氣藏型儲氣庫注采運行物理模擬研究與應(yīng)用

孫春柳　侯吉瑞　石　磊　梁　沖　甘忠海

1.中國石油大學(xué)（北京） 2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院3.中國石油天然氣集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室 4.中國石油遼河油田公司市場管理部

氣藏型儲氣庫注采運行物理模擬研究與應(yīng)用

孫春柳1,2,3侯吉瑞1石磊2,3梁沖2甘忠海4

1.中國石油大學(xué)（北京） 2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院3.中國石油天然氣集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室 4.中國石油遼河油田公司市場管理部

孫春柳等. 氣藏型儲氣庫注采運行物理模擬研究與應(yīng)用. 天然氣工業(yè), 2016,36(5):58-61.

氣藏型地下儲氣庫運行過程中常出現(xiàn)實際庫容量小于設(shè)計庫容量及運行效率低等問題。為此，研發(fā)了物理模擬實驗系統(tǒng)，定量研究了氣藏型儲氣庫建庫與注采運行機理。以水侵砂巖氣藏儲氣庫為例，采用該系統(tǒng)針對儲氣庫高速反復(fù)注采的工況，研究了建庫氣驅(qū)機理、多周期注采過程氣水滲流規(guī)律及其對庫容量和注采能力的影響，確定了影響氣庫運行效率的主控因素；并與礦場生產(chǎn)實際運行效果進行了對比分析。結(jié)果表明：①儲層受邊水運移影響，孔隙空間可利用程度逐步降低，氣相滲流阻力逐步增加，從而影響氣庫擴容及注采效果；②儲層的可動含氣孔隙空間比例隨注采周期增加呈上升趨勢，由于受儲層孔喉分布非均質(zhì)性、驅(qū)替壓力梯度限制以及細小孔喉較強的毛細管力作用，擴容所增加的可動孔隙空間有限，使可動孔隙空間利用效率較低，約為45%；③物理模擬孔隙空間利用率與儲氣庫實際運行過程變化趨勢相同，誤差在5%以內(nèi)。結(jié)論認為：該物理模擬實驗系統(tǒng)所得結(jié)果的可靠度較高，有助于制定合理的運行制度，最大限度地提高儲氣庫運行效率。

氣藏 地下儲氣庫 物理模擬 注采運行機理 應(yīng)用 氣水滲流規(guī)律

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.58-61,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

氣藏改建地下儲氣庫是解決天然氣供需失衡、實現(xiàn)季節(jié)調(diào)峰、保障穩(wěn)定供應(yīng)的有效方法之一[1-2]。在氣藏型儲氣庫建設(shè)和運行過程中出現(xiàn)了實際庫容量小于設(shè)計庫容量、運行效率低等問題，迫切需要在這一領(lǐng)域開展深入的物理模擬研究，以對氣藏型儲氣庫建庫和注采運行提供有力技術(shù)支撐。但目前對此類儲氣庫由建庫至注采運行的全周期物理模擬研究相對薄弱[3-4]。

針對氣藏型儲氣庫建庫及運行特征，研發(fā)了“氣藏型儲氣庫建設(shè)及運行物理模擬系統(tǒng)”，可實現(xiàn)地層條件下氣藏型儲層建庫及周期運行的全程仿真模擬，并為建庫孔隙空間動用效果及其主控因素分析、氣藏儲層建庫及注采運行效率評價及建庫，以及氣藏型儲氣庫運行機理研究提供了可靠的技術(shù)支持。

筆者以水侵砂巖氣藏儲氣庫為例，綜合利用物理模擬評價手段，研究建庫氣驅(qū)機理、多周期注采過程氣水滲流規(guī)律及其對庫容量和注采能力的影響，確定了影響氣庫運行效率的主控因素，為氣藏型儲氣庫建庫及運行方案優(yōu)化設(shè)計提供可靠參考依據(jù)。

1　氣藏型儲氣庫建設(shè)及運行物理模擬系統(tǒng)

氣藏型地下儲氣庫(圖1)建庫及注采運行效果受多因素影響，主要包括：地質(zhì)構(gòu)造特征、儲層物性條件、儲層流體滲流特征及注采制度等[5-6]。地下儲氣庫實際運行過程中，儲層中多相流體分布及滲流關(guān)系十分復(fù)雜[7-9]，庫容、工作氣等參數(shù)指標變化規(guī)律無法預(yù)測[10-12]。因此有必要建立適合此類儲氣庫的物理模擬實驗系統(tǒng)，其中室內(nèi)物理模擬是其中的重要組成部分。

圖1　氣 藏型地下儲氣庫簡圖

“氣藏型儲氣庫建設(shè)及運行物理模擬系統(tǒng)”包括控制及數(shù)據(jù)采集、氣液驅(qū)替、核磁共振3大模塊，可全程智能化仿真模擬氣藏型儲層建庫及周期注采運行過程，研究地層條件下氣庫運行多相滲流規(guī)律、分布特征及其作用機理，評價建庫效果及注采氣能力。

氣藏型儲氣庫物理模擬實驗過程中，控制及數(shù)據(jù)采集、核磁共振、氣液驅(qū)替3大模塊之間相互配合，共同實現(xiàn)了建庫及注采運行仿真模擬。

1）控制及數(shù)據(jù)采集模塊通過智能控制儲氣庫注采運行模擬流程，在線采集實驗數(shù)據(jù)，模擬結(jié)束給出實驗分析結(jié)果。

2）氣液驅(qū)替模塊針對地下儲氣庫儲層條件及注采運行特征，可完成地層條件下多輪次氣水互驅(qū)、建庫及周期注采運行模擬等仿真實驗。

3）核磁共振分析模塊可配合仿真物理模擬，實時監(jiān)測實驗過程中T1/T2孔隙大小分布、自由流體指數(shù)及束縛容積指數(shù)等參數(shù)變化，量化分析氣庫孔隙空間動用效果，此模塊具有信噪比高、靈敏度高、回波時間短的特點。

2　注采運行機理分析

2.1注采運行物理模擬流程

考慮各種敏感因素對氣藏型儲氣庫儲氣空間和多相滲流特征的影響[13-16]創(chuàng)立了實驗方法。針對研究區(qū)儲層地質(zhì)特征，分別進行成藏、開采、建庫以及周期循環(huán)注采模擬。實驗過程中需記錄注采時間、流量、壓力及采氣過程中的采液量，并統(tǒng)計擴容及注采效果。具體實驗步驟如下。

1）前期準備。用模擬地層水驅(qū)替飽和水的巖心，測量巖心滲透率。

2）成藏及開采模擬。由模型左端口定壓注入氮氣驅(qū)替模型中的液相至束縛水狀態(tài)，再由模型右端口定壓注入模擬地層水驅(qū)替模型中的氣相至殘余氣狀態(tài)。

3）建庫模擬。由模型左端口定流量注入氮氣驅(qū)替模型中的液相，直至右端口見氣關(guān)閉右端口，繼續(xù)向左端口注入氣，直至模型壓力達到上限壓力關(guān)閉模型左端口。

4）周期注采模擬。關(guān)井一段時間，打開左端口，定流量采氣，直至模型壓力達到下限壓力關(guān)閉模型左端口。從首次注氣開始模型右部端口不再打開，模型左部端口既是注入口又是采出口，如此循環(huán)注采多個周期后停止實驗。

2.2注采運行仿真模擬分析

根據(jù)多周期注采仿真模擬實驗結(jié)果，儲層高滲透區(qū)是氣水兩相主要的流動通道，氣體波及效果好，庫容動用程度較高，在相同的注采運行條件下，低滲透區(qū)動用效果較差。由于受儲層孔喉分布非均質(zhì)性及氣驅(qū)壓力梯度的限制，擴容增加的含氣孔隙空間有限，注采模擬結(jié)束后，高、低滲透儲層部分孔隙空間都存在地層水而無法被氣體所占據(jù)(圖2)。

圖2　儲氣庫運行模擬孔隙 空間動用效果圖

周期注采模擬過程中，儲層的可動含氣孔隙空間比例呈上升趨勢，不可動含氣孔隙空間比例呈下降趨勢，表明隨注采周期增加，氣相在孔喉發(fā)育區(qū)快速流動不斷攜帶和干燥液相，同時細喉中的水膜由于強水濕作用向較大喉道處聚集，隨注采周期增加逐漸釋放被地層水和死氣區(qū)占據(jù)的儲集空間，不斷向可動孔隙空間轉(zhuǎn)化，儲層可動含氣飽和度升高，庫容可動用程度增加，不可動用儲集空間相應(yīng)減少(圖3)。

圖3　儲氣庫運行模擬孔隙空間總體動用效果圖

3　應(yīng)用及效果

針對大港板876區(qū)塊氣藏儲層條件進行孔隙空間利用率動態(tài)分析，物理模擬與儲氣庫實際運行結(jié)果變化趨勢相同，兩者誤差在5%以內(nèi)，可見實際生產(chǎn)運行曲線與物理模擬結(jié)果的匹配度較高，物理模擬結(jié)果符合礦場生產(chǎn)運行規(guī)律(圖4)。因此，建立的物理模擬方法滿足礦場的應(yīng)用要求，可以作為氣藏型儲氣庫建設(shè)與運行方案設(shè)計及實施的依據(jù)。

圖4　儲氣庫孔隙空間總體動用效果模擬與實際運行對比圖

4　結(jié)論

1）針對氣藏型儲氣庫，研發(fā)的“氣藏型儲氣庫建設(shè)及運行物理模擬系統(tǒng)”，完整實現(xiàn)了氣藏型儲層建庫及周期注采運行仿真模擬，為科學(xué)揭示該類型儲氣庫建庫及注采運行特征提供了有效手段。

2）可動孔隙空間利用效率偏低，受儲層孔喉分布非均質(zhì)性、驅(qū)替壓力梯度限制以及細小孔喉較強的毛細管力作用，擴容所增加的可動孔隙空間有限，使可動孔隙空間利用效率約為45%。

3）物理模擬孔隙空間動用率結(jié)果與儲氣庫實際運行誤差在5%以內(nèi)，吻合度較高，說明“氣藏型儲氣庫建設(shè)及運行物理模擬系統(tǒng)”能夠揭示氣藏型儲氣庫注采運行真實情況，為科學(xué)地進行儲氣庫建庫和運行方案優(yōu)化設(shè)計提供可靠參考依據(jù)。

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(修改回稿日期 2016-03-08編 輯 韓曉渝)

2015年中國天然氣消費量增速創(chuàng)10年最低

中國石油天然氣集團公司經(jīng)濟技術(shù)研究院發(fā)布《2015年國內(nèi)外油氣行業(yè)發(fā)展報告》（以下簡稱《報告》）稱，2015年我國天然氣消費量增速創(chuàng)10年新低。我國天然氣行業(yè)正面臨資源過剩和基礎(chǔ)設(shè)施不足等多方面的挑戰(zhàn)。

《報告》稱，2015年，我國天然氣需求量增速明顯放緩，估計全年表觀消費量為1 910×108m3，同比增長3.7%，創(chuàng)近10年新低。國內(nèi)天然氣受壓產(chǎn)影響，估計全年產(chǎn)量為1 318×108m3，增長3.5%，增速較上年下降3.1%。但與此同時，天然氣進口量達624×108m3，增長4.7%，對外依存度升至32.7%。

《報告》還指出，盡管目前我國已初步形成全國性的輸氣管網(wǎng)框架，但配氣管網(wǎng)遠未成熟，部分市級行政區(qū)還沒有天然氣管道連通。加上行業(yè)體制制約，近年來管網(wǎng)建設(shè)速度不如預(yù)期，已成為制約我國天然氣市場發(fā)展和供應(yīng)能力提升的重要瓶頸。此外，受價格機制制約，地下儲氣庫建設(shè)落后于長輸管道的發(fā)展。

《報告》預(yù)計，2016年，天然氣價格下調(diào)和環(huán)保趨嚴將拉動天然氣需求量增速回升。預(yù)計天然氣需求量將突破2 000×108m3。由于國內(nèi)儲氣調(diào)峰能力不足，夏季限產(chǎn)、冬季限供的問題仍可能發(fā)生。

（天工 摘編自中國經(jīng)濟新聞網(wǎng)）

A physical simulation experimental system for injection-withdrawal operation of gas reservoir underground gas storage and its application

Sun Chunliu1,2,3, Hou Jirui1, Shi Lei2,3, Liang Chong2, Gan Zhonghai4
(1. China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China; 3. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Underground Storage Engineering, Langfang, Hebei 065007, China; 4. Market Management Department of PetroChina Liaohe Oilfi eld Company, Panjin, Liaoning 124010, China)

Gas reservoir underground gas storage (UGS) often suffers less-than-designed capacity and low operation efficiency. In view of this, a physical simulation experimental system was developed to quantitatively investigate the building and injection–withdrawal operation mechanism of gas reservoir UGS.Then it was applied to a water-contaminated sandstone gas reservoir UGS to study the gas displacement mechanism of UGS building, the gas and water seepage laws in the multiple cycles of injection–withdrawal process and the effect on storage capacity and injection–withdrawal performance in the conditions of repeated high-speed injection–withdrawal operations. Besides, the main factors affecting UGS operation efficiency was confirmed. Finally, the simulation results were compared with the practical operation data. It is shown that due to the effect of edge water movement on reservoirs, the ratio of available pore space decreases gradually and the gas flow resistance increases gradually. Consequently, the expansion and injection-withdrawal effectiveness of UGS are affected. As injection–withdrawal cycle increases, the proportion of producible gas-bearing pore space in reservoirs is on the rise. Due to the distribution heterogeneity of pore throats in reservoirs, the limitation of displacement pressure gradient and the strong capillary pressure of fine pore throats, the available pore space for capacity expansion is limited and the utilization efficiency of producible pore space is lower, about 45%. The physical simulation and the practical operation present the same change trend in terms of utilization efficiency of pore space, with an error of less than 5%. It is demonstrated that this physical simulation experimental system can obtain results of higher reliability and play a conductive role in working out a rational operation system and increasing UGS operation efficiency to the utmost.

Gas reservoir; Underground gas storage (UGS); Physical simulation; Injection–withdrawal operation mechanism; Application; Gas and water seepage laws

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.008

中國石油天然氣集團公司重大科技專項“地下儲氣庫地質(zhì)與氣藏工程關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用”（編號：2015E-4002）。

孫春柳，1981年生，女，工程師，博士；主要從事天然氣地下儲氣庫建庫條件評價和方案設(shè)計工作。地址：（065007）河北省廊坊市44號信箱地下儲庫中心。電話： (010)69213645。ORCID:0000-0001-5178-3621。E-mail:sunchunliu@petrochina.com.cn