，而在p壓力下的地下體積量為WpBw，Bw為p壓力下地層水的體積系數(shù)。

4)氣頂區(qū)內(nèi)天然氣的累積體積膨脹量為：

 

式中G為氣頂區(qū)內(nèi)天然氣的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，10⁸m³；N為含油區(qū)內(nèi)原油的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，10⁴m³；m為氣頂區(qū)的天然氣地下體積與含油區(qū)的原油地下體積比，m＝10^-4GBgi/NBoi，其中Bgi為pi壓力下的天然氣體積系數(shù)；Boi為pi壓力下的地層原油體積系數(shù)。

5)氣頂區(qū)內(nèi)地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量為：

 

式中Vgp為氣頂?shù)目紫扼w積，

 

Cw為地層水的壓縮系數(shù)，MPa^-1；Cf為地層巖石的有效壓縮系數(shù)，MPa^-1；Swi為地層束縛水飽和度；Dp為地層壓降(pi-p)，MPa。

6)含油區(qū)溶解氣驅(qū)引起的地層原油累積膨脹量為：

N(Bt-Bti)＝N[Bo+(Rst-Rs)Bg-Boi]         (3)

式中Bt為地層原油的兩相體積系數(shù)，Bt＝Bo+(Rsi-Rs)Bg；Bti為原始總體積系數(shù)；Bti-Boi。

7)含油區(qū)孔隙體積為Vop，地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量為：

 

8)累積天然水侵量為We。

9)人工累積注水體積量為WiBw。

10)人工累積注氣量為GiBig，Big為在p壓力下注入氣體的體積系數(shù)。

將上述由油藏工程參數(shù)符號(hào)表示的分項(xiàng)關(guān)系，帶入前面的文字表達(dá)式為：

 

興古7潛山油藏屬于未飽和油藏，沒有氣頂，氣驅(qū)開發(fā)地層壓力保持在飽和壓力(22MPa)以上，原油不脫氣，建庫目標(biāo)層段Ⅰ～Ⅲ段上不產(chǎn)水，不受水侵影響，沒有人工注水，即：m＝0、Rsi＝Rs、Wp＝0、We＝0、Wi＝0。因此，物質(zhì)平衡議程可以簡化為：

 

式中Np(Rp-Rsi)Bg代表累積多產(chǎn)氣量，由于地層原油不脫氣，即表示從油藏中采出的注入氣量，因此Bg＝Big，將式(6)改寫為：

 

式中Gi-Np(Rp-Rsi)表示地下留存的累積注入氣量，即為對(duì)應(yīng)地層壓力p下的儲(chǔ)氣庫庫容量(Gk)，因此，儲(chǔ)氣庫庫容量的計(jì)算公式為：

 

3．2　庫容量計(jì)算結(jié)果

根據(jù)上述方法，計(jì)算了興古7古潛山油藏在氣驅(qū)開發(fā)過程中，油層中部深度地層壓力保持在27.25MPa下的原油不同采出程度(Ro)時(shí)所對(duì)應(yīng)的地下儲(chǔ)氣庫庫容量，當(dāng)油藏達(dá)到最終采收率為34.48％、地層壓力為30MPa時(shí)，地下儲(chǔ)氣庫的庫容量為30.52×10⁸m³(圖1)。

 

4　影響庫容量的因素分析

油藏改建地下儲(chǔ)氣庫，是利用采出的原油所騰出的地下空間儲(chǔ)存天然氣。因此，在地層壓力一定的前提下，原油的采出程度是影響地下儲(chǔ)氣庫庫容量最主要的因素。由圖1可以看出，興古7古潛山油藏原油采出程度變化1％，地下儲(chǔ)氣庫庫容量會(huì)改變1.05×10⁸m³，占總庫容量的3.65％。

其次，由于地層壓力的降低，受地層巖石和束縛水的彈性作用的影響，會(huì)造成不可逆的孑L隙和裂縫體積縮小，從而影響庫容量。興古7古潛山油藏儲(chǔ)氣庫運(yùn)行壓力下限由24MPa降為19MPa時(shí)，因受地層巖石和束縛水彈性膨脹的影響，地下儲(chǔ)氣庫庫容量將由30.52×10⁸m³減少為29.01×10⁸m³(圖2)，損失了1.51×10⁸m³，占總庫容量的4.94％。

 

另外，油藏一旦發(fā)生水侵，地下儲(chǔ)氣庫庫容量的計(jì)算公式相應(yīng)修改為：

 

當(dāng)水侵量達(dá)到20×10⁴m³時(shí)，地下儲(chǔ)氣庫庫容量就會(huì)損失0.46×10⁸m³，占總庫容量的1.51％；當(dāng)水侵量為50×10⁴m³時(shí)，地下儲(chǔ)氣庫庫容量就會(huì)損失1.16×10⁸m³，占總庫容量的3.80％。因此，氣驅(qū)采油建庫過程中要保持地層壓力，防止水體侵入地下儲(chǔ)氣庫的目標(biāo)層段。

5　結(jié)論

1)基于物質(zhì)平衡原理，推導(dǎo)建立了適合興古7古潛山油藏儲(chǔ)氣庫的庫容量計(jì)算方法，并計(jì)算了不同原油采出程度所對(duì)應(yīng)的庫容量，當(dāng)?shù)貙訅毫?span lang="EN-US">30MPa、油藏達(dá)到最終采收率34.48％時(shí)儲(chǔ)氣庫的庫容量為30.52×10⁸m³。

2)定量分析了原油采出程度、地層巖石的彈性作用、水侵等因素對(duì)庫容量的影響，認(rèn)為原油采出程度是影響庫容量的最主要因素。地層巖石的彈性作用、底水錐進(jìn)的影響亦是不可忽視的因素。

 

參考文獻(xiàn)

[1]丁國生．全球地下儲(chǔ)氣庫的發(fā)展趨勢與驅(qū)動(dòng)力[J]．天然氣工業(yè)，2010，30(8)：59-61．

DING Guosheng．Developing trend and motives for global underground gas storage[J]．Natural Gas Industry，2010，30(8)：59-61．

[2]霍瑤，黃偉崗，溫曉紅，等．北美天然氣儲(chǔ)氣庫建設(shè)的經(jīng)驗(yàn)與啟示[J]．天然氣工業(yè)，2010，30(11)：83-86．

HUO Yao，HUANG Weigang，WEN Xiaohong，et al．Experience and enlightenment from the construction of underground natural gas storage facilities in North America[J]．Natural Gas Industry，2010，30(11)：83-86．

[3]羅東曉，趙勤．地下儲(chǔ)氣庫技術(shù)的應(yīng)用與展望[J]．煤氣與熱力，2008，28(7)：1-3．

LUO Dongxiao，ZHAO Qin．Application and prospect of underground gas storage reservoir technology[J]．Gas and Heat，2008，28(7)：1-3．

[4]肖學(xué)蘭．地下儲(chǔ)氣庫建設(shè)技術(shù)研究現(xiàn)狀及建議[J]．天然氣工業(yè)，2012，32(2)：79-82．

XIAO Xuelan．Research and proposal on underground gas storage construction technologies[J]．Natural Gas Industry，2012，32(2)：79-82．

[5]丁國生，謝萍．中國地下儲(chǔ)氣庫現(xiàn)狀與發(fā)展展望[J]．天然氣工業(yè)，2006，26(6)：111-113．

DING Guosheng，XIE Ping．Current situation and prospect of Chinese underground natural gas storage[J]．Natural Gas Industry，2006，26(6)：111-113．

[6]王起京，張余，劉旭．大張坨地下儲(chǔ)氣庫地質(zhì)動(dòng)態(tài)及運(yùn)行效果分析[J]．天然氣工業(yè)，2003，23(2)：89-92．

WANG Qijing，ZHANG Yu，IAU Xu．Geological performance of Dazhangtuo underground gas storage and its operation efficiency analysis[J]．Natural Gas Industry，2003，23(2)：89-92．

[7]梁光川，蒲宏斌，鄭云萍，等．地下儲(chǔ)氣庫優(yōu)化設(shè)計(jì)的灰色關(guān)聯(lián)分析法[J]．天然氣工業(yè)，2004，24(9)：142-144．

LIANG Guangchuan，PU Hongbin，ZHENG Yunping，et al．Gray correlation analysis of optimized design for underground gas storage[J]．Natural Gas Industry，2004，24(9)：142-144．

[8]王皆明，姜風(fēng)光．地下儲(chǔ)氣庫注采動(dòng)態(tài)預(yù)測模型[J]．天然氣工業(yè)，2009，29(2)：108-110．

WANG Jieming，JIANG Fengguang．A prediction model on dynamic injection and production for underground gas storages[J]．Natural Gas Industry，2009，29(2)：108-110．

[9]謝麗華，張宏，李鶴林．枯竭油氣藏型地下儲(chǔ)氣庫事故分析及風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別[J]．天然氣工業(yè)，2009，29(11)：116-119．

XIE Lihua，ZHANG Hong，LI Helin．Accident analysis and risk identification of underground gas storage rebuiltupon the depleted oil and gas reservoirs[J]．Natural Gas Industry，2009，29(11)：116-119．

[10]展長虹，焦文玲，廉樂明，等．利用含水層建造地下儲(chǔ)氣庫[J]．天然氣工業(yè)，2001，21(4)：88-91．

ZHAN Changhong，JIAO Wenling，LIAN Leming，et al．Underground gas storage reservoir constructed in water-bearing formation[J]．Natural Gas Industry，2001，21(4)：88-91．

[11]楊廣榮，余元洲，賈廣雄，等．物質(zhì)平衡法計(jì)算天然氣地下儲(chǔ)氣庫的庫容量[J]．天然氣工業(yè)，2003，23(2)：96-99．

YANG Guangrong，YU Yuanzhou，JIA Guangxiong，et al．Calculating the capacity of underground natural gas storage by material balance method[J]．Natural Gas Industry，2003，23(2)：96-99．

[12]毛川勤，鄭州宇．川渝地區(qū)相國寺地下儲(chǔ)氣庫庫址選擇[J]．天然氣工業(yè)，2010，30(8)：72-75．

MAO Chuanqin，ZHENG Zhouyu．Site selection for underground gas storage rebuilt on the depleted Xiangguosi Carboniferous gas reservoirs in Sichuan and Chongqing areas[J]．Natural Gas Industry，2010，30(8)：72-75．

[13]杜玉洪，孟慶春，張輝．任11井潛山油藏改建地下儲(chǔ)氣庫庫容評(píng)價(jià)技術(shù)[J]．石油鉆采工藝，2008，30(2)：101-103．

DU Yuhong，MENG Qingchun，ZHANG Hui．Technological research on evaluation of rebuilding underground gas storage capacity in Ren l l buried hill reservoir[J]．Oil Drilling and Production Technology，2008，30(2)：101-103．

[14]杜玉洪，孟慶春，王皆明．任11裂縫性底水油藏注氣提高采收率研究[J]．石油學(xué)報(bào)，2005，26(2)：80-84．

DU Yuhong，MENG Qingchun，WANG jicming．Study on enhanced oil recovery of Ren 11 fractured bottom water reservoir by gas injection[J]．Acta Petrolei Sinica，2005，26(2)：80-84．

[15]陳元千，李璗．現(xiàn)代油藏工程[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2004：89-91．

CHEN Yuanqian，LI Dang．Modern oil reservoir engineering[M]．Beijing：Petroleum Industry Press，2004：89-91．

 

 

本文作者：潘洪灝  劉斐  劉純高  潘威

作者單位：中國石油遼河油田公司