低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定

余淑明卢 涛刘志军兰义飞樊友宏

1.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院3.中国石油长庆油田公司气田开发处

低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定

余淑明1卢 涛1刘志军2兰义飞2樊友宏3

1.中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院3.中国石油长庆油田公司气田开发处

余淑明等.低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定.天然气工业，2012，32（6）：36-38.

库容量是地下储气库工作气量设计的前提和基础，根据国家能源战略需求，计划在鄂尔多斯盆地榆林气田南区下二叠统山西组山2段气藏建设地下储气库。该气藏的北部与榆林气田长北合作区储层连通，榆林气田南区山2段储层则为大面积分布砂体的一部分，在此建设储气库面临两个难点：①低渗透岩性气藏动态储量如何准确评价；②榆林气田南区局部建库，为防止气体外溢到长北区，如何在边界处设置缓冲区，从而确保南区储气库的可用库容量。为此，首先在获取准确的动态资料基础上，利用压降法、物质平衡法和产量不稳定分析法等综合评价了南区的动态储量，然后通过气藏工程方法、数值模拟方法以及现场动态监测试验研究了压力传播速度，明确了缓冲区距离及库区范围，最终确定了榆林南区储气库库容量：一年一周期建设储气库容量×1，两年一周期建设储气库容量×2，三年一周期建设储气库容量×3。

鄂尔多斯盆地 榆林气田 地下储气库 库容量 低渗透岩性气藏 局部建库 压力传播速度

1 低渗透岩性气藏动态控制储量的计算

针对鄂尔多斯盆地榆林气田南区测压资料少、气井生产工作制度相对稳定的特点，充分利用已有的动态资料，采用多种方法综合计算了南区的动态储量［1－4］，为储气库建设库容量的确定奠定了基础。

1.1 压降法

该法要求关井测压数据点尽可能多，压力恢复平稳。其基本原理为：

由式（2）可知，对于定容封闭气藏，视地层压力（p／Z）与累计采气量（Gp）为直线关系。根据不同阶段视地层压力与相应累计采气量的回归直线可求得气井动储量。压降法适合采出程度大于10%，且至少具有两个关井压力恢复数据点的井。采出程度过低，压力、产量误差对计算结果影响较大。

1.2 流动物质平衡法

根据渗流力学理论，对于封闭气藏中定产生产井，当处于拟稳定流动时，在任意一点处有：

若考虑流体物性不随时间t变化，则上式对时间t求导可得：

由式（4）可知，当气井进入拟稳定渗流状态时，地层各点压降速率相同，即在不同时刻压降漏斗是一系列平行曲线，近似认为视井口压力与视地层压力变化特征相同，则根据视井口压力与累计产气量的关系曲线可确定直线段斜率，然后平移至视原始地层压力点，该直线与横轴的交点即为单井控制储量。此方法对榆林气田的适应性强，满足榆林气田测压资料少，井口生产相对稳定的特点。

1.3 产量不稳定分析法

封闭气藏单项气体拟稳定状态流动时，有

根据气井的原始地层压力、井底流压及相对应的产量数据，就可以根据式（5）作Δpp／q－tca的关系曲线，可见两者为线性关系，斜率为ma，利用斜率可以求解气井动态控制储量。即

目前已有软件能够实现图版拟合，从而可以计算气井的控制半径、控制储量、渗透率等参数。

对于低渗透气藏，当气井生产达到一定阶段后，利用产量不稳定分析法计算的结果是可靠的，即该时刻气井进入了拟稳定状态，压力波波及了气井所能控制的全部范围。该方法对气井生产动态数据要求不高，适合于工作制度不稳定的气井，具备广泛使用的条件，但该方法实质是通过分析确定气井控制半径，利用容积法计算气藏储量，对非均质气藏存在一定的误差。

2 压力传播速度研究

国内外常规储气库建设是以气藏具有圈闭性为前提。经过地质论证，榆林气田南区与长北合作区交接处相互连通，为防止气体外溢到长北区，需要在边界处留出缓冲区，因此榆林气田南区地下储气库建设必须考虑与长北合作区连通处的控制问题。通过调研及分析，借鉴国外关于矿权处理经验，可在边界处打监测控制井，同时根据储气库建设注采周期长短，库区边界距离长北边界处保持一定距离，以控制气体外溢。笔者采用气藏工程和数值模拟方法，对榆林南储气库建设区压力传播速度进行研究，得到不同注采周期条件下压力波传播的距离，由此明确了库区实际范围，并通过现场动态监测试验验证了研究的准确性。

2.1 气藏工程方法

一口油气井开井生产后，井底压力开始下降，压力降向地层深部逐渐扩展，形成一个压降漏斗，随着时间的推移，压降漏斗不断扩大。按照影响半径的定义，在ti时刻，压降漏斗的边界扩展到ri位置，当r＜ri时，地层中的这些部位已受到生产井的扰动；而对于r＞ri的部位，地层尚未受到任何扰动，压力未发生变化。

计算影响半径的公式［5］为：

根据影响半径计算公式，取榆林南储气库建设区储层孔隙度为0.06，天然气黏度为0.02 mPa·s，综合压缩系数为0.02 MPa－1，分别对渗透率为0.5～6.0 mD等不同条件下传播时间与压力影响半径进行计算，绘制压力传播时间与距离关系图版（图1）。

图1 压力传播时间与影响半径关系图

为研究压力传播速度，榆林南储气库建设前期评价部署4组干扰试验。资料分析表明，其中5口观测井可以明确干扰时间（表1）。利用试井解释储层物性渗透率［6］、井距及观察井干扰时间等资料，将干扰试验分析点绘制在理论关系图版上，从试验分析结果可以看出，现场试验测试点基本都落于图版区域，渗透率区间与实际储层特征相符，说明该图版可靠性高，满足工程精度（图1）。

表1 榆林气田干扰测试中不同观测井距离及干扰时间表

基于理论图版的可靠性，取南区与长北边界处储层渗透率为4.0 m D时（榆林南区试井解释及岩性分析平均渗透率），在不同的储气库注采周期条件下，得到了缓冲区合理设置距离。在1、2、3年注采周期下，压力影响半径分别为4.2 km、5.9 km和7.2 km，这即为合理的缓冲距离（图2）。

2.2 数值模拟方法

图2 不同注采周期下合理缓冲距离图

利用榆林气田参数建立数值模拟模型，在离边界4.5 km处设置虚拟水平井，通过向水平井注入气体，运行模型，观察压力传播情况。为了放大观察效果及模拟储气库运行状况，设置南区压力注入前地层初始压力20 MPa，长北区地层初始压力10 MPa。

根据数值模拟软件运算结果，绘制典型剖面压力分布图，当注入7个月后井底压力达到28 MPa，压力逐渐向外为扩散，若假设不注条件下，由于南区和长北合作区压力差的存在，压力波也会随时间的延长向外扩散。用以上两个压力剖面相减，即可得到压力剖面上注采过程中不同距离与压力差之间的关系（图3）。设置可以观察的基准压力值，即可得到不同注采周期下，压力波的传播距离在1、2、3年的注气周期下压力波传播距离分别为4.3 km、6.1 km和7.6 km。

图3 不同时间压力差剖面图

气藏工程及数值模拟研究结果基本一致（表2），表明其研究结果可靠。

表2 不同方法研究结果对比表

3 不同注采周期下实际库容量

根据动储量评价方法，多方法综合计算得出榆林南区动储量，再根据压力传播速度研究结论，得到不同注采周期条件下的实际库容量。

在1、2、3年的注气周期下，压力分别传播到距离长北边界的第三排、第四排和第五排井附近。为有效控制不同注采周期下气体向长北外溢，扣除相应井面积内控制储量，得到不同注采周期下储气库实际库容量：一年一周期建设储气库库容量×1，两年一周期建设储气库库容量×2，三年一周期建设储气库库容量×3。

4 结论

1）分析了适合低渗透气藏的多种动储量计算方法，并评价了榆林气田的动态控制储量，结果可信度高。

2）针对榆林南区局部建储气库的特殊性性，利用气藏工程及数值模拟两种方法进行了压力波传播速度研究，明确了缓冲区距离。

3）在落实缓冲区基础上，准确评价了榆林气田局部建库的库容量，为储气库建设工作气量等参数设计提供了依据。

符 号 说 明

G为气井控制动储量，108m3；pi、p分别为原始压力和目前地层压力，MPa；Zi、Z分别为原始条件下的偏差系数和目前压力下的偏差系数；Gp为累计采气量，108m3；qsc为气井标准产量，104m3／d；珔μ为地层气体黏度，mPa·s；K为有效渗透率，m D；h为有效厚度，m；Ct为综合压缩系数，MPa－1；Bg为体积系数，小数；re为供给半径，m；r为井径，m；φ为孔隙度；Δpp为拟压力；tca为拟等效时间；t为压力传播时间，h。

［1］王鸣华.一种计算气井控制储量的新方法［J］.天然气工业，1996，16（4）：50-53.

［2］刘晓华.气藏动态储量计算中的几个关键参数探讨［J］.天然气工业，2009，29（9）：71-74.

［3］张明禄.长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术［J］.天然气工业，2010，30（4）：50-53.

［4］邓惠，冯曦.复杂气藏开发早期计算动态储量方法及其适用性分析［J］.天然气工业，2012，32（1）：61-63.

［5］庄惠农.气藏动态描述和试井［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［6］刘能强.实用现代试井解释方法［M］.北京：石油工业出版社，2002.

（修改回稿日期 2012-04-01 编辑 韩晓渝）

10.3787／j.issn.1000-0976.2012.06.008

余淑明，女，1959年生，高级工程师；主要从事天然气开发管理工作。地址：（710018）陕西省西安市未央区长庆苏里格大厦。电话：（029）86978868。E-mail：ysm＿cq＠petrochina.com.cn