高 涛

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163712)

0 引 言

作为清洁能源，天然气消费量逐年增加，且呈现出明显的季节性波动，因此储气库调峰的功能愈显重要。最早建设的储气库已有百年，而中国储气库建设目前进入快速发展阶段[1-4]。库容和工作气量是储气库建库参数最核心的指标，也是储气库建库效益的最重要评价依据，国内外学者对此已进行了相关研究[5-10]，但建库对象多为砂岩和碳酸盐岩气藏，储层渗透率普遍大于100 mD，且多数属于弱水驱，水体规模和水侵对库容量和工作气量的影响相对较小，较少考虑水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形等多种因素对库容量的影响。这些储气库在设计库容和工作气量时，一般通过评价建库对象的动态储量来作为建库库容量，工作气量一般接近动态储量的40%～50%，由于这些建库对象储层物性好、水体规模和水侵程度较低，不考虑水侵和其他因素影响设计库容和工作气量在工程上总体是可行的。但对于底水火山岩气藏改建储气库，目前国内外还没有改建的先例和成熟的经验可以借鉴，地质条件也与常规砂岩和碳酸盐岩气藏不尽相同，由于其底水发育规模较大，在高速注采过程中水侵的影响不能忽略，因此，需要寻找一种新的库容参数设计方法，能够充分考虑底水对建库参数设计的影响，确保设计的库容和工作气量最优，合乎实际情况。在前人研究成果的基础上，通过在常规无边底水气藏库容物质平衡模型中引入分区带含气饱和度和考虑多因素影响的方法，建立升平储气库三区带库容参数模型，并设计相应的库容和工作气量优化计算方法，明确底水火山岩气藏建库库容和工作气量的主控因素，实现对不同区带水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形多种因素对库容和工作气量影响的定量评价。

1 地质概况

升平储气库位于松辽盆地北部徐家围子断陷，由底水火山岩气藏改建，储层为营三段火山岩，气藏圈闭为断背斜，圈闭面积为22.62 km2，闭合幅度为170 m，圈闭面积大，闭合幅度高，圈闭完整、单一、落实，有利于气体存储。在储气库区域内营城组共发育12条断层，6条为储层和盖层内部断层，3条为源储断层，只有3条断层穿过储层和盖层，断层总数和穿过盖层、储层断层数较少，且断穿营城组储层和登二段盖层的3条断层两侧为砂泥岩对接，侧向封堵性较好。断面所受压力为39～45 MPa，断层垂向封闭能力也较强。盖层为登二段泥岩和粉砂质泥岩，盖层地层厚度为94.0～167.0 m，平均为133.3 m，其中，泥岩厚度为63.1～120.4 m，平均为86.3 m；盖层中的泥岩厚度占比多达70%以上。盖层物性比较致密，密度为2.61～2.67 g/cm3，孔隙度为1.84%～3.02%，渗透率为0.007 3～0.011 0 mD。

该底水火山岩气藏于2007年正式投入开发，开采层位为营三段火山岩储层，方案设计井数为12口，设计动用储量为128.32×108m3，产能为3.66×108m3/a。目前区块年产气量为3.00×108m3/a，年产水量为3.48×104m3/a，累计产气量为33.50×108m3，累计产水量为19.48×104m3，采出程度为26.11%。原始地层压力为32.00 MPa，目前地层压力为26.34 MPa。根据动态分析数据拟合该底水火山岩气藏水体规模为12.26×108m3，水驱指数为0.38，属于强水驱气藏。

根据地质和开发情况分析可知，该底水火山岩气藏改建储气库整体上圈闭比较完整，构造幅度大，储气空间相对较大，盖层全区分布，密封性条件基本完整，地质储量和动态储量规模较大，具备建库的基本地质条件。建库的难点突出，需要考虑水侵以及其他因素对含气孔隙体积损失的影响。

2 三区带库容参数模型建立

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水淹区、过渡带和纯气区3个流体区(图1)。

图1 升平储气库交替注采后三区带模型Fig.1 The three-zone model of Shengping gas storage after alternate injection and productionVgm=Vgi-ΔV1-ΔV2-ΔV3-ΔV4-ΔV5

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，储气库有效孔隙体积、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：

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

式中：Vgm为储气库有效含气孔隙体积，m3；Vgi为储气库原始含气孔隙体积，m3；ΔV1为水淹区损失的原始含气孔隙体积，m3；ΔV2为过渡带损失的原始含气孔隙体积，m3；ΔV3为纯气区损失的原始含气孔隙体积，m3；ΔV4为岩石应力敏感减小体积，m3；ΔV5为岩石和束缚水变形体积，m3；Wemax为储气库上限压力累计水侵量，m3；Wpmax为储气库上限压力累计产水量，m3；Wemin为储气库下限压力累计水侵量，m3；Wpmin为储气库下限压力累计产水量，m3；Wecon为建库前累计水侵量，m3；Wpcon为建库前累计产水量，m3；Bwmax为上限压力地层水体积系数；Bwmin为下限压力地层水体积系数；Bwcon为建库前地层水体积系数；Swc为气藏原始束缚水饱和度(由气水互驱实验得到)，%；Sgr为气藏开发结束时残余气饱和度，%；Swccon为纯气区稳定运行的束缚水饱和度，%；Sgrcon为纯气区稳定运行的残余气饱和度，%；Swct为过渡带稳定运行的束缚水饱和度，%；Sgrt为过渡带稳定运行的残余气饱和度，%；φpmin为储气库下限压力时岩石孔隙度，%；φi为原始气藏条件下岩石孔隙度，%；Gi为气藏原始地质储量，m3；Bgi为原始天然气体积系数，m3；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Cf为岩石压缩系数，MPa-1；Swi为气藏开发初始含水饱和度，%；pmax为储气库上限压力，MPa；pmin为储气库下限压力，MPa。

根据建立的升平储气库三区带库容参数模型，利用岩心实验和生产动态数据获得的相关参数可以求得对应的储气库有效含气孔隙体积和储气库库容量、垫底气量、工作气量：

(7)

(8)

(9)

式中：Qmaxsc为储气库库容量，m3；Qminsc为储气库垫底气量，m3；Qasc为储气库工作气量，m3；Zsc为标准条件下无因次偏差系数；Zmax为上限压力无因次偏差系数；Zmin为下限压力无因次偏差系数；psc为标准压力，MPa；Tsc为标准温度，K；T为地层温度，K。

3 三区带库容参数模型计算流程

首先确定某一个上限工作压力pmax、下限工作压力pmin对应的水侵量Wemax、Wemin，根据式(2)～(6)可分别确定出该下限压力对应的△V1、△V2、△V3、△V4和△V5，根据剩余有效含气孔隙体积求取库容量Qmaxsc、垫底气量Qminsc、工作气量Qasc，之后再选定一个不同的下限压力，循环求解对应的工作气量，从中选出最大工作气量，具体计算流程见图2。

图2 升平储气库三区带库容参数优化求解计算流程Fig.2 The calculation process of the optimization solution for the storage capacity parameters of three zones of Shengping gas storage

4 三区带库容参数模型计算结果与分析

升平储气库上限压力可根据增压系数取不同的值，井口外输压力为12.0 MPa，下限压力变化步长取1.0 MPa，则下限压力循环范围可从31.0 MPa逐渐递减至15.0 MPa。气藏不同压力对应孔隙度根据不同有效应力与岩心孔隙度实验关系计算，气藏原始含气饱和度、原始含水饱和度、残余开发气饱和度、各区带稳定运行束缚水饱和度、残余气饱和度由岩心气水互驱实验获得。升平储气库的原始孔隙度、天然气相对密度等主要基本参数见表1。

表1 升平储气库基本参数

根据式(1)～(9)得到不同下限地层压力下损失的有效孔隙体积(图3)。从区带来看，过渡带损失含气孔隙体积最大，平均为1 675.46×104m3；纯气区损失含气孔隙体积次之，平均为648.14×104m3；水淹区损失最小，平均为44.25×104m3。从影响因素看，水侵导致有效含气孔隙体积损失较大，平均为2 367.85×104m3；岩石和束缚水膨胀导致有效含气孔隙体积损失次之，为70.95×104～125.00×104m3；应力敏感导致有效含气孔隙体积损失最小，为18.76×104～32.98×104m3。

图3 不同区带、不同因素损失含气孔隙体积Fig.3 The loss of gas-bearing pore volume in different zones at different factors

过渡带含气孔隙体积损失最大的原因在于过渡带的束缚水饱和度最高，残余气饱和度也比纯气区高，再加上气水两相流动容易形成气体的卡断、绕流、盲端封闭现象，从而大大降低有效含气孔隙体积和库容的可动用性。岩石和束缚水膨胀变形以及应力敏感2种因素造成的含气孔隙体积损失相对水侵影响要小的原因在于火山岩储层岩石主要为酸性流纹岩和凝灰岩，与常规砂岩和碳酸盐岩相比，岩石抗压强度大，可压缩性较小，从而导致岩石变形程度较小，应力敏感性也相对较小[11-13]。

应用三区带库容参数模型，计算了不考虑水侵和考虑水侵2种条件下库容参数。

若不考虑水侵，库容量主要受上限压力影响，有效含气孔隙体积随下限压力变化影响较小，根据不同的增压系数，库容量为130.61×108～153.06×108m3(图4)。垫底气量随上限压力变化较小，但随下限压力减小而减小，为65.89×108～129.85×108m3(图5)。工作气量随下限压力减小而增大，随上限压力增大而增大，为51.68×108～62.62×108m3(图6)。出现这种现象的主要原因是：只考虑应力敏感和岩石与束缚水膨胀影响，不能有效体现底水水侵是影响底水火山岩气藏有效含气孔隙体积最大的主控因素，而且由于火山岩应力敏感和岩石变形程度较低，这2种因素损失的含气孔隙体积与整体损失的含气孔隙体积相比基本可以忽略不计，从而得出库容量基本不受下限压力影响的假象。同理，由于下限压力较低时没有考虑水侵损失的含气孔隙体积，低下限压力条件下垫底气量计算的结果也较高，也会得出工作气量随下限压力降低而不断增加的假象。

图4 不考虑水侵条件下不同运行压力区间与库容量关系曲线Fig.4 The relationship curve between different operating pressure ranges and storage capacity without considering water intrusion

图5 不考虑水侵条件下不同运行压力区间与垫底气量关系曲线Fig.5 The relationship between different operating pressure ranges and cushion gas volume without considering water invasion

图6 不考虑水侵条件下不同运行压力区间与工作气量关系曲线Fig.6 The relationship curve between different operating pressure ranges and working gas volume without considering water intrusion

若考虑水侵，库容量不仅受上限压力影响，而且与下限压力紧密相关，下限压力越小，库容量也越小，为46.48×108～119.48×108m3(图7)。垫底气量随上限压力变化较小，但随下限压力减小而减小，为22.76×108～106.71×108m3(图8)。分析出现这种现象的原因主要是：在下限压力降低的过程中，水侵的影响逐渐体现，下限压力越低，则水侵的影响程度越大，损失的有效含气孔隙体积越大。说明降低下限压力一方面可提高工作气量，但另一方面也会损失更多的有效含气孔隙体积，从而导致库容量和工作气量的减小。这2种因素互相作用的结果为：当下限压力较高时，适当降低下限压力，增加的工作气量要大于减少的工作气量，最终表现为工作气量随下限压力降低而逐渐提高；当下限压力继续降低，二者在经历一个相等的平衡点后，增加的工作气量会小于减少的工作气量，最终表现为工作气量随着下限压力降低而开始逐渐减少。由此可知：考虑水侵，工作气量随下限压力降低呈现出先增加后减少的特征，利用库容参数模型，可优化得出每个上限压力下的最大工作气量，进而得出对应的最优下限压力和最优库容量。

图7 考虑水侵条件下不同运行压力区间与库容量关系曲线Fig.7 The relationship curve between different operating pressure ranges and storage capacity under consideration of water intrusion

图8 考虑水侵条件下不同运行压力区间与垫底气量关系曲线Fig.8 The relationship between different operating pressure ranges and cushion gas volume under consideration of water intrusion

利用建立的库容参数模型，优化得到最大上限压力为32.0 MPa下，不同下限运行压力中存在的最大工作气量为25.61×108m3，对应最优下限运行地层压力为18.0 MPa，库容量为64.74×108m3。对比可见，不考虑水侵影响计算的库容和工作气量过于乐观，而考虑水侵影响计算的库容和工作气量更合理，更符合升平储气库实际地质条件(图9)。

图9 考虑水侵条件下不同运行压力区间与工作气量关系曲线Fig.9 The relationship curve between different operating pressure ranges and working gas volume under consideration of water intrusion

5 应用效果

由前文确定优化的工作气量为25.61×108m3，根据试气资料解释单井控制半径为500 m左右，结合气藏含气面积为25 km2，可部署约32口井，若要实现优化的工作气量规模，需要采气期120～150 d内单井平均采出能力达到53×104～66×104m3/d。目前已在升平储气库实施了2口先导试验水平井，试采结果证实水平井4个月采气期日采气量可以达到55×104m3/d，具备了实现优化工作气量所需要的单井采出能力，证明32口注采井全部实施后可以满足优化设计的工作气量要求。

6 结 论

(1) 通过分析影响升平储气库建库库容和工作气量的主控因素，建立了升平储气库三区带库容参数模型和相应的计算流程及方法。

(2) 从升平储气库不同区带损失含气孔隙体积来看，过渡带损失含气孔隙体积最大，纯气区损失含气孔隙体积次之，水淹区损失较小。

(3) 从升平储气库含气孔隙体积影响因素看，水侵导致有效含气孔隙体积损失较大，岩石和束缚水膨胀导致有效含气孔隙体积损失次之，应力敏感导致有效含气孔隙体积损失最小。

(4) 考虑水侵影响，工作气量随下限压力降低呈现出先增加后减少的特征，利用库容参数模型，可优化得出每个上限压力下的最大工作气量，进而得出对应的最优下限压力和库容量。

(5) 考虑水侵影响，升平储气库上限运行地层压力32.0 MPa条件下，最大工作气量为25.61×108m3，对应最优下限运行地层压力为18.0 MPa，库容量为64.74×108m3；考虑水侵影响计算得到的库容和工作气量更合理，更符合升平储气库实际地质条件。