储气库调峰能力数值模拟研究

殷代印，何 超，董秀荣

(1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163000;2.中油大庆石化分公司，黑龙江 大庆 163000)

1 建立储气库数值模型

喇嘛甸油田为气顶油藏，具有统一的水动力系统，重力分异作用制约油气水纵向分布，有统一的油水界面和油气界面。含油面积为100 km2，地质储量为8.14×108t，最大含气面积(萨零组)为53.1 km2，天然气地质储量为99.59×108m3。

对喇嘛甸油田进行油藏描述，准确提供油藏数值模型，为储气库调峰能力研究奠定基础。运用随机模拟方法建立喇嘛甸北块气层储层属性模型，并进行数据分析，以指导储层岩性模型及孔、渗、饱模型的建立[1－3]。

2 油气井相互影响动态研究

2.1 油气界面运移分布研究

建立油气界面、压力监测系统，可以知道油气区压力波动和油气界面位移情况。

数值模拟与实际监测的结果相符。油气界面下移说明井区存气顶气下窜。由图1、2可知，1975年至1985年从上部储气库采气，气区压力大幅度下降，油气界面上移，产生油侵[4－5]。

图1 1975～1985年油气界面横向移动情况

图2 1975～1985年油气界面纵向移动情况

跟踪监测近几年每个注采气周期油气界面的位移变化，分析油气界面移动状况发现，近年储气库运行周期中，油气界面变化小，油气区压差稳定，未出现大面积油侵气窜[6－8]。

由图3、4可知，1991年，油田开始回注天然气，气区压力回升，油气界面下移[6]。

图4 1991～2001年油气界面纵向移动情况

2.2 油侵气窜动态参数界限研究

储气库运行周期中，气区压力随注采周期波动。

(1)采气阶段。不断降低气区压力，采气末达到油气最大压差，当油气区压差超过最大压差界限时发生油侵现象。运用数值模拟方法研究储气库油侵参数界限，通过增加油气区压差，在采气周期内增大气井的采气量，气区压力分别低于油区不同压力时，研究油气界面移动距离，同时监测是否发生油侵，这样得出油侵参数界限。

结合区块在采气前后的平面油气界面位移图，以喇153井为例，发现当油区的压力高于或等于储气库的平均压力0.6 MPa时，该井周围出现油气界面位移，油侵层位与地质条件如表1。此时，平均单井采气量为12.71×104m3/d，平均采气强度为1.39×104m/(d·m)，继续预测15个周期，可以得出油气界面平均位移为400 m。

表1 油气区压差为0.6MPa时喇153井油侵情况

因此，为防止油侵现象发生，应控制油气区压差在0.5 MPa以内。

(2)注气阶段。回注时气区压力不断上升，注气末气区压力将高于油区压力，发生气窜。用增大注气量来增加油气区压差，在气区的压力分别高出油区不同压力时，研究油气界面位移情况和监测过渡带周围所有油井是否发生气窜，进而给出气窜参数界限。

研究结果得知，以油井到油气界面400 m计算，当油气压差分别为－0.2 MPa、－0.32 MPa、－0.42 MPa、－0.50 MPa时，油气界面位移至油井处需要注气周期分别为8、5、2、1个注气周期。即当储气库的平均压力高于油区的压力时，在若干注气周期后都会发生气窜。因此，实际生产时，气区的压力必须低于油区的压力。

2.3 油侵气窜地质参数界限研究

在初始状态下，油气区的压力相同，调节生产制度稳定油区压力。通过改变气井的注采气量模拟不同油气区的压差，进而研究不同连通条件下、不同砂体的油侵气窜地质参数界限。

在气井采气阶段，监测油气界面运移状况，当油气区压差达到0.6 MPa时，发现油侵。压差为0.6、0.7 MPa时，预测第15个周期油气区不同渗透率各层油气界面移动(表2)。

表2 第15个采气周期末不同渗透率油气界面移动距离

其中砂体发育厚度及连通性排序为:萨Ⅰ4+5、萨Ⅰ2、萨Ⅰ3、萨Ⅰ1层。由表2可知:砂体连通情况和油气区压差相同时，渗透率越大油气界面位移越大;相同渗透率和油气区压差下，砂体较厚发育较好，油侵现象较严重。

在气井注气阶段，不同油气区压差下各射开层位发生气窜时的注气周期数见表3。由表3可知，当砂体连通情况和油气区压差相同时，渗透率越大所需的气窜周期数越小;砂体较厚发育越好，越容易气窜。

表3 不同渗透率值不同油气区压差各层气窜周期数

3 储气库调峰能力研究

3.1 萨一组储气库调峰能力研究

分析前面结论，注气过程中为了防止发生气窜，萨一组注气末储气库压力必须低于油区压力[9]。此时最大气压差为0.5 MPa，萨一组达到最大调峰能力。数值模拟得结果为:当压差为0.5 MPa时，萨一组储气库最大注采气能力为1.90×108m3。

3.2 萨二组储气库调峰能力研究

根据物质平衡方程和非理想气体状态方程推导出气区实际调峰能力[10]。

物质平衡方程:

式中:Gp为累计采出气量，108m3;G为地质储量，108m3;Bgi为原始状态的天然气体积系数;Bg为某时刻的天然气体积系数;M为外界浸入量，108m3。

联系非理想气体状态方程，推导得到:

式中:pi为原始状态的地层压力，MPa;pt为某时刻的地层压力，MPa;Zi为原始状态的偏差因子;Zt为t时刻的偏差因子;W为浸入系数。

对式(2)无因次化处理:

式中:R为采出程度，R=Gp/G。

根据物质平衡方程，推导得出萨二组气区的实际调峰能力:

式中:Vi为天然气体积，108m3;pb为地面条件下的压力，MPa;Zb为地面条件下的压缩因子。

当第t时刻时，折算到地面状态，则有:

式中:Vt为净剩累计采气量在t时刻地面条件的体积。

地下剩余储量和累计采出量的总量为:

由式(4)、(5)分别导出 Vi和 Vt后代入(6)式，得到t时刻萨二组气区地层压力pt与累计采气量Gp之间的关系方程:

利用式(7)对萨二组阶段调峰能力进行预测，气区压力控制在0.5 MPa内，则储气能力Qi由式(8)给出:

式中:pog为t时刻油气区压差，MPa。

供气能力Qj由式(9)给出:

将北块萨二组气层的有关数据代入式(4)、(5)，储气层萨Ⅱ1+2～7+8层的动用储量G按一类气砂地质储量计算，原始地层压力为10.16 MPa，目前地层压力8.62 MPa。原始压缩因子为0.851，目前压缩因子为0.867。若考虑目前萨二组气区的气区压力(8.62 MPa)低于油区压力9.09 MPa(折算到920 m处)，使得目前萨二组气区的注气调峰能力大于采气调峰能力，注气能力可达到1.04×108m3，采气能力可达到0.06×108m3。若考虑油气区压力平衡后，可求得新建气库萨Ⅱ1+2～7+8层储气能力为0.06×108m3，地下总供气能力为1.10×108m3。

4 结论

(1)选择最小曲率算法建立三维构造模型，运用随机模拟方法建立喇嘛甸北块气储层属性模型，并进行数据分析。

(2)利用数值模拟结果进行油气界面运移规律研究，追踪油气界面平面运移，得到储气库建库以来油气界面在平面上的分布情况。

(3)研究油侵气窜动态参数界限以及地质参数界限，并给出喇嘛甸北块储气库油气压差对油侵气窜的影响。当油气区压差大于0.5 MPa时，局部出现油侵现象，随着油气区压差增大，该现象更为严重;当气区压力高于油区压力时，在若干个注气周期后均发生不同程度气窜现象。因此，为防止油侵气窜现象发生，应控制油气区压差在0.5 MPa以内。

(4)通过数值模拟研究结果可知，萨一组储气库最大注采气能力为1.90×108m3。根据物质平衡方程和非理想气体状态方程推导出萨二组气区在保持油气界面相对稳定条件下实际调峰能力:萨Ⅱ1+2～7+8层储气能力为0.06×108m3，地下总供气能力为1.10×108m3。

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