天然气顶部重力驱油储气一体化建库技术

2021-11-02江同文王正茂王锦芳

石油勘探与开发 2021年5期

江同文，王正茂，王锦芳

（1.中国石油勘探与生产分公司，北京 100007；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 前言

欧美国家地下储气库建设可以追溯到20世纪初，距今已有近百年历史[1-3]。据 2018年国际天然气联盟（IGU）资料统计，目前世界上共有689座地下储气库，总工作气量达4 165.3×108m3，约占全球天然气总消费量（35 429×108m3）的12%，其中主要发达国家工作气量占消费量的19.5%[4]。全球地下储气库总工作气量中，油气藏型储气库工作气量最大，占总工作气量的80%，盐穴型占9%，含水层型占11%[1]。

中国储气库建设始于20世纪60年代大庆油田。21世纪以后，中国开始大规模商业化储气库建设，先后建成大张坨、京58和呼图壁等储气库[3]。截至2020年底，中国27座储气库设计总库容500×108m3，设计总工作气量219×108m3（气藏型占比86%），目前已建成调峰能力147×108m3，占全国天然气消费量的4.4%。与国外相比，中国储气库调峰能力严重不足，调峰能力占天然气消费量比例不足发达国家平均水平的四分之一。《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（发改能源规[2018]637号）要求“供气企业2020年必须拥有不低于年合同销售量10%的储气能力”。因此，大力推动油藏型储气库建设，对于丰富建库类型、提升建库技术水平、快速大幅提高中国储气库库容和工作气量、保障国计民生和维护国家能源安全具有十分重要的意义[5]。

京58储气库由一个衰竭的气顶油藏改建而成，位于华北油田河西务构造带。京58断块自1989年3月投入试采，2006年油田开发终止后开始建储气库，设计库容 8.1×108m3，工作气量 3.9×108m3，上限压力20.6 MPa，下限压力 11.0 MPa，平均日注气量 210×104m3，平均日产气量13×104m3。京58作为油藏型储气库，仅考虑了储气库建设，未与天然气驱油提高采收率进行协同开发[6]。

天然气顶部驱油技术凭借重力、渗吸、膨胀降黏和混相等驱油机理优势，比水驱更能大幅度提高油藏采收率。国内外天然气驱油项目取得成功的案例较多[7-9]，比如，位于美国阿拉斯加北部的Prudhoe Bay油田是世界上最大的天然气混相驱项目，该油田为一带气顶的构造油藏，1982年开始注气，采出气全部回注气顶，衰竭后注气采收率提高至 45%。中国已开展的天然气混相驱项目注气增油效果明显。葡北油田是短轴背斜构造，闭合高度105 m，含油面积4.43 km2。该油田开发经历了注天然气受效、注入气突破以及转注水 3个阶段[10]，虽然全油藏未能实施水转气切换，但是延长了无水及低含水采油期，实现了连续 5年高速稳产，采油速度达6.9%。

然而，天然气驱介质费用比水驱更高，限制了天然气驱油项目的应用规模。如果将驱油与储气二者有效结合起来进行一体化建库，实现一次投入，原油开采和储气库建设双方受益，便可极大地节约投资，提升项目效益。

目前，国内外天然气驱油与储气库建设，或是单纯提高原油采收率，或是油藏废弃后建设地下储气库，并没有驱油、储气一体化建设的先例，本文重点对驱油储气一体化建库的技术内涵和关键技术进行论证，并对一体化建库的优势及潜力进行分析。

1 驱油储气一体化建库的技术内涵

1.1 一体化建库的技术内涵及原理

驱油储气一体化建库是指将天然气重力驱开发油藏与注气形成储气库两项工程协同起来，进行一体化建设（见图 1）。向油藏顶部注入天然气，形成次生气顶并不断扩大，利用原油重力作用将地层中的油驱替出来实现大幅度提高原油采收率的目的[11-13]。与此同时，注气驱油使得油藏向储气库转变，并逐步扩容达产，最终建成油藏型储气库。

图1 驱油储气一体化建库原理示意图

1.2 一体化建库的阶段划分与任务

根据一体化建库的特点，可以划分为驱油、协同和储气库3个阶段（见图2）：①驱油阶段，主要任务是注气和采油。在油藏顶部注入天然气驱油开采，油藏压力尽量保持在最小混相压力以上，大幅度提高驱油效率和原油采收率。因此，此阶段需要维持较高的地层压力。比如，塔里木油田 DH油藏驱油阶段地层压力一直保持在最小混相压力43.5 MPa以上，确保注入的天然气与地层原油处于混相状态，进而大幅度提高原油采收率。②协同阶段，主要任务是注气、采油和采气。当初步形成一定规模次生气顶后，兼顾驱油和储气库扩容、调峰任务，油藏下限工作压力可以降低到最小混相压力以下，原油在天然气驱油作用下进一步采出，原油剩余可采储量越来越少，油藏储气量越来越大，已经具备一定规模的天然气调峰能力，可以进行采气。③储气库阶段，主要任务是实现储气库扩容、达产、注气采气稳定运行。通过优化设计合理的上限压力，进一步降低油藏型储气库下限工作压力，有效提升油藏型储气库的工作气量。

图2 驱油、协同、储气压力运行蜗牛图

1.3 一体化建库与常规储气库的差异

一体化建库与气藏型储气库在建库时机、工作模式和运行方式等方面有着本质区别（见表1）：①建库时机不同。一体化建库初期即驱油阶段储集层中存在高压油气水三相流体，油藏压力一直保持高位运行，上下限压力区间较窄，在协同和储气库运行阶段，下限工作压力逐渐降低，上下限压力区间逐渐变宽，运行模式逐渐向气藏型储气库靠近。而气藏型储气库在建库初期气藏孔隙中仅存在低压饱和气体，气藏压力接近废弃压力，为了实现储气库的调峰作用，就需要较大规模的垫底气，如果将在产气田择机转为储气库，可减少垫底气规模。②工作模式不同。一体化建库初期能大幅提高单井原油产量，中期能实现单井油气产量兼顾，后期能实现天然气生产调峰，通过增加原油产量和收取天然气储转费两种模式盈利。气藏型储气库只是追求提高单井产气量和工作气量，则只能按照工作气量收取储转费的模式盈利[14]。③运行方式不同。油藏型储气库在建库初期保持高压注气，投产初期为小吞小吐，逐步过渡到大吞大吐，注气驱油阶段周期应力变化不强。气藏型储气库从低压注气逐步过渡到高压注气，整体上保持大吞大吐运行，注采周期内存在高强度应力变化。因此，与气藏型储气库建设和营运相比，气驱采油与储气库一体化建设、营运更加复杂，更需要加强基础理论、关键技术和管理模式研究。

表1 驱油储气一体化建库与气藏型储气库差异表

2 驱油储气一体化建库关键技术

2.1 一体化建库油藏选址及评价技术

根据天然气驱油机理[15-16]，结合储气库建设经验[17]，对一体化建库的油藏选址应该重点遵循协同型储气库选址七原则：①满足一定规模的地质储量，对剩余油的认识基本清楚；②具有良好封闭性，比如带天然气顶、异常高压或带封闭边界的油藏，或经开发证实具有较好封闭性的油藏；③满足一定的油柱高度，能够发挥原油的重力作用，比如地层倾角较大的构造油藏，油层厚度较厚的岩性油藏等；④尽量满足天然气混相需要，比如混相压力较小，或者通过人工干预能实现混相的油藏；⑤距离天然气管网和气田较近，满足气源需求；⑥属于天然气战略储备地区或者天然气主要消费地区；⑦井况良好，套变套损井较少。

根据上述七原则，中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中国石油”）在9个油田筛选出可进行驱油储气一体化建库的20个区块，覆盖储量超过2×108t。中国石油化工集团有限公司和中国海洋石油总公司也具有类似条件的油藏。这些库址重点围绕在环京天然气主要消费区，具有很好的推广前景。

2.2 天然气顶部重力驱油技术

天然气与地层原油、地层水具有较大密度差，存在重力超覆作用。因此，选择具有一定构造幅度且封闭性良好的油藏，采取顶部注气方式，利用注入气的气压驱动和重力分异作用可实现重力驱替，延缓气窜，从而大幅度提高注气波及体积。

以塔里木油田 DH油藏为例，在地层条件下天然气密度0.15 g/cm3，地层原油密度0.64 g/cm3，地层水密度1.20 g/cm3，数值模拟研究表明天然气重力驱比水驱采出程度提高了20%（见图3）。

图3 重力和混相作用对采出程度影响

2.3 驱油压力优化技术

天然气驱油压力超过混相压力以后，天然气与地层原油开始混相，气油传质混相后相界面消失，界面张力无限接近于0，毛细管准数呈数量级增大，可有效萃取、剥离、驱替剩余油，显著降低残余油饱和度，提高油藏采收率。由于混相作用，混相驱采收率可在重力驱的基础上再提高10%左右（见图3）。塔里木油田DH油藏细管实验表明注干气最小混相压力43.5 MPa，混相驱驱油效率可超过90%（见图4）。

图4 天然气驱实验压力与驱油效率关系曲线

天然气驱油过程中，不同驱油压力下驱油效率不同，驱油效率一般随着驱油压力的增加而增大，并且与注入孔隙体积倍数呈正相关关系（见图5）。根据驱油压力-驱油效率关系曲线，可优化获得合理的驱油压力。当DH油藏驱油压力为50 MPa（混相驱油）、注入孔隙体积倍数达到1.0时，驱油效率超过90%，比驱油压力31 MPa（非混相驱油）时的驱油效率提高30%以上。驱油压力为50 MPa时，地层压力保持水平达到了80%（原始地层压力62.4 MPa），符合矿场生产合理压力水平经验值的要求。

图5 天然气驱注入孔隙体积倍数与驱油效率关系曲线

对于难以混相的油藏，通过提高注气压力或改变注入天然气组分使注入气与地层原油混相，可大幅提高驱油效率[18-21]。如长庆油田 G52区块，伴生气中间烃（C2—C6）含量为31.1%，干气中间烃含量为9.7%。原油与伴生气的最小混相压力为14.8 MPa，与干气的最小混相压力为38.9 MPa（见图6），可见中间烃含量较高的伴生气可大幅降低最小混相压力。

图6 长庆油田G52区块注伴生气降低最小混相压力曲线

通常情况下，对于一个开发中后期的油藏，地层压力相对较低，此时注气一般不能形成混相驱，但是室内实验表明，天然气溶解到原油中，能大幅提高原油的膨胀能力。在注入量达到0.65倍孔隙体积时，原油体积系数增大57%（见图7），原油黏度可降低83%（见图8），因此，注天然气可大幅度提高地层原油的流动能力[22-24]。

图7 天然气驱油原油体积系数变化曲线

图8 天然气驱油黏度变化曲线

2.4 驱油储气协同注采技术

天然气驱油储气协同开发过程中，夏天注入、冬天采出天然气。夏注冬采时在油层中形成压力脉冲，通过渗吸作用可以提高驱油效率。长岩心驱替实验表明，注入 0.8倍孔隙体积气体，突破后驱油效率为63.7%，恒压焖井过程中，驱油效率提高 5%，变化不大，继续提压焖井，累注6.5倍孔隙体积气体驱油效率达88.4%，提高24.7%。提压焖井可发挥气体对基质深部原油的渗吸驱替作用（见图9）。

图9 注气焖井驱油效率曲线

辽河油田 XG油藏数值模拟预测显示，衰竭开采采收率 12%，连续天然气驱替开发最终采收率为30.6%，夏注冬采驱油储气协同开发最终采收率可达40.4%，提高采收率9.8%（见图10）。

图10 不同方案预测采出程度曲线

2.5 一体化建库参数优化技术

一体化建库过程中需要重点优化运行上限压力和下限压力，做好油藏封闭性评价和风险评价与控制，并计算垫气量和工作气量，优化流程见图11。以塔里木油田DH油藏为例，原始地层压力62.4 MPa，储气库注气上限压力应保持在原始地层压力附近，综合考虑密封性、侧向压力、静水柱压力、压缩机工况、断裂开启压力和地层破裂压力等因素，优化上限压力取值56.0 MPa；储气库运行能够达到的最低地层压力设置为下限压力，为31.0 MPa；油藏压力维持在下限压力水平时，所需垫气量34.2×108m3；上下限压力区间运行时采出的气量作为工作气量，为28.0×108m3；运行到上限压力时的气量作为库容量，为62.2×108m3（见图12）。考虑驱油和储气协同开发，还需要优化驱油与储气库之间的协同压力，以获得更高的原油采收率。

图11 一体化建库参数优化流程图

图12 塔里木油田DH油藏一体化建库参数优化结果

3 驱油储气一体化建库实例

3.1 背斜构造油藏一体化建库

塔里木油田DH油藏为由北东向西南倾伏的大型鼻状隆起构造，油藏中深5 760 m，原始地层温度140 ℃，原始地层压力62.4 MPa，地层水矿化度23.4×104mg/L，为深层高温高盐油藏；油藏构造倾角 4.5°～12.0°，油柱高度120 m，稠油垫平均厚度16 m。地面原油密度0.85～0.87 g/cm3，地面原油黏度5.23～12.47 mPa·s。经前期注水开发证实该油藏具有很强的封堵能力，且邻近主要输气干线，气源条件充足，满足一体化建库油藏选址条件。

DH油藏1990年开始试采，随后经历了上产、稳产、井网调整和层系调整等开发阶段，至 2013年 12月，共有生产井25口，开井数21口，累计产油838.4×104t，平均单井日产油16.5 t，综合含水率67.5%，综合递减率14.3%；至2014年初，开始实施天然气重力混相驱开发试验，产量企稳回升（见图13）。

图13 塔里木油田DH油藏生产动态曲线

注天然气后地层压力上升，受效井17口，13口井产量翻倍，10口井转自喷，其中日产量达100 t的井2口、达50 t的井8口。该油藏产量多年以来首次止跌回升，综合递减率降到2.7%，含水上升率由 8.13%降到-2.76%，平均单井日产油量由14 t增加到27 t。截至2020年12月，油藏累计注气6.2×108m3，注气阶段累计产油104.0×104t，累计增油43.6×104t，累计存气3.9×108m3，初步具备了天然气调峰能力。

3.2 潜山油藏一体化建库

辽河油田XG潜山构造面积85 km2，平均有效厚度189.7 m，地层原油密度0.64 g/cm3，地层原油黏度0.38 mPa·s，饱和压力21.3 MPa。XG潜山油柱高度752 m，有利于发挥天然气重力驱油作用，且上部盖层密封性较好，封盖能力强，适合驱油储气一体化建库。

XG潜山2007年开始进行先导试验，2010年开始规模建产，形成百万吨生产能力。2012年6月产量开始递减。2015年底油藏日产油 808.0 t，累计产油612.68×104t，采油速度0.59%，采出程度10.1%。2016年建立 XG潜山注气开发先导试验区，采用顶部注气为主、中下部注气为辅的开发方式进行规模注气，彻底扭转潜山产量持续递减局面（见图 14）。截至 2020年底累计注天然气1.3×108m3，累计增油27.7×104t，累计存天然气1.1×108m3，基本具备天然气调峰能力。

图14 辽河油田XG潜山开发综合曲线

4 一体化建库的优势及潜力

4.1 大幅度提高原油采收率

天然气顶部重力驱油利用天然气原油密度差、混相、脉冲渗吸和膨胀降黏等机理优势，能够获得更高的原油采收率[25]。2020年，中国石油筛选了4个油藏（塔里木油田DH、塔里木油田TZ、辽河油田XG和吐哈油田 PB油藏）开展天然气驱与储气库协同建设试验，覆盖地质储量7 797×104t，目前采出程度25.5%，年产油35×104t，采油速度仅0.4%。开展驱油储气一体化建库注气后，4个协同项目峰值年产油可达104×104t，产量为注气前的2.97倍，采收率平均提高26.7%，新增可采储量2 084×104t（见表2）。

表2 驱油储气一体化建库油藏参数及主要开发指标

4.2 提升储气库生产调峰和战略保供能力

近年来，中国冬季天然气需求量逐年增加，对天然气冬季保供提出了更高要求，2020年全国日均供气量同比增长10%以上（见图15）。

图15 中国近年来冬季保供天然气量

中国石油 4个驱油储气一体化储气库建成后，总库容 189.7×108m3，工作气量83.0×108m3；最大日调峰能力0.77×108m3，冬季保供气量近10.0×108m3，可大幅度增加储气库库容和工作气量，有效提升储气库战略保供能力（见表3）。

表3 驱油储气一体化建库指标统计表

储气库的生产调峰能力可有效平抑气田生产的峰谷差，保持气田的平稳生产，延缓水侵，确保气藏具有较高采收率和井筒安全。同时，还可以保证天然气长输管道的平稳运行。

中国某气田天然气生产冬夏峰谷差达2 500×104m3/d（见图16），如果利用气田产出的天然气协同实施驱油储气一体化建库，夏季油藏多注气对气田生产进行“抑峰”，冬季油藏停止注气转采气对气田生产进行“平谷”，可使气田始终保持合理的开发速度，维持气田长期平稳生产。

图16 中国某气田日产气曲线

4.3 实现油气全产业链效益最大化

一体化建库可以获得更高的经济效益，体现在 3个方面：①可实现天然气的高效利用。天然气注入油藏，可作为提高采收率的驱替介质，同时建成储气库后可进行调峰。②可实现钻井和地面建设一次性投入，驱油和储气双方利用。驱油储气一体化建库的井型和井网设计，可以同时满足前期驱油提高采收率和后期储气库大吞大吐生产的需要。钻完井管柱的固井质量、管材抗压等级和抗腐蚀等级均满足储气库需要。地面处理系统、集输系统和压缩机注入系统等均满足储气库建设相关标准，后期储气库运行可以直接利用，无需进行改建或更换，从而节约投资。③天然气驱油与储气库协同一体化建设，各自均可达到行业基准内部收益率要求，协同项目总体也具有较好的经济效益。

中国石油4个驱油储气一体化项目评价期40年，按283美元/m3（45美元/bbl）固定油价计算，内部收益率均超过6%，其中塔里木油田DH和TZ油藏驱油储气一体化试验项目内部收益率超过8%。试验项目的顺利实施，为中国石油建成“百万吨油田和百亿立方米气库”驱油储气示范工程奠定了良好的基础。