唐 康,廖新维,闵忠顺,李 滨,高旺来,董 鹏

(1.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;2.辽河油田勘探开发研究院,辽宁 盘锦 124010)

引 言

截至2018年,我国天然气表观消费量已经达到2 830×108m3,尽管如此,天然气一次能源占比(7.43%)相较于发达国家(23.87%)仍有很大差距,因此在未来,我国天然气表观消费量仍将保持快速增长的趋势[1-4]。地下储气库是城市天然气输配系统的重要环节,它可以很好地缓解城市季节性用气不均匀及区域性用气不均衡的问题[5-6]。相较于其他储气方式,地下储气库具有容量大,储气成本最低,而且安全可靠等诸多优势,已经被全世界广泛采用[7-8]。目前,全球已建成715座地下储气库,其中66%的地下储气库分布在北美、欧盟等地区的发达国家[9]。我国储气库的建设起步较晚,21世纪初,我国第一座储气库大港油田大张坨储气库才建成投入使用。经过近20年的发展,到目前为止,我国已经建成了12个大型储气库群,已投入使用的储气库有25座[10-11]。

地下储气库技术理论是建立在常规油气藏开发理论之上的,然而,储气库运行与常规油气藏开发存在诸多差异,油气藏开发是一个低速、单向的物质交换过程,而地下储气库具有高速、大排量和多周期的运行特点[12]。常规的渗流理论并不能完全适用于储气库领域,因此诸多学者对地下储气库系统的高强度多注采周期下流体渗流规律展开研究[13-14]。在20世纪70年代,Petrusch开展了储气库注采实验,分析了储气库高速注采气与常规注气的差异[15]。随后,更多的学者广泛开展了地下储气库注采过程的物理模拟研究,他们认为储气库运行过程中,非润湿注采循环的增加会导致气水两相发生反复剪切,造成水锁,从而降低采出过程的气体采收率[16-17]。曾顺鹏对储气库多周期注采过程中的渗流机理进行了研究,实验表明循环注采过程中,气水两相相对渗透率会发生改变,从而影响到储气库库容及注采能力[18]。石磊等借助微观可视化实验和核磁共振分析,对气藏型储气库周期性注采过程渗流特征及储集空间进行了表征,指出气水互锁是降低储气库库容空间的主要因素[19]。此外,一些学者也围绕储气库多周期注采应力敏感特征、库容变化、气体漏失及水体侵入等方面展开了研究,明确了储气库运行过程与常规油气藏开发的区别[20-25]。

综上所述,目前许多学者的研究在储气库渗流机理方面已取得了一些进展,但是多侧重于气藏型储气库气水两相渗流特征研究,缺乏针对气顶油环这类复杂油藏型储气库多周期注采条件下的气油体系渗流特征研究。为此,本文基于中国东部的气顶油藏改建的储气库,根据储气库周期性注采的特点,开展了多周期相渗实验测试,分析了多周期注采过程中气水、气油相渗曲线变化特征;建立了储气库多周期注采过程相对渗透率曲线模型,并绘制了相对渗透率曲线图版。该研究方法及成果可以为复杂类型储气库库容设计、动态分析及数值模拟研究提供参考。

1 实验部分

1.1 实验样品

不同类型储气库储层存在较大差异,实验样品取自渤海湾盆地某地下储气库。对储气库目的层进行岩心取样,并对取样样品渗透率进行统计分析(图1)。选取能够代表储层特征的岩心样品(岩心参数见表1)分别开展气水和气油相渗实验。实验用水为模拟储气库地层水性质,为NaHCO3型,实验用油为储气库取样脱水脱气原油。

图1 储气库岩心样品渗透率统计Fig.1 Permeability statistics of core samples of gas storage

表1 实验岩心样品基本物性Tab.1 Basic physical properties of experimental cores

1.2 实验流程

为了研究地下储气库运行过程中油、气、水渗流机理及多周期运行对油、气、水渗流能力的影响,分别开展了储气库天然岩心多周期的气水、气油相渗实验。区别于气藏型储气库,气顶油环边底水油藏改建的储气库多相流动更为复杂。在储气库注气周期内,气体从构造顶部注气井注入,地层压力增加,油环油和边底水向下移动,表现为气驱油和气驱水过程。而在采气周期内,气顶内气体被采出,气顶区压力降低,油环油和边底水又会向上侵入含气孔隙,形成水驱气、油驱气的驱替过程。因此对于气顶油环边底水油藏型的储气库来说,周期性注采过程实际上就是多周期的气水和气油互驱过程。针对这一特点,分别设计了多周期气水、气油互驱实验来模拟实际储气库的循环注采过程。气水互驱顺序依次为：岩心饱和地层水—气驱水—水驱气,如此完成4个注采周期的互驱过程。多周期气油相渗实验步骤与气水实验类似,但是需要在气驱油之前先建立束缚水。测试方法采用非稳态法,也称为外部驱动法[26]。非稳态法是以Buckley-Leverett的两相水驱替前缘推进理论为基础的,测试过程中忽略了毛管力和重力影响,认为油水饱和度在岩心中的分布是驱替时间、驱替距离的二元函数。具体实验操作依据《GB/T28912—2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行,在实验过程中记录各个时刻的流量及压力,分别绘制多周期气水、气油相渗曲线[27-28]。

2 实验结果与分析

2.1 多周期气水相渗实验结果分析

多周期气水相渗实验结果如图2所示。根据不同周期相渗曲线形态来看,伴随注采周期的增加,气相相对渗透率逐渐降低,出现明显的周期性相渗滞后现象,而水相相对渗透率周期性滞后效应相对较小。这是因为相对渗透率不仅受岩石孔隙结构影响,还受润湿性、扩张特征和流体在孔隙中分布等因素的影响[29]。流体相占据孔隙空间的方式通常不只一种,因此对于相同的流体相,饱和顺序和饱和历史也会影响流体分布和相对渗透率[30-31]。实验中岩心的强亲水性和气水两相界面张力使气体以孤立气泡形式存在于孔隙中间。伴随注采周期的增加,饱和度方向的不断变化造成气水反复剪切,大量气相以非连续状态圈闭于水相中,不能对流动做出贡献,从而降低了气相渗流能力[32-33]。多周期的气水相渗曲线特征值也证实了这一点(图3),伴随注采周期增加,束缚水饱和度逐渐降低,而残余气饱和度逐渐增加,两相等渗点向左下方移动。因此,在储气库多周期注采建库过程中,一方面由于束缚水饱和度减小,含气孔隙体积会增加,储气库总库容量会增加,另一方面伴随注采周期增加,残余气饱和度增加,可动用含气孔隙体积在逐渐减小,储气库的有效库存量降低。

图2 多周期气水相渗曲线Fig.2 Multi-cycle gas-water relative permeability curves of cores

图3 多周期气水相渗曲线特征值变化Fig.3 Variation of endpoint values of multi-cycle gas-water relative permeability curves

2.2 多周期气油相渗实验结果分析

多周期气油相渗实验结果如图4所示。整体来看,无论是气相还是油相,同样出现周期性滞后现象。伴随周期增加,油相相对渗透率整体向右上方移动,气相的相对渗透率曲线整体向下移动。这是因为在后续的循环注采过程中部分的气体被困在岩心中,这一部分气体不会对气相流动做出贡献,同时伴随注采周期的增加,被困的气体饱和度逐渐增加,因此气相相对渗透率逐渐降低,而部分原始被油占据的微小孔隙在周期注采过程中被注入气体逐步取代,越来越多的微小孔隙参与了油相渗透率的贡献,从而导致了油相相对渗透率的增加。从不同周期来看,其中在第二个周期形态变化最大,这是因为在前一个周期互驱过程中气体大量捕获导致的,而在第三和第四周期中,无论是气相还是油相,其相渗曲线变化幅度都逐渐减小。从气油相渗曲线特征值来看(图5),伴随注采周期增加,束缚水和残余气饱和度逐渐增加,残余油饱和度持续降低。束缚水和残余气饱和度下对应的油相相对渗透率以及残余油饱和度下对应的气相相对渗透率都略微降低,油气等渗点向右下移动。这说明多周期注采有利于储气库排液扩容,但是运行周期增加会造成气体损失,有效库存量会减少。

图5 多周期气油相渗曲线特征值变化Fig.5 Variation of endpoint values of multi-cycle injection-production gas-oil relative permeability curves

3 多周期相渗曲线变化模型及图版分析

3.1 多周期相渗曲线特征值变化模型

(1)多周期气水相渗特征值模型

以实验中4个周期气水相渗实验数据为基础,统计不同周期束缚水饱和度及其对应的气相相对渗透率,以及残余气饱和度及其对应的水相相对渗透率。并利用数学回归进行拟合,确定注采周期与相渗曲线特征值的对数关系,建立多周期气水相渗曲线特征值模型如下：

Krg(Swi)=-0.083lnx+0.365 5,

(1)

Krw(Sgr)=-0.203lnx+0.707 1,

(2)

Swi=-3.346lnx+55.501,

(3)

Sgr=6.605 5lnx+9.969 1。

(4)

式中：Krg(Swi) 为束缚水饱和度下气相相对渗透率;Krw(Sgr) 为残余气饱和度下水相相对渗透率;Swi为束缚水饱和度,%;Sgr为残余气饱和度,%。

(2)多周期气油相渗特征值模型

以实验中4个周期气油相渗驱替实验数据为基础,统计不同驱替周期束缚水和残余气饱和度及其对应的油相相对渗透率,以及残余油饱和度及其对应的气相相对渗透率。确定注采周期与相渗曲线特征值间的关系,建立多周期气油相渗曲线特征值模型如下：

Krg(Sor)=-0.021lnx+0.267 5,

(5)

Kro(Swi+Sgr)=-0.038lnx+0.536 2,

(6)

Swi+Sgr=2.992 7lnx+54.963,

(7)

Sor=-3.102lnx+21.138。

(8)

式中：Krg(Sor)为残余油饱和度下的气相相对渗透率;Kro(Swi+Sgr)为束缚水和残余气饱和度下油相相对渗透率;Sor为残余油饱和度,%。

3.2 多周期注采相渗曲线模型

(1)气水相渗曲线模型

根据多周期气水相渗实验结果,气水相渗曲线皆为下凹型曲线,相对渗透率与饱和度存在较好的幂函数关系,因此建立了气水相渗曲线幂函数计算模型：

Krw(Sw)*=Krw/Krw(Sgr)=(Sw*)m,

(9)

Krg(Sw)*=Krg/Krg(Swi)=(1-Sw*)n,

(10)

其中：

Sw*=(Sw-Swi)/(1-Swi-Sgr)。

(11)

式中：Krw(Sw)*为标准化后的水相相对渗透率;Krg(Sw)*为标准化后的气相相对渗透率;Sw*为标准化后的水相饱和度;m为水相相对渗透率曲线指数;n为气相相对渗透率曲线指数。

基于气水相渗实验数据,进一步计算不同注采周期下相渗曲线气相指数和水相指数,并利用线性回归方法推导了注采周期与气相、水相指数的关系如下：

m=0.634 2lnx+3.116 1,

(12)

n=0.297 9lnx+2.720 8。

(13)

(2)气油相渗曲线模型

根据多周期气油相渗实验结果,选择幂函数对气油相渗曲线进行表征,建立多周期气油相渗曲线计算模型。

Kro(Sg)*=Kro/Kro(Sgr+Swi)=(1-Sg*)p,

(14)

Krg(Sg)*=Krg/Krg(Sor+Swi)=(Sg*)q,

(15)

其中：

Sg*=(Sg-Sgr)/(1-Sgr-Sor-Swi)。

(16)

式中：Kro(Sg)*为标准化后的油相相对渗透率;Krg(Sg)*为标准化后的气相相对渗透率;Sg*为标准化后的气相饱和度;p为油相相对渗透率曲线指数;q为气相相对渗透率曲线指数。

基于气油相渗曲线数据,分别计算油相和气相指数,并利用对数关系进行回归分析,建立注采周期与油相、气相指数关系如下：

p=-0.87lnx+4.166 2,

(17)

q=0.859 6lnx+2.310 6。

(18)

3.3 多周期相渗曲线图版

(1)多周期气水相渗曲线图版

根据相渗曲线指数与注采周期数的关系,进一步预测不同注采周期的水相和气相相渗曲线指数,并利用相渗曲线计算模型得到不同注采周期的标准化相渗曲线,结合相渗曲线特征值计算模型,计算出不同周期对应的相渗曲线特征值,再通过端点标定得到真实的两相相渗曲线。笔者预测了10个注采周期后的气水相渗曲线图版(图6),从中可以看出,伴随注采周期增加,气相相对渗透率明显降低,但是降幅逐渐减少,而水相相对渗透率略有增加,整体变化不大,两相等渗透点向左下方移动。

图6 多周期气水相渗曲线图版Fig.6 Multi-cycle injection-production gas-water relative permeability curve chart

(2)多周期气油相渗曲线图版

同理,预测了10个注采周期后的气油相渗曲线图版(图7)。从相渗曲线来看,伴随注采周期增加,油相相对渗透率逐渐增加,其增幅随周期增加逐渐减少,而气相相对渗透率则呈现相反的变化趋势,两相等渗透点向右下方移动。同气水相渗图版类似,其中第二个周期,油相和气相的相渗曲线变化幅度最大,在后续的周期运行过程中,其偏移程度逐渐减小。

图7 多周期气油相渗曲线图版Fig.7 Multi-cycle injection-production gas-oil relative permeability curve chart

4 结 论

(1)多周期气水相渗实验表明,伴随注采周期增加,气相相对渗透率逐渐降低,呈现出明显的周期性滞后现象,说明相对渗透率不光是饱和度的函数,也与饱和顺序和饱和历史相关,而水相相对渗透率略微增加,周期性滞后效应较小。此外,伴随周期增加,残余气饱和度逐渐增加,束缚水饱和度缓慢降低。

(2)多周期气油相渗实验中,伴随注采周期增加,油相和气相相对渗透率均呈现出不同程度的周期性滞后现象,其中油相相对渗透率逐渐增加,而气相相对渗透率显著降低,但是整体来看油相和气相的周期性滞后效应影响随注采周期的增加逐渐减小,并且残余油饱和度随周期增加逐渐降低。

(3)基于多周期气水和气油相渗实验,分别建立了相渗曲线特征值模型和相渗曲线模型,并绘制了多周期气水、气油相渗曲线图版,对10个注采周期气水、气油相渗曲线进行了预测。结果表明多周期注采有利于储气库排液扩容,但是同时伴随着气体损失,油相渗流能力会增加,但是气相渗流能力会显著降低。