王皆明赵　凯李　春胥洪成张海山耿　彤

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室3.中国石油大港油田公司第一采油厂 4.中国石油华北油田公司采油工艺研究院

气顶油藏型地下储气库注采动态预测方法

王皆明1，2赵凯1，2李春1，2胥洪成1，2张海山3耿彤4

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室3.中国石油大港油田公司第一采油厂 4.中国石油华北油田公司采油工艺研究院

王皆明等.气顶油藏型地下储气库注采动态预测方法. 天然气工业，2016，36（7）：88-92.

气顶油藏型地下储气库建设及运行在我国刚刚起步，尚缺乏现场实用的运行注采动态分析与预测方法。为此，根据气顶注采气过程中气相与油相的压力响应特征，引入了周期可变动用剩余油量与地层压力的关系，真实还原了剩余油量在注采气过程中对地下储气库运行的影响，建立了周期注采气动态预测数学模型，得到了一个完整注采周期内气顶自由气、地层剩余油的动用量以及与之相对应的库容参数预测指标。实例计算结果表明：①一方面，周期可动用剩余油量对气顶自由气动用量的影响不能忽略，可动剩余油的弹性作用使气顶内部压力响应特征产生了较为复杂的改变，有可能导致气顶油藏型地下储气库建库周期较气藏型地下储气库长；②另一方面，随着注采周期的延长，储气库内动用自由气、剩余油的动用量逐步增长，但趋势渐缓，从而使注入气向剩余油溶解扩散造成的损耗气量始终保持在较低水平，不会对储气库的稳定运行造成负面影响。

气顶油藏 地下储气库 注采 压力响应特征 可动用剩余油库容 参数预测 动态预测

利用已枯竭气顶油藏改建地下储气库在储气库发达国家较为普遍［1］，其优势在于气顶部分建库与单一气藏建库无明显差异，同时油层部分可以通过储气库特有的多周期气顶注采气与边底部采油联动方式，逐步提高剩余原油采收率，从而使储气库运行的整体技术经济指标达到最佳［2-6］。目前国内在这一领域的技术已经取得了长足的进步，分别在2010年和2013年建成了华北京58储气库和辽河双6储气库，上述2个储气库现阶段均处于运行初期的扩容达产阶段。

国内已投运气顶油藏型地下储气库多周期运行动态特征有2个显著特点：①注采周期动用库存量与地层压力响应特征曲线不仅与气顶部分有效库容量密切相关，同时与油层剩余油溶气膨胀特征相关；②随着周期注气的逐步深入，与注入气体相接触剩余油逐步溶气饱和，而远离注入气体的剩余油部分仍然处于油藏枯竭时的低饱和压力脱气死油状态［7-14］，剩余油溶气饱和程度受流体分布复杂性、气顶注气强度和方式的影响，需要一个较长期的过程。

目前已经建立的针对中国石油大港油田气藏型地下储气库一系列预测注采运行动态的数学模型和气藏工程方法［15-17］，其核心是利用气体膨胀和压缩与地层压力的函数关系推导而来的，未考虑地层剩余油溶气膨胀的量化影响。因此，无法适用于气顶油藏型地下储气库。目前室内研究最佳的解决方案是采用精细三维三相全组分数值模拟器进行注采全周期分析和预测，但由于数值模拟方法建模难度和运算工作量都很大，地下储气库现场全面推广具有相当大的难度。为此，笔者在气顶自由气与地层压力函数关系基础上，引入了周期可变动用剩余油与地层压力的关系，分别建立了注气和采气周期注采动态预测数学模型［18-21］，通过数学模型的联立求解，可以得到一个完整的注采周期内气顶自由气、地层剩余油的动用量以及与之相对应的库存量分析指标。通过与数值模拟预测指标对比，其精度能够满足矿场分析的要求。由于该方法运算工作量小、效率高，因而具有在地下储气库现场推广应用的价值。

1　注采动态预测数学模型的建立

1.1基本假设条件

针对国内定容封闭气顶油藏开采至低压枯竭后改建地下储气库的实际运行情况，为了描述注采周期运行动态数学表达式，建立以下简化预测条件：①地下储气库注采气井均在气顶部位连续生产，忽略井的产液量；②在地下储气库一个完整的注气、采气周期内，气顶动用空间和油藏动用地下孔隙空间保持不变；③油藏地下动用孔隙空间为油气界面以下剩余油受注气溶气膨胀作用已饱和区域（图1）；④不考虑未饱和剩余油的弹性作用；⑤不考虑边底水、岩石和束缚水的弹性作用。

图1　气顶油藏型地下储气库的储层区带示意图

1.2数学模型的推导

在某一特定注采周期内，地下储气库油气动用孔隙空间保持不变，而地下储气库扩容过程则由多周期地下油气孔隙空间变化特征体现。

以第i周期为例建立地下储气库注采动态数学模型，由于假设一个完整的注采周期内油气动用地下孔隙空间保持不变，则有：

式中V（i）0表示某周期注气前动用油气地下孔隙体积，104m3；V（i）1表示某周期注气末动用油气地下孔隙体积，104m3；V（i）2表示某周期采气末动用油气地下孔隙体积，104m3。

注气前动用油气地下孔隙体积V（i）0为：

式中Gm（i）表示注气前气顶动用库存量，104m3；Bg（i）0表示某周期注气前的天然气体积系数；Nm（i）表示注气前动用剩余油量，104m3；Bo（i）0表示某周期注气前的原油体积系数。

注气过程中，由于部分注入气溶解到动用剩余油中，则注气末动用剩余油新增溶解气量Qrsin为：

式中Rs（i）1表示某周期注气末的溶解气油比；Rs（i）0表示某周期注气前的溶解气油比。

注气末储气库动用油气地下孔隙体积V（i）1为：式中Qin（i）表示阶段注气量，104m3；Bg（i）1表示某周期注气末的天然气体积系数；Bo（i）1表示某周期注气末的原油体积系数。

采气过程中，阶段采气量为Qp（i），由于压力降低，动用剩余油脱气而形成自由气量Qrsp为：

式中Rs（i）1表示某周期采气末的溶解气油比。

则采气末储气库动用油气地下孔隙体积V（i）2为：

式中Bg（i）2表示某周期采气末的天然气体积系数；Bo（i）2表示某周期采气末的原油体积系数；Qp（i）表示阶段采气量，104m3。

联立式（1）～（6）可求解第i周期内动用剩余油量Nm（i）和动用库存量Gm（i）。即

其中a值为：

2　库容参数计算

对于某一特定注采周期i，由式（1）～（6）可求储气库在上限压力pmax和下限压力pmin区间运行时，储气库的最大注气量Qinmax（i）和最大采气量Qpmax（i）：

式中Bg（max）表示储气库上限压力条件下的天然气体积系数；Bg（min）表示储气库下限压力条件下的天然气体积系数；Bo（max）表示储气库上限压力条件下的原油体积系数；Bo（min）表示储气库下限压力条件下的原油体积系数；Rs（max）表示储气库上限压力条件下的溶解气油比；Ro（max）表示储气库下限压力条件下的溶解气油比。

有效库容量Gm（max）为储气库运行到上限压力pmax时库内动用的天然气在地面标准条件下的体积，数学表达式为：

工作气量Gwork为当储气库从上限压力运行到下限压力时的最大采气量，数学表达式为：

气垫气量Gm（min）为储气库库容量与工作气量之差，数学表达式为：

剩余油溶解饱和损耗气量Gmrs（i）为动用剩余油从枯竭压力到采气末下限压力时新增溶解气量，数学表达式为：

式中Nm（i-1）表示第（i-1）周期的动用剩余油量，104m3。

3　应用实例

以国内某气顶油藏型地下储气库R为例，该储气库设计运行压力为13.0～20.6 MPa，天然气剩余地质储量为1.46×108m3，原油剩余地质储量为226×104m3。

R储气库自投产运行以来，已经历了5个完整的注采周期，累积注气量为9.21×108m3，累积采气量为4.94×108m3，运行动态数据如表1所示。

表1　R储气库多周期运行基础数据表

根据建立的气顶油藏型地下储气库注采动态预测模型，利用储气库多周期运行注采动态系列数据计算该储气库的多周期主要技术指标（表2）。其中油气高压物性可根据实验或者利用经验公式获得。

新建气顶油藏型地下储气库注采动态分析方法分别考虑了地层中剩余油溶气膨胀和脱气作用对储气库注采气过程的影响，真实还原了储气库注采运行过程，剥离了油层溶解气对储气库气顶有效库容量的影响，计算的库容量与数值模拟注采动态预测方法接近，计算精度较高。

表2　储气库多周期运行主要技术指标表

从储气库库容量整体变化曲线图（图2）可以看出，气顶油藏改建储气库也分为快速扩容期、稳定扩容期和扩容停滞期3个阶段，周期可动用剩余油对气顶自由气动用量的影响不能忽略 ，影响程度占总注气量的3%～8%；随着注采周期的延长，储气库内动用自由气、剩余油的动用量逐步增长，但增长趋势逐步趋缓，从而使注入气向剩余油溶解扩散造成的损耗气量始终保持在较低水平，不会对储气库的稳定运行造成负面影响。

图2　储气库库容量计算结果对比图

4　结论

1）基于基本假设条件，考虑了气顶油藏型地下储气库注采运行过程中气相和油相的相平衡过程，建立注气和采气周期动态预测数学模型，可方便快速求取主要库容参数指标，其精度和可靠性能够满足现场动态分析的要求。

2）气顶油藏型地下储气库由于存在注入气向油层溶解扩散作用，可动剩余油的弹性作用使气顶内部压力响应特征产生了较为复杂的改变，致使扩容达产周期相比气藏型地下储气库长，实例表明，储气库正处于稳定扩容阶段，各项技术指标稳定增加，但增幅降低。

3）随着注采周期增加和气顶注气驱替范围扩大，与注入气发生溶气饱和作用的动用剩余油量逐年增加，但受油气接触界面相对有限及扩散速度缓慢影响，动用剩余油进一步增加的幅度越来越小，总体上看，剩余油溶解饱和损耗气量对储气库运行影响较小。

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（修改回稿日期 2016-05-09 编 辑 何 明）

A method for predicting the injection-withdrawal performance of UGSs rebuilt from gas-cap oil reservoirs

Wang Jieming1，2， Zhao Kai1，2， Li Chun1，2， Xu Hongcheng1，2， Zhang Haishan3， Geng Tong4
（1. Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development， Langfang， Hebei 065007， China； 2. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Underground Storage Engineering， Langfang， Hebei 065007，China； 3. No.1 Oil Production Plant， PetroChina Dagang Oilfi eld Company， Tianjin 300280， China； 4. Petroleum Production Engineering Research Institute， PetroChina Huabei Oilfi eld Company， Renqiu， Hebei 062552， China）
NATUR. GAS IND. VOLUME 36， ISSUE 7， pp.88-92， 7/25/2016. （ISSN 1000-0976； In Chinese）

In China， underground gas storages （UGSs） rebuilt from gas-cap oil reservoirs are currently at their beginning stage of construction and operation， so there is no injection-withdrawal performance analysis and prediction method available for field application. Based on the pressure response features of gas and oil phases in the process of gas-cap injection and production， the relationship between the cyclic variable movable remaining oil and the reservoir pressure was introduced to reproduce the effect of remaining oil on UGS performance during its operation. Then， a mathematical model was established to predict cyclic gas injection-withdrawal performance. And finally， the following parameters were obtained for one complete gas injection-withdrawal period， including the free gas in the gas cap，the movable remaining oil and the corresponding storage capacity parameter prediction index. It is shown from case studies that the effect of the cyclic movable remaining oil on the produced free gas of the gas cap should not be neglected and its elastic action causing complex alterations in the pressure response features within the gas cap may lead to a longer ramp-up period in gas-cap reservoir UGS than that in gas reservoir UGS. Besides， the produced free gas and the movable remaining oil in the storage increase gradually with the proceeding of injection-withdrawal operation， but the increasing rate declines steadily. As a result， less injected gas is dissolved and diffused into the remaining oil， so the steady operation of the underground gas storage is not adversely influenced.

Gas-cap reservoir； Underground gas storage （UGS）； Injection-withdrawal； Pressure response features； Movable remaining oil storage capacity； Parameter prediction； Performance prediction

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.07.013

中国石油天然气集团公司储气库重大专项“地下储气库地质与气藏工程关键技术研究与应用”（编号：2015E4002）。

王皆明，1969年生，高级工程师，博士；主要从事储气库建库设计及运行方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市44号信箱。电话：（010）69213070。ORCID：0000-0003-2725-4257。E-mail：jieming@petrochina.com.cn