安莎丽　唐立根　马立涛　郭 凯　崔晓龙

(1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术上海分公司， 上海 200030；

2. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)



一种估算储气库含气饱和度的方法

安莎丽1唐立根2马立涛1郭 凯2崔晓龙1

(1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术上海分公司， 上海 200030；

2. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院， 河北 廊坊 065007)

摘要：针对B储气库运行10年尚未达到设计能力的事实，设计室内实验获得气水两相相对渗透率曲线，应用产量不稳定分析方法获得井控储层参数，计算井控储层气水两相的相对渗透率，用图解法计算井控储层的平均含气饱和度。分析采气井生产动态，发现水气比和含气饱和度在全库中的变化趋势具有一致性，从而验证了平均含气饱和度计算方法的可靠性。

关键词：储气库； 单井潜力； 相对渗透率； 含气饱和度； 产量不稳定分析

B储气库是陕京管道的配套设施，位于大港油田，为一背斜构造，处于四周被断层封闭的断块内，主力层位为下第三系沙一下段。储气库于2002年6月10日投产以来，经过近10个周期的运行，工作气量达到1.29×108m3，为北京市天然气的安全、平稳供应发挥了巨大的作用[1]。但是当前储气库工作气量与设计值2.17×108m3仍有一定的差距，需要进一步提高工作气量和库容量。在全库7口生产井中，如何定量评价单井控制储层的利用率仍旧是个难题。本次研究提出了一种计算井控储层平均含气饱和度的方法，为衡量单井在储气库运行中的作用及改善潜力提供依据。

1基本参数

根据B储气库2010 — 2011年的生产动态，拟合生产历史，采用产量不稳定分析方法，得到井控储层的基本参数，并利用试井解释资料分析数据的可靠性。

1.1地层参数求取

选取Blasingame、AG、NPI、Transient等4种产量不稳定分析模型，通过生产历史拟合，求取不同理论模型的参数：井控储量、井控半径、渗透率(Kn)、表皮系数[2-5]，并以“1井”为例进行计算。计算结果见表1，不同模型计算的井控储量、渗透率和表皮系数变化幅度分别小于1.6%，5.5%，11.6%。按照“1井”的拟合方法，得到B储气库7口生产井的储层参数，见表2。

表1　“1井”储层参数拟合参数表

表2　B储生产井储层参数拟合表

1.2数据可靠性分析

影响储层表皮系数的因素很多，如钻井、完井、射孔、增产措施等工序[6]。按照经验判断该库在实施增产措施后，储层受到重组分污染的可能性极小，属于轻度污染。产量不稳定法拟合得到的表皮系数均小于2，与生产井的实际试井数据相吻合，说明判断可靠。

2002年11月，“5井”进行了压力恢复试井，下入高精度压力计至井底，测得井底流压在关井过程中的变化，试井解释得到储层有效渗透率Ke为61.30×10-3μm2。本次计算渗透率过程中，将精度远低于试井压力计的井口油压折算为井底流压。该井后期含水增加，严重影响井底流压的折算精度，在双重不利因素影响下，拟合得到储层渗透率为56.55×10-3μm2，与试井解释结果相比误差在10%以内，说明采用产量不稳定分析模型得到的结果是可靠的。

2计算过程

2.1气水两相相对渗透率

在应用产量不稳定分析方法作单井生产历史拟合时，所求渗透率为地层中气水两相渗流时的渗透率。储层中气水两相相对渗透率之和为拟合的气水两相渗透率之和Kn与储层有效渗透率Ke的比值。 B储气库7口生产井的KnKe值见表3。

表3　气水两相相对渗透率计算结果

2.2气水相渗曲线

从该储气库的主力层位取心并测试基础物性，挑选孔隙度为25.3%、渗透率为120.22×10-3μm2的岩心作气水相对渗透率实验。按照SYT 5345 — 2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》行业标准开展实验，获得气相相对渗透率、水相相对渗透率以及气水两相相对渗透率之和与含水饱和度的关系曲线，见图1。

2.3含气饱和度

如图1所示，气相相对渗透率与含水饱和度之间存在单函数关系，即气相相对渗透率与含水饱和度之间一一对应，水相相对渗透率曲线亦然。但气水两相相对渗透率之和与含水饱和度之间并非单函数关系，同一个气水两相相对渗透率之和对应2个含水饱和度。为通过两相相对渗透率求取含水饱和度带来了困难。

图1　B储气库主力层位气水相对渗透率曲线

研究发现，气水两相相对渗透率之和曲线呈“V”型，曲线左半部分含水饱和度较低，共同渗流的两相流体中水相贡献较小，对应于储气库生产动态中水气比较低；曲线右部分含水饱和度较高，共同渗流的两相流体中水相贡献较大，对应于储气库生产动态中的水气比较高。

分析储气库的生产动态数据知其在整个生产过程中水气比较低，否则气井无法将水举升至地面。因此，在应用气水两相相对渗透率之和曲线时选取“V”型的左半部分。

将产量不稳定分析获得的气水两相相对渗透率之和与实验获得的气水相对渗透率曲线关联对比，用图解法求得井控储层的平均含水饱和度，如表4所示。求取B储气库7口井的含水饱和度数据，进而转化成含气饱和度，见表4。

表4　井控储层平均含气饱和度计算结果

3结果分析

由计算结果可知，具有注采双重功能的“1井”、“2井”、“3井”、“4井”和“5井”的水气比远高于采气井“76井”和“30井”(表5)。生产的水气比与计算平均含水饱和度的变化规律基本一致，说明利用图解法求取含气饱和度是可靠的。

表5　不同水气比下的含气饱和度

分析单井控制储层平均含气饱和度可知，在同一个储气库中，7口井各自控制储层的平均含气饱和度并不一致，说明不同井控储层在储气库运行过程中的贡献不同。其中“76井”和“30井”附近含气饱和度在全库中最低，与“1井”、“2井”和“4井”相比仍然有较大的改善空间。

4结语

(1)应用产量不稳定分析方法，拟合气井的生产动态数据，获得井控储量、渗透率和表皮系数等参数，与不稳定试井解释结果相近，增加了拟合参数的可靠性。

(2)利用拟合参数计算了气水两相相对渗透率，与室内实验获得的气水相对渗透率曲线比对，用图解法求得井控储层的含水饱和度，进而求取含气饱和度。

(3)利用图解法计算的含气饱和度与实际生产水气比匹配较好。根据含气饱和度的大小，可为储气库改善注气提供依据。

参考文献

[1] 王皆明,朱亚东,王莉，等.北京地区地下储气库方案研究[J].石油学报，2000.21(3):100-104.

[2] GENTRY R W. Decline Curve Analysis[J]. Journal of Petroleum Technology, 1972, 24 (1): 38-41.

[3] FETKOVICH M J. Decline Curve Analysis Using Types Curves[J]. Journal of Petroleum Technology, 1980,12 (6):41-45.

[4] MATTAR L, ANDERSON D M. A Systematic and Comprehensive Methodology for Advanced Analysis of Production Data[G]. SPE Annual Technical Conference and Exhibition， Denver, Colorado, 2003.

[5] BLASINGAME T A, MCCRAY T L, LEE W J. Decline Curve Analysis for Variable Pressure DropVariable Flowrate Systems[G]. SPE Gas Technology Symposium， Houston, Texas, 1991.

[6] 陈元千.气井表皮系数分解法[J].新疆石油地质,2004,25(2):160-164.

A Method for Calculating Pseudo Gas Saturation in Underground Gas Storage Well

ANShali1TANGLigen2MALitao1GUOKai1CUIXiaolong1

(1. Engineering Technology Shanghai Branch, CNOOC Energy Development Ltd., Shanghai 200030, China;2. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang Hebei 065007, China)

Abstract:Based on the fact that B gas storage has not yet reached the design capacity in the previous ten years, in his paper gas-water relative permeability curves were tested through experiments, meanwhile production performance for withdrawal cycle was studied by rate transient analysis, and acquired pseudo-permeability of single well as a result. With the combination of relative pseudo-permeability and gas-water relative permeability curve, pseudo-gas-saturation of single well′s drainage area was obtained. Furthermore, the reliability of the method was demonstrated when studying water gas ratio of production data.

Key words:gas storage; reservoir efficiency; relative permeability; gas saturation; rate transient analysis

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)01-0031-03

中图分类号：TE972

作者简介：安莎丽(1962 — )，女，工程师，研究方向为油气藏工程。

基金项目：国家自然科学基金项目“页岩气渗流机理及产能预测方法研究”(51174245)

收稿日期：2015-06-10