唐立根，王皆明，白凤娟，石磊

（1. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院；2. 中国石油集团公司油气地下储库工程重点实验室；3. 中国昆仑工程公司）

0 引言

随着中国天然气市场的快速发展，越来越多的气藏型储气库投入建设和运行[1-3]。U储气库位于中国环渤海地区，在枯竭气藏基础上改建，运行近10年来，各项参数基本稳定，但库存量一直没有达到设计指标。U储气库方案设计采用传统物质平衡方程，该方程仅考虑水驱气物理过程，适用并常用于气藏开发的预测分析。对于储气库气驱水和水驱气交互循环的物理过程，传统物质平衡方程存在局限性，因其假设水侵储集层改建储气库后原始含气孔隙全部可用于储存气体。本文对传统物质平衡方程进行修正，并将其用于储气库库存量预测。

1 储气库气水互驱模拟实验及渗流机理

在储气库注采循环过程中，压力随采气过程降低、随注气过程增加，受压力影响气水界面上升或下降[4-7]。原始含气储集层一旦水侵，改建储气库注气后水不能完全驱出，特别是始终处于气水互驱部位的储集层。为了量化分析水淹储集层改建储气库后储存天然气空间，描述气水在储气库运行中的渗流机理，设计了室内物理模拟实验：水驱气实验，模拟储气库采气时水驱气的物理过程；气驱水实验，模拟储气库注气时气驱水的物理过程。气水互驱实验设备与常规气水相渗实验相似。选取渗透率分别为 126.47×10−3μm2、15.52×10−3μm2和 1.45×10−3μm2的标准尺寸岩心，分别代表高、中、低渗储集层。参照SY/T 5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》[8]，对每个岩样进行 5个周期气水互驱物理模拟实验，记录驱替时间、流量、压力，绘制气水互驱相渗曲线（见图1）并统计端点饱和度数据（见表 1）。物理模拟实验结果表明：束缚水饱和度和残余气饱和度均随气水互驱次数的增加而增加，随储集层渗透率降低而增加。

图 1 气水互驱相渗曲线（以渗透率 126.47×10−3 μm2岩心为例）

表1 气水互驱端点饱和度数据表

气藏开发过程中压力逐步降低，边底水侵入原始含气储集层，孔隙喉道壁面形成水膜并逐渐增厚[9-12]，在气水渗流过程中造成气水互锁，形成残余气。原始气藏条件下含气孔隙中只有束缚水和自由气，经过气藏开发（水驱气），原始含气孔隙中出现了残余气，进一步降低了改建储气库后储存气体的空间。

气藏开发一般注重水驱采气过程，相关实验基本都是模拟成藏过程得到束缚水饱和度，模拟水驱气过程得到残余气饱和度[13-15]，一般不进行气水多次互驱的物理模拟实验，因此得到的束缚水饱和度和残余气饱和度与本文物理模拟实验中第 1周期数值相近。然而这些数值与储气库运行稳定后的数值差别较大，用以计算储集层储存自由气孔隙体积时，即使考虑水侵储集层改建储气库后孔隙体积损失，计算结果仍然偏大。因此，端点饱和度不应简单选取气藏开发数据，应针对储气库运行特点开展气水多次互驱模拟实验确定。

2 传统物质平衡方程修正

2.1 修正原因

储集层孔隙由束缚水、残余气和自由气组成，储存自由气的孔隙体积受束缚水和残余气的影响。气藏开发中常使用传统的物质平衡方程（见（1）式）[16-18]，仅考虑原始气藏条件下束缚水对岩石孔隙体积的影响，没有考虑气藏开发后原始含气孔隙中新增残余气的影响。而新增残余气饱和度较大，在评价储集层储气能力时不予考虑将产生较大误差。此外，传统的物质平衡方程大都假设整个储集层物性均质[19]，即束缚水饱和度和岩石压缩系数在全区都是同一个常数。然而，本文物理模拟实验结果表明，不同渗透率级别的储集层束缚水饱和度差别较大（见表 1）。因此，需要对传统物质平衡方程进行修正。

2.2 方程修正

随着气藏开发储集层压力逐步降低，边底水侵入原始含气储集层，气水界面逐步升高，改建储气库后，注气驱替侵入的边底水，气水界面回落，并最终稳定在设计的储气库运行压力区间内。此过程中，依据气水界面将原始含气储集层分为 3个流体区：水淹区、过渡带和纯气区（见图 2）。水淹区是储气库运行中一直保持水淹状态的原始含气储集层，过渡带是储气库运行至上限压力时被气占据、运行至下限压力时被水占据的原始含气储集层，纯气区为处于气藏开发阶段或有水侵但改建储气库后随着注采运行没有经历第 2次水侵的原始含气储集层。

改建储气库后，自由气及库存气体主要储存在纯气区和过渡带，储气库可用孔隙体积、气藏原始含气孔隙体积、岩石和束缚水变形体积以及水淹区、过渡带、纯气区损失的原始含气孔隙体积之间满足如下物质平衡方程：

图2 原始含气储集层流体分区示意图

河流相储集层一般都存在非均质性，物质平衡分区或者数值模拟中的储量分区、PVT分区、相渗分区等都是为了在参数场不均衡情况下获得相对准确的计算结果。不同于前人物质平衡分区情况[20-21]，本文结合数值模拟结果，分析不同压力时水侵储集层的物性差别，在物质平衡方程中引入参数 εi代表物性分区情况，其物理意义是压力p时第i类储集层的水侵量占总净水侵量的比例。

结合（2）式—（6）式，再引入参数εi，得到考虑含气孔隙体积损失和储集层非均质性的物质平衡方程：

3 实例分析

U储气库在枯竭气藏的基础上改建，储气层主要为辫状河三角洲沉积，非均质性相对较强。方案设计依据传统物质平衡方程，预测了U储气库运行压力下限13 MPa和上限27 MPa时的库存量，分别为2.364 0×108m3和4.644 9×108m3。但U储气库运行10年来，下限压力和上限压力时的库存量仅为 1.589 6×108m3和2.821 5×108m3，与预测结果差别较大。

用修正后的物质平衡方程预测库存量时，通过数值模拟将U储气库储集层分为高、中、低渗3类储集层（即 n=3）：将渗透率高于 126.47×10−3μm2的储集层划分为高渗区，物性分区参数ε1为0.433，相关参数取渗透率 126.47×10−3μm2岩心的数值；将渗透率为（15.52～126.47）×10−3μm2的储集层划分为中渗区，物性分区参数 ε2为 0.131，相关参数取渗透率 15.52×10−3μm2岩心的数值；将渗透率低于 15.52× 10−3μm2的储集层划分为低渗区，物性分区参数ε3为0.435，相关参数取渗透率 1.45×10−3μm2岩心的数值。

高、中、低渗 3类储集层净水侵量与压力关系见（8）式—（10）式，端点饱和度参数取表1中数值，Bw取 1.003 58，Cw取 5.65×10−4MPa−1，岩石流体参数源于覆压实验和PVT实验（见（11）式—（13）式）。

分别利用传统物质平衡方程和修正后物质平衡方程计算储气库在13～27 MPa压力下运行时的库存量，计算结果见表2。由表2可知：U储气库实际运行库存量与修正后物质平衡方程预测结果基本一致，而与传统物质平衡方程预测结果差别较大。

U储气库实际运行动态显示，位于构造高部位的部分采气井在采气后期见水，表明过渡带区域较大，其中的原始含气孔隙在改建储气库后并没有完全用于储存气体。传统物质平衡方程没有考虑储集层因水侵而损失的孔隙体积，认为改建储气库后储集层中所有含气孔隙都用于储存气体，导致库存量预测结果偏大。修正后物质平衡方程不仅扣除储集层因水侵损失的孔隙体积，而且通过储集层物性分区，基本反映了U储气库实际运行的物理过程，因而库存量预测结果与实际运行情况基本一致。

表2 U储气库预测库存量及实际运行库存量

4 结论

储气库气水互驱模拟实验结果及渗流机理分析表明：束缚水饱和度和残余气饱和度均随气水互驱次数的增加而增加，随储集层渗透率降低而增加，应针对储气库运行特点开展气水多次互驱模拟实验来获取相关数据；水侵储集层改建储气库后用于储存气体的孔隙体积减小，且渗透率越低因水侵损失的孔隙体积越大。

将原始含气储集层简化为水淹区、过渡带和纯气区，分别给出各区域损失原始含气孔隙体积的计算公式，并引入物性分区参数表征储集层非均质性，建立考虑含气孔隙体积损失和储集层非均质性的物质平衡方程。

实例分析表明，储气库实际运行库存量与传统物质平衡方程预测结果差别较大，与修正后物质平衡方程预测结果基本一致。

符号注释：

Krg——气相相对渗透率，%；Krw——水相相对渗透率，%；Gi——气藏原始地质储量，m3；Bgi——原始气藏条件下天然气体积系数；We——水侵量，m3；Bw——地层水体积系数；Wp——产水量，m3；Gm——剩余动态储量，m3；Bg——天然气体积系数；Cw——地层水压缩系数，MPa−1；Cf——岩石压缩系数，MPa−1；Swi——气藏束缚水饱和度，%；pi——气藏原始地层压力，MPa；p——气藏压力，MPa；Vgm——储气库可用孔隙体积，m3；Vgi——气藏原始含气孔隙体积，m3；ΔV1——水淹区损失的原始含气孔隙体积，m3；ΔV2——过渡带损失的原始含气孔隙体积，m3；ΔV3——纯气区损失的原始含气孔隙体积，m3；ΔV4——岩石和束缚水变形体积，m3；Wwepmax——储气库上限压力时水侵量，m3；Wwppmax——储气库上限压力时产水量，m3；Swc1——气藏原始束缚水饱和度（由气水互驱实验得到），%；Sgr1——气藏开发结束时残余气饱和度，%；Wwepmin——储气库下限压力时水侵量，m3；Wpt——气藏开发阶段储集层压力从上限压力降到下限压力过程中的累计产水量，m3；Swclmt——过渡带稳定运行的束缚水饱和度，%；Sgrlmt——过渡带稳定运行的残余气饱和度，%；Wwepab——建库前气藏水侵量，m3；Wpa——建库前气藏产水量，m3；Swcalmt——纯气区稳定运行的束缚水饱和度，%；Sgralmt——纯气区稳定运行的残余气饱和度，%；φpmax——储气库上限压力时岩石孔隙度，%；φi——原始气藏条件下岩石孔隙度，%；Cg——天然气压缩系数，MPa−1；Sgr——残余气饱和度，%；pmax——储气库上限压力，MPa；pmin——储气库下限压力，MPa；ε——储集层物性分区参数；n——储集层物性分区数；Wh——高渗储集层净水侵量，m3；Wm——中渗储集层净水侵量，m3；Wl——低渗储集层净水侵量，m3；φ——岩石孔隙度，%。

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