油藏改建地下储气库库容量计算方法

高广亮 刘 伟 李 聪 孙彦春 杨智斌 何海燕 孙军昌 王皆明 张宪国 刘满仓

1.深层油气全国重点实验室·中国石油大学（华东）2.中国石油冀东油田公司 3.东北石油大学环渤海能源研究院 4.中国石油勘探开发研究院地下储库研究中心 5.国家能源地下储气库研发中心

0 引言

天然气地下储气库（以下简称储气库）是利用地下具备封闭条件的储集空间，将天然气回注形成的一种人工气藏，其不仅可以起到冬季调峰采气功能，而且可以兼作应急气源，提高供气可靠性[1-2]。建设储气库是保障天然气安全平稳供应的重大民生工程。根据储气库建库地质特点，可将其分为油气藏型储气库、含水层型储气库、盐穴型储气库和矿坑型储气库等4 种类型[1]。其中，利用枯竭或开发中后期油气藏改建是储气库建设的主要类型。中国自1994年启动建库以来，截至2022年底累计建成储气库24 座，形成工作气量约192×108m3[3-4]。作为天然气消费和季节调峰的双重核心区，目前京津冀地区适宜建库气藏已基本枯竭，该区域赋存丰富的水淹油藏、带气顶油藏等逐渐纳入建库范围[1-2]，成为国内储气库建设的主要发展方向。

库容量是储气库建库地质方案设计的核心研究内容之一，是储气库其他运行指标设计的基础，准确计算储气库库容量对储气库总体建库效益以及上游天然气开发和下游天然气需求都将起到重要的作用[5-6]。目前，国内针对气藏型储气库库容计算方法研究较为成熟，杨广荣等[7]提出利用物质平衡法计算储气库库容量，胥洪成等[8]提出了水驱气藏改建储气库库容量预测方法，高涛[9]针对底水火山岩储气库库容和工作气影响因素进行了定量评价。在气藏建库库容量预测方法研究基础上，国内早期也逐步开展了带油环气藏和水淹油藏建库库容形成机理、库容量计算等方面的探索研究。王皆明等[10]以华北京58气顶油藏储气库为研究对象，提出了以气顶自由气、油层自由气和溶解气不同流体区带库容量计算方法。曾顺鹏等[11-14]开展了油藏建库库容形成机理及影响因素研究，潘洪灏等[15]以辽河油田兴古7 潜山油藏为对象，对气驱开发油藏改建储气库库容量及影响因素进行了研究。

由于油藏建库需通过多轮高压注气采油排液，从无到有逐渐形成、扩大储气空间和库容，宏观上将其称为次生气顶形成过程，其存在气油水三相渗流和复杂的气—油组分交换相行为，库容形成机理与气藏建库具有显著差别。而目前针对油藏建库库容量计算方法均未考虑储层不同区带流体赋存特征、动用效率和气油相行为的影响，导致建库设计关键指标与实际运行存在较大差别。笔者以冀东油田堡古2 典型砂岩油藏为研究对象，综合采用室内模拟实验、机理分析和数值模拟等多种技术手段，在剖析油藏建库库容形成机理及其影响因素基础上，建立了以“有效储气孔隙体积”为核心，综合考虑储层不同流体区带渗流和气油相行为的油藏建库库容量多因素计算数学模型和预测方法，应用于堡古2挥发性油藏建库指标设计。研究成果为不同类型油藏建库库容参数设计、建库方案设计和运行优化等提供科学指导。

1 库容形成机理分析

枯竭气藏或开发中后期气藏建库，库容形成过程为注气膨胀或气驱水恢复储气空间，因为气藏原始含气孔隙空间仍然存在或仅部分孔隙受到天然水侵影响。而经历天然或人工注水开发的水淹油藏建库库容形成过程更加复杂[10]：①储层赋存流体为气油水三相，建库过程为油、气、水三相多轮交互驱替，渗流机理复杂；②油藏建库前储层孔隙内部基本被液体饱和，需通过多轮交互气驱排液采油，使得液体“腾出”空间实现储气形成次生气顶（图1），有效储气空间的形成不确定性高，宏观气驱波及系数、微观气驱液效率受原油性质、水驱剩余油赋存状态、注采压力和温度以及储层物性等多因素影响；③油藏建库气驱采油排液过程存在复杂的气油多组分交换等相行为特征，建库注采过程采油排液效率、采出流体组分和库容形成规模等均受相间传质的影响[11-13]。根据气驱油是否发生混相，油藏建库包括非混相驱替和混相驱替两种模式。

图1 油藏建库库容形成机理示意图

非混相驱替建库模式主要是通过注入天然气对储层剩余油、可动水的驱替排出和压缩等腾出储气孔隙空间，从而形成次生气顶。注气驱替剩余油、驱替可动水效率与储层物性、非均质性、注气速度和宏观控制以及油水分布状态密切相关[8-9]。总体而言，储层物性越好、非均质性越弱、注气速度越低，则气驱液效率越高。而混相驱替建库模式下，注入天然气与剩余油在高压后发生混相作用，气油界面消失，微观气驱油效率更高。同时，由于进行混相驱油，宏观波及系数也大幅提升。因此，储层中可以腾出更多的储气孔隙空间，最终形成的库容量规模更大[16]。

2 库容量计算模型建立

2.1 油藏建库简化剖面模型

经历天然或人工注水开发的水淹油藏建库前地下流体分布自上而下可简化为纯油带、水淹带/油水过渡带、纯水带等3 个区带（图2）。根据油藏建库库容形成机理分析，油藏改建储气库建设过程中，随着注入天然气的驱替和运移，将发生气驱油、气驱液过程，存在顶部气驱油、底部气驱液两种不同的库容形成过程。由于不同区带流体分布的差异，微观气驱效率和宏观波及系数具有差异性。

图2 油藏建库前储层流体分布简化剖面示意图

纯油带为建库前未受到注入水和天然水侵影响的原油富集区，建库气驱效率高，为有效库容的主要部分，水淹带/油水过渡带为建库前受到注入水和水侵影响的剩余油富集区，注入水、天然侵入水和剩余油交错分布，气驱效率较纯油带差，为有效库容的重要组成部分。同时，根据相平衡原理，在建库注入干气驱替过程中，注入干气与原油长期持续发生相间传质作用，干气将不断抽提原油中的中间烃，导致剩余油收缩，对于收缩性较强的挥发性油藏，原油收缩将显著增加有效库容量（图3）。储气库稳定运行阶段，当压力达到上限压力时地下最终剩余油亦会二次饱和膨胀增加总库容量。因此，应针对储层流体分布的不同，在油藏动态储量精细评价基础上分区带差异化计算库容量[7,14,17-20]。

图3 油藏建库注采运行简化剖面示意图

2.2 气驱有效库容量计算模型

如前所述，油藏建库需通过气驱采油排液方式，从无到有形成储气空间，气驱采油排液量大小是决定库容量的核心，而其具体影响因素包括储层物性、非均质性、宏观气驱波及系数和微观驱替效率及气油相间传质等。同时，油藏衰竭和注气开发过程中由于应力敏感效应引起的不可恢复的储层孔隙体积塑性变形，也是影响建库储气空间的潜在因素。但大量实验表明，应力敏感效应引起的储层孔隙塑性变形较小，尤其对于埋藏较深的中低孔隙度、中低渗透率砂岩储层，应力敏感效应引起的储层孔隙体积变化可忽略不计[21]。

由于储层不同区带赋存流体不同，气驱采油排液效率也将存在较大差异。因此，需根据上述储层不同流体区带划分，差异化计算地下储气孔隙体积。纯油带和水淹带气驱液、油腾出的储气孔隙体积数学表达式分别为：

其中

式中G1表示气驱有效库容量，m3；Vo表示纯油带地层原始含油孔隙体积，m3；VoL表示水淹带/油水过渡带地层原始含油孔隙体积，m3；NP表示建库前原油累计产量，m3；DIw表示水驱指数；ERW表示油藏水驱采收率；Em表示宏观波及系数；Eo表示气驱油效率；EL表示气驱液效率；Bgmax表示上限压力时注入干气体积系数，无量纲；Boi表示原始条件下原油体积系数，无量纲；V表示地层原始总含油孔隙体积，m3。

通过动态分析确定油藏开发过中驱动能量，根据油藏开发动态利用水驱曲线确定的纯水驱采油量，即去除溶解气驱和弹性驱采油量。结合室内水驱油实验最终标定的水驱采收率、岩心水驱油效率、残余油饱和度和水驱波及系数，计算出注入水和天然水驱波及的范围，求解出建库前水淹带/油水过渡带地层原始含油孔隙体积，利用油藏原始地质储量计算得出地层原始总含油孔隙体积，二者相减计算得到建库前纯油带地层原始含油孔隙体积。

基于以上分析可以求解得出建库前纯油带、水淹带/油水过渡带地层原始含油孔隙体积，通过气驱采油与排液逐步“腾空”地下孔隙形成库容。因此，气驱效率和宏观波及系数是评价油藏建库有效库容空间的关键参数：①利用短、长岩心驱替实验、长岩心多轮次驱替等室内实验，通过多周期注采实验物理模拟、井组模型多周期注采数值模拟，评价气驱效率和气驱规律，综合确定气驱油、气驱液效率；②通过水驱宏观波及系数评价、矿场注采试验评价、多周期注采数值模拟和类比法确定气驱宏观波及系数。在确定出水淹带、纯油带微观气驱效率和宏观波及系数的基础上，计算求解油藏建库气驱有效孔隙体积Vo和VoL，最终可计算出气驱有效库容量。

2.3 剩余油收缩有效库容量计算模型

若建库目标为挥发性油藏，根据挥发油油藏流体性质，原油中中间烃含量显著高于常规黑油。建库过程注入气与剩余油长期发生相间传质，注入气不断抽提挥发油中间烃，导致剩余油收缩增加总库容量。考虑到实际储层流体的复杂性，尤其是注入水和天然侵入水对干气与原油相间传质的影响，实际库容预测时，仅考虑纯油带剩余油收缩对库容的贡献，忽略水淹带剩余油的收缩效应。纯油带剩余油收缩增加的库容量计算数学表达式如下：

式中G2表示剩余油收缩有效库容量，m3；Vos表示纯油带剩余油体积，m3；S表示原油收缩系数。

通过目前现场录取的原油样品和注入干气进行多轮注采相态实验以及采用WinProp 软件模拟的挥发油藏与干气多轮注采流体性质变化，进而得到原油收缩系数。从图4-a 可以看出，随着多周期注采原油与干气持续发生相间传质，干气抽提原油中间烃，使得挥发油不断收缩。多轮注采后，原油性质已基本不发生变化，可以得到挥发油原油收缩系数。从图4-b可以看出，挥发油与干气多轮作用后，与模拟实验类似，具有相同的变化特征，原油体积系数均随注采轮次的增加而减小，循环注采初期原油收缩率较为显著，随多轮注采，收缩率降低。与图4-a 的差异在于，注采初期数值模拟给出的原油体积系数较大、收缩率较小，但后期持续发生收缩，多轮注采后原油体积系数小于室内实验预测结果。

图4 挥发油与注入干气相平衡实验和数值模拟结果图

上述两种方法结果存在差异的原因在于模拟条件：①室内相态实验是基于目前现场取样，原油已大量脱气、部分中间组分消失，故实验初期得到的原油体积系数较小。随着多轮注采，气、油组分交换相对较弱，持续发生收缩程度有限。而数值模拟原油组分为根据油藏原始状态经历衰竭开发模拟得到的原油组分，理论而言与目前油藏建库流体组分条件更加接近。②室内相态实验是从大气压开始逐步二次加气膨胀实验，与目前较高地层压力开始注气建库具有一定程度的差别；而数值模拟是完全遵从目前地层压力条件，从目前地层压力、流体性质状态开展注采模拟，条件更加仿真。但由于是零维空间，干气与原油瞬间达到相平衡，因此，原油体积系数收缩程度较室内模拟实验更加明显。

2.4 剩余油溶解气容量计算模型

油藏在建库过程中，通过循环往复注采可大幅提高原油采收率，但仍会有大量原油滞留地层无法采出，剩余油在储气库注气过程中二次饱和膨胀，当压力达到上限压力时地下剩余油二次膨胀的气量称为剩余油溶解气容量。当地层压力低于原始流体泡点压力时，剩余油二次膨胀溶解气油比的计算可以采用2种方法进行计算求解。

1）方法一：采用Vasuez-Beggs 泡点关系经验公式。

式中RS2表示上限压力下原油二次注气膨胀溶解气油比，m3/ m3；γg表示注入气相对密度，无量纲；γAPI表示脱气原油的API 比重；pmax表示储气库运行上限地层压力，MPa；TF表示储气库地层温度，℉。

2）方法二：多轮次注采气油相态特征室内试验，获取剩余油二次膨胀气油比。

油藏在多轮次交互注采过程中，由于注入气抽提作用，随着轮次进行，原油收缩，溶解气油比、体积系数逐渐下降，原油密度逐渐增大。多轮次注采后，采出气中C2～C6中间烃组分减少，注入气抽提能力减弱，随着多轮次进行，注入气抽提原油的中间组分，轻重组分相似相溶能力下降，原油溶解气能力降低，体积系数下降，原油密度与黏度均有小幅上升，经过多轮交互注采后采出气组分稳定，再无组分传质现象（图5、6），由此可确定经过多轮次交互注采后剩余油二次膨胀溶解气油比（图4-a）。

图5 多轮次注气后原油黏度和密度变化曲线图

图6 多轮次注气后产出气组分变化图

在确定二次膨胀溶解气油比后，根据储气库建设稳定运行后地层中剩余油总量计算剩余油溶解气容量，计算公式为：

式中G3表示剩余油二次饱和膨胀溶解气量，m3；Ni表示建库前地层原油地质储量，m3；Ng表示建库过程中气驱累计产出原油量，m3。

2.5 总库容量计算模型

根据上述分析，建库运行过程原油与注入干气长期接触传质后原油收缩、性质趋于稳定。因此，忽略储气库短期高速注采稳定运行过程中剩余油对注入气的溶解和脱出，利用油层建库，当储气库达到上限压力时，总库容量应为气驱库容量+剩余油收缩（挥发性油藏）额外增加库容量+建库稳定运行上限压力下剩余油溶解气量三者之和。其数学表达式为：

式中G表示总库容量，m3。

3 应用实例

3.1 油藏基本特征

冀东油田堡古2 储气库位于南堡凹陷南堡3 号构造南部斜坡带，含油层位为古近系沙河街组沙一段，埋深3 950～4 200 m，构造为近东西向展布被断层复杂化的背斜构造，储层为湖底扇沉积的砂质碎屑岩储层，平均储层厚度73.3 m，平均孔隙度14.9%，渗透率189 mD。油藏类型为块状挥发性油藏，含油面积5.03 km2，原油动态地质储量562.24×104t，溶解气储量34.97×108m3，采用边底部注水开发时地层压力由40.17 MPa 下降至27.3 MPa，累计产油115.3×104t，累计产气13.0×108m3，累计产水94×104m3，采出程度为20.3%，综合含水73.3%，综合水驱指数0.4。因此堡古2 油藏改建储气库库容量包括3 个部分：①纯油带/水淹带库容量；②纯油带剩余油收缩库容量；③剩余油二次饱和膨胀溶解气容量（图7）。

图7 堡古2 储气库库容量设计考虑因素图

3.2 纯油带/水淹带库容量

在油藏地质及开发特征精细评价基础上，综合考虑储层沉积微相、物性、非均质性、边底水及注入水水侵等因素的影响，建库前地层压力系数平均0.68，已形成一定规模自由气（图8）。数值模拟与现场实际生产动态高度吻合，油藏中纵向流体分布差异较大，宏观可分为自由气富集区、纯油带、水淹带等3个区带。根据油藏开发动态，油藏原始总含油孔隙体积1 569.72×104m3，依据式（1）计算得出水淹带原始含油孔隙体积为351.13×104m3，纯油带原始含油孔隙体积为1 218.59×104m3（表1）。

表1 堡古2 油藏建库不同区带气驱有效孔隙空间计算结果统计表

图8 数值模拟储层含气饱和度剖面图

综合矿场统计、物质平衡、数值模拟、室内模拟实验、岩心多轮次驱替试验和类比等方法，评价堡古2 储气库室内实验短岩心纯油带气驱油效率为70.2%，水淹带气驱液效率为45.7%，长岩心原始温压条件下水驱驱油效率为45.15%，转烃类气驱驱油效率最终为75.2%，宏观波及系数介于60.6%～64.0%。考虑挥发性油藏特性，建库上限压力高于混相压力，气驱油/液效率应高于短岩心驱替效率，接近长岩心气驱效率，库容参数计算时纯油带和水淹带建库气驱效率分别取值70.2%和45.7%，宏观波及系数取值60%～64%，计算得到两个区带建库气驱有效孔隙空间为647.74×104m3，利用式（1）计算得出有效库容量为15.81×108m3（表1）。

3.3 纯油带剩余油收缩库容量

根据堡古2 储气库多轮注采相态试验和数值模拟，堡古2 储气库注采1 轮后，原油体积系数收缩率为17.3%，注采8 轮次后，原油体积系数收缩率为46.2%。考虑多孔介质多相流体组分交换和传质的复杂性，选用注采1 轮原油体积收缩模拟结果，既考虑挥发油建库特点，又为库容参数设计留有余地。根据气驱建库储气孔隙空间评价，建库最终气驱剩余油占据孔隙空间为667.35×104m3，剩余油收缩增加储气空间115.40×104m3，利用式（2）计算得出剩余油收缩增加库容量为2.81×108m3（表2）。

表2 纯油带剩余油收缩增加储气空间统计表

3.4 剩余油溶解储气库容量

基于室内岩心实验和数值模拟预测，堡古2 油藏建库原油最终采收率52.8%，地下最终剩余油225.0×104t，多轮次注采气油相态特征室内试验表明，在上限压力40 MPa 下其剩余油二次膨胀气油比为274 m3/m3，依据式（6）计算得出堡古2 油藏建库稳定运行阶段最终剩余油二次膨胀溶解库容量为9.97×108m3（表3）。

表3 建库气驱采油和溶解储气库容量统计表

3.5 总库容量

堡古2 储气库总库容量为纯油带/水淹带库容量、纯油带剩余油收缩库容量及剩余油二次饱和膨胀溶解气量之和，即28.6×108m3。

4 结论

1）通过室内多轮次驱替试验、相平衡实验和数值模拟结果，剖析了油藏改建储气库库容形成机理，油藏建库过程中存在复杂的气油多组分交换等相间传质，库容形成主要受气驱液效率、气驱波及系数、原油收缩系数和剩余油二次饱和溶解等因素影响，库容计算应在油藏动态储量精细评价基础上，分区分带进行差异化计算。

2）从油藏改建储气库气驱采油排液储气空间动用和库容形成的多相流体渗流及相行为内在机理出发，同时考虑了改建储气库注气时储层不同流体分区及其气驱动用效率差异、多周期循环注采注入气—原油相间传质引起的储层最终剩余油性质变化等对有效储气空间的影响，建立了油藏建库注采运行简化模型，提出了分区分带建库有效孔隙体积量化评价方法，建立了不同区带库容预测数学模型。该计算模型考虑因素更加全面，适用于完全水淹和未完全水淹的常规黑油与挥发性油藏改建储气库有效库容量预测，可大幅降低了有效库容量计算误差，且油藏挥发性越强、水淹程度越低，储气库有效库容量的计算精度越高。

3）通过顶部注气驱替纯油带、水淹带/油水过渡带地层流体所形成的自由储气库容量，主要取决于水驱转气驱后的注气驱替效率和气驱波及体积的大小，原油收缩、剩余油二次饱和膨胀溶解气量与注入气性质及原始油藏流体性质密切相关。

4）所建立的油藏库容计算模型，在冀东油田堡古2 储气库、南堡1 号储气库可行性研究中得到应用和实践。但由于油藏建库机理较气藏建库更为复杂，目前水淹区和纯油区的宏观波及系数和微观驱替效率以室内试验、数值模拟计算为主，高强度注采引发气窜、气油水互锁等对库容的形成将产生较大影响，建库运行过程中需加强动态监测，实时修正数值模型，建立合理的注气和排液技术界限，合理控制油气界面稳定扩展，提升达容达产效率。