水驱砂岩气藏型地下储气库长岩心注采实验研究

张建国刘锦华何 磊薛云龙石 磊

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司对外合作部，陕西西安 710018；4. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

水驱砂岩气藏型地下储气库长岩心注采实验研究

张建国1，2刘锦华3何 磊1，2薛云龙1，2石 磊4

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司对外合作部，陕西西安 710018；4. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007）

水驱砂岩气藏型地下储气库通过注气驱水扩容，但是受储层非均质性以及水侵等因素的影响，实际运行过程中的库容量和工作气量大多低于设计值。为进一步优化气库注采效果，开展了多轮次的长岩心注采实验，分析注采过程中压力场分布及库容动用特征，研究影响扩容效果的因素。研究结果表明：随着注采轮次增加，注气排驱难度加大，排驱效果逐渐变差，趋于最大库容量；远井地区储层不能有效参与气库运行，注气后气库平衡压力低于上限压力，采气后气库平衡压力高于下限压力，导致实际库容量和工作气量达不到设计值；受储层孔喉分布非均质性、气驱压力梯度的限制以及采气循环边水的影响，排驱扩容增加的库容有限，注采模拟结束后，库容动用率仅为30%，工作气量占比也仅有21.6%。研究结果为水驱砂岩气藏储气库方案设计提供技术支持。

水驱砂岩气藏；地下储气库；长岩心实验；压力场分布规律；库容量；工作气量

我国地下储气库研究始于1975年，而直到1997年，第一座商业储气库才投入建设［1-2］。近年来，随着我国天然气工业的快速发展，国内地下储气库进入了规模建设阶段。目前我国已建、在建储气库近30座，除金坛储气库和刘庄储气库为盐穴型地下储气库外，其他均为油气藏型地下储气库。其中，边、底水气藏改建储气库又是一个主要类型，已运行10余年的大港储气库群为典型代表。

水驱砂岩气藏存在一定规模的边、底水，受储层非均质性等因素影响气水关系复杂，是影响建库后库容量和注采能力的重要因素［3-14］。大港储气库群目前已经运行了8～11个注采周期，但是库容量仅为设计规模70%～90%。为深入分析水驱砂岩气藏型储气库注采过程中气、水边界压力场分布及库容动用特征，并研究影响扩容效果的因素，设计了长岩心注采仿真模拟实验，以期对此类气藏改建储气库库容量等参数设计起到指导作用。

1 长岩心注采模拟实验

根据枯竭气藏型地下储气库多周期运行特点，将边底水的影响加入整个注采模拟运行过程，设计了长岩心注采仿真模拟实验系统（图1）。

图1 长岩心多周期注采模拟流程图

1.1 实验样品

实验用水为矿化度80 000 mg/L的标准盐水，实验用气为氮气，实验温度20 ℃。选取天然露头岩心代表地下储气库储层，岩心样品气相渗透率1.568 mD，水相渗透率5.599 mD，孔隙度29.202%；岩心长度38 cm，直径3.8 cm，孔隙体积67.824 cm3。

1.2 实验流程

长岩心注采模拟分别进行成藏开采、建库以及6次注采气循环实验。实验过程中需记录注采时间、流量、压力场分布、采气过程中的采液量以及注气过程中的排液量，并统计库容动用效果。具体实验步骤如下。

（1）前期准备：用标准盐水驱替饱和水的岩心，测量岩心渗透率。

（2）模拟成藏及开采：由模型左端口定压注入氮气驱替模型中的液相至束缚水状态，再由模型右端口定压注入模拟地层水，驱替模型中的气相至残余气状态。

（3）模拟建库：将装有标准盐水的中间容器加压至气库运行下限压力，打开模型左端口，定流量注入氮气至运行下限压力，打开模型右端口，继续注气至运行上限压力。

（4）模拟采气：关井至模型压力稳定，由左端口定流量采气至气库运行下限压力，关闭模型左端口。

（5）模拟长期注采：如此运行6个注采循环后停止实验。

1.3 注采参数设计

已知某枯竭气藏型储气库单井平均日采气量40×104m3/d，采气时间为120 d，注气速度20×104m3/d。根据矿场实际与模型的匹配关系得出模型采气流量为111.033 mL/min，注气流量为194.307 mL/ min。运行压力区间为注采模拟系统安全保护压力，设定8～16 MPa。

2 实验结果及分析

根据6轮注采循环过程中获取的压力和液量数据，分析注采过程中压力场的分布特征及气、水边界的运行规律。

2.1 压力场分布规律

图2 长岩心注采模拟注气循环压力场分布

图2为6轮注气循环模拟压力场分布图。可以看出，枯竭气藏型地下储气库在注气过程中，近井地带压力逐步升高，由注采井至边水方向，压力逐级衰减，压力场呈现递减分布；随注采时间增加，压力场梯度逐步增大，当近井地带达到上限压力16 MPa，边水区域压力14.3 MPa。关井储层压力达到平衡后，气库压力为14.7 MPa。以上现象表明，由于气库运行周期较短，远井地区储层不能有效参与气库运行，气库平衡压力低于上限压力。如果不考虑平衡时间的因素，按照上限压力进行计算，就会导致注气量设计值偏大。

图3为6轮采气循环模拟压力场分布图。可以看出，在采气过程中，近井地带压力逐步降低，由注采井至边水方向，压力逐级升高，压力场呈现递增分布；随注采时间增加，压力场梯度逐步增大，当近井地带达到下限压力8 MPa时，边水区域压力14.0 MPa。关井储层压力达到平衡后，气库压力为12.9 MPa。以上现象表明，由于气库运行周期较短，远井地区储层不能有效参与气库运行，气库平衡后压力明显高于下限压力，导致实际工作气量达不到设计值。

图3 长岩心注采模拟采气循环压力场分布

2.2 地层水运移规律

图4为6轮注采循环模拟地层水排驱效果图。可以看出，在注采运行过程中，随注采轮次增加，气、水界面由近井地带逐步外扩，实现了排驱扩容。但当气、水界面逐渐远离注采井，排驱扩容幅度逐步降低。以上现象表明，储气库近边水地带储层，随着注采轮次增加，边水地带气、水两相分布趋于复杂，气相渗流能力相应降低，注气排驱难度加大；并且气、水界面远离注采井，排驱效果变差。在经过6个以上的注采周期以后，排驱扩容也基本接近一个最大值，这与大港储气库群实际运行过程中的库容变化规律基本一致。

图4 长岩心注采模拟地层水排驱效果图

2.3 可动用库容参数分析

根据地下储气库注采模拟实测数据，对各周期的实际可动用库容参数指标进行了计算，结果见表1。随着注采周期的增加，气、水边界可动含气饱和度由5.2%增至21.4%，含气孔隙空间利用效率由8.1%增至30.0%，可动孔隙空间利用效率由5.3%增至21.6%，且前期增加较快，后期增幅逐步放缓，说明枯竭气藏型地下储气库在注采运行过程中，排驱扩容的效果前期较为明显，但随注采循环次数增加，扩容效果逐步减弱，可动储层孔隙空间趋于稳定。

随注采周期增加，由于气体快速膨胀携液及干燥作用，气体所能占据的孔喉数量趋向增多，不可动用气体所能占据的孔喉数量却趋向减少［15-19］，库容可动用程度逐步提高。但是受储层孔喉分布非均质性、气驱压力梯度的限制以及采气循环水侵等因素影响，排驱扩容增加的含气孔隙空间有限。注采模拟结束后，仍然有70.0%的库容无法动用，并且工作气占库容比例较低，仅有21.6%。

表1 地下储气库总体运行动态数据统计

3 结论

（1）水驱砂岩气藏型地下储气库随着注采轮次增加，气、水两相分布趋于复杂，气相渗流能力相应降低，注气排驱难度加大，排驱效果变差。

（2）远井地区储层不能有效参与气库运行，注气后气库平衡压力低于上限压力，采气后气库平衡压力高于下限压力，导致实际库容量和工作气量达不到设计值。

（3）由于受储层孔喉分布非均质性、气驱压力梯度的限制以及采气循环边水的影响，排驱扩容增加的库容有限，注采模拟结束后，还有70.0%的库容无法动用。气库运行过程中，应控制气、水界面的宽度，降低边水对气库运行的负面影响。

（4）水驱砂岩气藏型储气库库容量和工作气量优化，应考虑注采过程中压力平衡、储层非均质性以及气、水相渗变化规律等因素的影响，使设计值更合理。

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（修改稿收到日期 2013-10-20）

〔编辑 朱 伟〕

Long core injection-production experiments study on water flooding sandstone gas reservoir type underground gas storage

ZHANG Jianguo1, 2, LIU Jinhua3, HE Lei1, 2, XUE Yunlong1, 2, SHI Lei4

（1.National Engineering Laboratory for Low-Permeability Petroleum Exploration and Development, Xi’an 710018, China; 2. Exploration and Development Research Institute of Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710018, China; 3. International Cooperation Department of Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710018, China; 4. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, CNPC, Langfang 065007, China）

The capacity expansion of underground gas storage in water flooding sandstone gas reservoir form can be realized through water flooding. But influenced by the reservoir heterogeneity and water invasion, the storage capacity and the working gas volume is mostly less than the designed value during the actual operation process. In order to optimize the injection production effect of gas storage, multirounds long core water-gas mutual flooding experiments were carried out to analyze the pressure field distribution and capacity utilization characteristics during the process, and to study the factors that affect the expansion. The study shows that with the more rounds of injection, gas displacement becomes more difficult, and the displacement result gradually becomes poorer, tending to the maximum storage capacity. The reservoirs located in far well area cannot effectively participate in storage operation. The storage equilibrium pressure is less than the upper limit pressure after the injection; and it is more than the lower limit pressure after gas recovery, which causes the actual storage capacity and the working gas volume is always less than the designed value. Restricted by the reservoir pore throat heterogeneity and gas drive pressure gradient, and influenced by side water cycle, the capacity expansion increased by the displacement is limited. After injectionproduction simulation, the capacity utilization rate is only 30%, and the working gas volume ratio is also only 21.6%.

water flooding sandstone gas reservoir; underground gas storage; long core experiments; pressure field distribution characteristics; storage capacity; working gas volume

张建国，刘锦华，何磊，等. 水驱砂岩气藏型地下储气库长岩心注采实验研究［J］. 石油钻采工艺，2013，35（6）：69-72.

TE822

A

1000 – 7393（ 2013 ） 06 – 0069 – 04

国家科技重大专项“致密砂岩气有效开发与评价技术” （编号：2011ZX05013-002） ；中石油重大科技专项“长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术研究”（编号：2011E-1306）。

张建国，1980年生。2006年毕业于大庆石油学院油气田开发专业，获硕士学位，主要从事气田动态分析、地下储气库研究、开发方案编制等工作，工程师。E-mail：zhjg_cq@petrochina.com.cn。