天然氣注儲協同提高凝析氣藏采收率關鍵技術

何新興 黃召庭 廉黎明 成榮紅 付 瑩 周 煒

1. 中國石油油氣和新能源公司 2.中國石油塔里木油田公司 3.中國石油勘探開發研究院

0 引言

對全世界范圍而言，碳減排、碳中和以及低碳綠色轉型迫在眉睫，作為清潔能源的天然氣需求量激增；同時，日益緊張的國際形勢和地區局勢，也導致了全球能源爭端頻發，天然氣市場的供需態勢逐步失衡[1-5]。中國作為世界油氣消費大國和進口大國，為了應對能源轉型、國際地區形勢以及國內加速增長的天然氣需求，既要做好國內天然氣資源利用的最大化，又要充分利用好國際天然氣市場，發揮儲氣庫保供調節戰略作用。

我國儲氣庫技術起步較晚，截至2021年底，國內在運行儲氣庫31座（其中凝析氣藏儲氣庫6座），總工作氣量261×108m3，但總工作氣量占國內年消費天然氣比例不足8%（世界平均水平10%），預計2030年我國天然氣消費介量于5 000×108～5 500×108m3，因此目前我國儲氣庫工作氣量遠達不到要求，加快大型儲氣庫建設迫在眉睫[6-9]。

作為即將建設的我國最大的凝析氣藏類型儲氣庫——牙哈儲氣庫，其主體氣藏具備極豐富的凝析油氣資源和商業開采價值（原始天然氣地質儲量 285×108m3，凝析油 2 725.6×107kg），因此建庫過程必須考慮凝析油氣的開發和天然氣的注儲協同運行，實現資源利用最大化。為此，必須解決好6個方面的技術難題：①交變壓力下氣藏內部相態和產出流體組分模擬方法需要持續發展；②多周期氣水互驅對相對滲透率的影響需要攻關評價；③考慮流體非穩態壓力影響的儲層封閉性評價技術需要持續完善；④針對凝析氣藏采注儲過程中溫度場—壓力場—應力場耦合作用定量評價方法需要創新建立；⑤針對凝析氣藏注儲協同儲氣庫庫容能力評價方法尚需建立；⑥全生命周期的井網調整模式和協同階段凝析氣藏開發模式尚需改進[10-13]。

本文針對牙哈凝析氣藏建庫注儲協同所面臨的難題，繼承氣藏型儲氣庫建庫技術的同時，創新提出天然氣注儲協同技術，為國內其他同類型凝析氣藏儲氣庫建設提供借鑒。

1 牙哈凝析氣田概況

牙哈凝析氣田位于新疆維吾爾自治區庫車縣境內，構造位于塔北隆起輪臺斷隆中段牙哈斷裂構造帶。該氣藏的構造特征表現為北東東—南西西展布的長軸背斜，整體東高西低（圖1）。建庫氣藏E+K氣藏的目的層為古近系底砂巖+白堊系頂砂巖，古近系底砂巖平均孔隙度為15.4%、滲透率為155.3 mD，屬于中孔隙度高滲透率儲層；白堊系頂砂巖平均孔隙度為13.6%，滲透率為30.9 mD，屬于低孔中滲儲層，受儲層物性差異影響，古近系儲層物性好，合采合注井產量貢獻80%左右，古近系采氣井氣油比高于白堊系采氣井氣油比，古近系干氣聚集。氣藏原始地層壓力為56.0 MPa、溫度為136.76 ℃，屬于正常溫壓系統；C1含量介于82%～85%、CO2含量介于0.40%～0.46%、天然氣相對密度介于0.63～0.67；原始凝析油含量為671 g/m3，密度為0.813 5 g/cm3，含蠟量為11.02%，露點壓力為54.0 MPa、最大反凝析液量為17.2%～33.32%，容積法重新評價凝析氣儲量為278.33×108m3，其中天然氣為257.9×108m3、凝析油為1 886.8×104t，氣藏類型為高含凝析油塊狀底水凝析氣藏（圖1）。

圖1 牙哈2區塊古近系底砂巖段頂面構造圖與氣藏剖面圖

2 注儲協同提高采收率技術原理

天然氣注儲協同提高采收率技術是天然氣重力驅提高采收率技術和氣藏型儲氣庫建庫技術的耦合，天然氣重力驅技術在中國石油塔里木油田公司通過多年的現場攻關已獲重大突破[14-15]，考慮文章篇幅有限，其技術原理參見文后參考文獻[16-17]。

天然氣注儲協同提高采收率技術劃分為“重力泄油協同擴容、高速交變建庫達容”兩個階段，建庫初期采用天然氣重力驅技術，充分利用天然氣的重力分異、重力泄油、組分擴散和干化保壓等優勢，通過在凝析氣藏構造高部位部署注氣井高速、高壓注氣形成次生天然氣頂，快速構建干氣—凝析氣界面帶，重構“直平組合”立體重力驅井網推進該界面帶穩定下移，利用重力泄油驅替凝析油氣、組分擴散提高驅替效率、干化保壓抑制凝析油損失大幅提高采收率，同時不斷加速擴容，多輪次的注儲開發既能達到建設儲氣庫的目的，又能達到反蒸發抽提凝析油，最大化采出凝析油的目的，最終實現大幅提高凝析油采收率與儲氣庫建庫雙贏目標（圖2）。

圖2 注儲協同提高采收率技術原理圖

3 注儲協同提高采收率關鍵技術

天然氣注儲協同提高采收率關鍵技術涉及室內機理、地質油藏、工程工藝、地面等領域，是一個高度集成的技術體系。牙哈凝析氣藏建庫注儲協同過程中，在地質油藏方面，初步形成了凝析氣藏滲流多周期交變壓力下注儲理論方法，配套了凝析氣藏注儲協同建設及注天然氣提高采收率相關技術，因篇幅有限，此次重點論述以下關鍵技術。

3.1 凝析氣藏滲流多周期交變壓力下注儲理論方法

3.1.1 凝析氣藏型儲氣庫注儲協同多周期交變壓力下相態模擬方法

凝析氣藏注儲協同過程是典型的多周期交變壓力注采過程，其中注入過程主要模擬儲氣庫達到運行上限壓力的注氣量，在此過程中同樣需要模擬地層流體組分變化；采出階段則可以看作定容衰竭過程，同樣需要模擬井流物組分變化；注采同時進行的階段，可以看作以上兩種作用之疊加（表1），通過該方法準確模擬注儲過程中地下流體組分變化規律，為庫容參數評價提供理論支持。

表1 多周期交變壓力下相態模擬表

表1式中f(n)、f(nl)、f(ng)分別表示氣液相閃蒸方程、液相閃蒸方程和氣相閃蒸方程；T、Tk、Tr分別表示地層溫度、定容衰竭到第k次時的地層溫度、定容加氣到第r次時的地層溫度，K；p、pk、pr分別表示地層壓力、定容衰竭到第k次時的地層壓力、定容加氣到第r次時的地層壓力，MPa；vi表示i組分體積，cm3；Zg、Zl、Zgk、Zlk、Zgr、Zlr分別表示原始地層壓力下氣相偏差因子、原始地層壓力下液相偏差因子、第k級定容衰竭時氣相壓縮因子、第k級定容加氣時液相壓縮因子、第r級定容加氣時氣相壓縮因子、第r級定容衰竭時液相壓縮因子；zi表示i組分摩爾總分數；zi(t)和zi(t-1)分別表示t時刻地下流體摩爾分數和t-1時刻地下流體摩爾分數；ziinj表示注入流體中i組分所占比例；ΔNgpk、ΔNlpk分別表示第k級采出氣物質的量，第k級采出液物質的量，mol；ninj(t)表示注入流體物質的量，mol；Np(k-1)表示第k-1級井流物物質的量，mol；t表示周期數，第t周期。

3.1.2 多周期水氣互驅相對滲透率評價技術

凝析氣藏在注儲運行過程中不僅存在地層流體組分、相態變化，且存在多周期水氣互驅對相對滲透率的影響[18]。水侵型凝析氣藏在周期注采過程中，氣水界面始終處于排驅與侵入交替變化狀態，在注儲運行過程中出現水淹帶、氣水過渡帶、氣驅水純氣帶、建庫前純氣帶4個區帶。其中氣水過渡帶、氣驅純氣帶為在周期注采交替運行中受水體往復侵入影響區域，氣水交替互驅將影響孔隙體積的動用及氣相滲透率。通過室內評價發現，隨著氣水互驅輪次的增加，將出現顯著的相滲滯后，束縛水下氣相相對滲透率降低，氣水兩相共滲區變窄，氣水滲流阻力增加，在原壓力區間運行時表現為儲氣庫注入氣體損失與調峰能力下降（圖3）。

圖3 巖心實驗多輪次氣水互驅相對滲透率曲線圖

3.1.3 凝析氣藏注采儲過程中溫度場—壓力場—應力場耦合作用定量評價技術

無論是凝析氣藏儲氣庫建庫和周期運行過程，還是注氣提高采收率過程，其均涉及復雜的多場耦合過程，包括壓力場、溫度場和應力場等。根據流動特征的差異，可以分為井筒和儲層兩大部分考慮。

3.1.3.1 井筒中的溫度場和壓力場耦合作用定量評價

一般情況下，井筒中僅考慮溫度場和壓力場的分布，根據質量守恒和能量守恒原理，并聯合動量方程，可以建立注氣和采氣井筒中的多相非等溫流動模型（表2）。

表2 井筒多相非等溫流動模型表

3.1.3.2 儲層中的溫度場、壓力場和應力場耦合作用定量評價

凝析氣藏注采過程儲層中的壓力場計算一般采用組分模型，溫度場可以根據能量守恒并根據滲流場獲得的對流速度場計算，應力場需要在溫度場和壓力場的基礎上，通過求解力學模型得到，該三場是相互耦合和相互影響的。

3.2 凝析氣藏建庫注儲協同技術

3.2.1 基于四維地質力學的凝析氣藏儲氣庫地層封閉性評價技術

3.2.1.1 斷層穩定性評價

斷層穩定性是指先存斷層在應力場條件下發生再活動的風險程度，其定量評價指標為當前孔隙流體壓力條件下斷層再活動所需臨界流體壓力。地層孔隙壓力達到臨界壓力時，相應的斷層部位將處于臨界應力狀態。基于三維靜態地質力學模型及流體動態變化特征，精準模擬牙哈凝析氣藏目前地應力狀態，采用應力映射的技術手段，把斷層附近的應力值大小映射到斷層面上，模擬斷層被激活的風險特征。基于研究成果顯示：降壓開發過程中總體活動性不高（小于0.6）；注氣升壓過程中，東部及西南部部分斷層壓力較原始地層壓力高7.5～10 MPa（63.5～66 MPa）后，斷層活動性升高明顯（大于0.6），有激活漏氣的風險。因此儲氣庫運行上限壓力不宜超過63.5 MPa，在儲氣庫運行過程中需做好安全預警（圖4）。

圖4 開發降壓過程和注氣升壓過程斷層活動性圖

3.2.1.2 蓋層封閉性評價

循環注采會引起區域地應力場的周期擾動，導致蓋層的力學性質發生變化，基于四維地應力研究，注氣升壓過程中，當孔隙流體壓力超過原始地層壓力15 MPa后蓋層可能失封漏氣。氣藏中部局部區域蓋層有漏氣風險。

3.2.2 注儲協同儲氣庫庫容能力評價方法

凝析氣藏建庫庫容能力大小主要取決于上限壓力、原始烴類孔隙體積、周期注采過程中水侵量、反凝析液量變化導致的儲氣體積變化、水氣互驅過程中不同區帶孔隙動用效率等[19]。建庫區有效孔隙體積=原始含烴孔隙體積－凝析油反凝析占孔隙體積－水侵占孔隙體積－多周期水氣互驅庫容損失+應力敏感影響孔隙體積。

3.2.2.1 原始含烴孔隙體積

采用容積法對建庫區進行地質儲量計算，建庫區原始烴類孔隙體積為9 494.66×104m3，采用循環注氣開發，在一定程度上有效抑制了水侵、反凝析影響，目前剩余烴類孔隙體積為6 891.71×104m3，為建庫提供了較大的儲氣空間。

3.2.2.2 水侵占孔隙體積

在儲氣庫注氣升壓過程中，隨著注氣量增加，地層壓力升高，已經發生水侵的部分孔隙空間因壓力升高發生邊底水外排，有效增加儲氣體積。因儲層巖石親水，地層水侵入與外排不可逆，即使恢復到原始地層壓力，水侵也不能全部排出。水侵占孔隙體積=建庫前水侵占孔隙體積－建庫后注氣驅外排水占孔隙體積。在儲氣庫注氣升壓過程中，已水侵的部分孔隙空間發生邊底水外排，計算地層壓力恢復到原始地層壓力，外排水可增加609.78×104m3儲氣空間，水侵占據孔隙體積為632.76×104m3。

3.2.2.3 氣藏原始孔隙體積反凝析液影響分析

凝析油占孔隙體積=建庫前凝析油占孔隙體積-建庫后反蒸發凝析油占孔隙體積。在注氣升壓過程中會發生反蒸發，計算地層壓力恢復到原始地層壓力，凝析油體積變為151.72×104m3，折算到地下孔隙體積增加724.32×104m3。

3.2.2.4 多周期水氣互驅庫容損失評價

結合室內多輪次周期氣水交替互驅巖心實驗結果評價氣水互驅造成的庫容損失，經歷6輪次注采周期后氣水過渡帶可動含氣飽和度下降8.0%，氣驅水純氣帶可動含氣飽和度增加25%，建庫前純氣帶飽和度增加1.0%，庫容損失減小體積172×104m3。

3.2.2.5 應力敏感影響

地層壓力升高，巖石骨架受壓力變化影響孔隙體積將增加，束縛水受壓力變化影響孔隙體積同樣將增加，因壓力變化引起儲氣空間體積增加122.0×104m3。

3.2.2.6 理論庫容能力評價

以物質平衡方程為基礎，綜合考慮反凝析及水侵影響，將原始含氣孔隙體積扣除反凝析及水侵影響，建立物質平衡注采動態預測示意圖（圖5）。計算模型為：

圖5 物質平衡注采動態預測模型示意圖

式中Ggt、Gpt、Gi分別表示原始凝析氣儲量、凝析氣累積產出量、累積注氣量，m3；Bgti、Bgt、Bgz、Bw分別表示原始凝析氣體積系數、目前凝析氣體積系數、注入氣體積系數、地層水體積系數，rm3/sm3；We、Wp分別表示水侵量、累積產水量，m3；ΔV1、ΔV2分別表示反凝析孔隙體積、應力敏感孔隙體積，m3；Cw、Cf分別表示地層水壓縮系數、有效壓縮系數，MPa－1；Swi表示原始地層含水飽和度。

采用物質平衡方法計算不同地層壓力下庫容量與注氣量關系，建庫區有效孔隙體積=目前剩余孔隙體積+反蒸發增加孔隙體積+外排水增加孔隙體積－多周期水氣互驅庫損失+應力敏感增加孔隙體積= 8 175×104m3，折算庫容量240.43×108m3。

采用物質平衡法與數值模擬法計算不同地層壓力情況下庫容量，對比表明：在上限壓力情況下，物質平衡法與數值模擬法計算庫容量相對誤差1.32%。由于物質平衡注采動態預測模型是建立在20年開發動態基礎上，更具代表性，適合作為庫容量預測模型。

3.3 凝析氣藏注儲協同提高凝析油采收率技術

3.3.1 基于“重力輔助、干化保壓、兼顧富氣”原則的凝析氣藏提高凝析油采收率技術

按照“重力輔助、干化保壓、兼顧富氣”的開發原則，在建庫同時兼顧提高凝析油氣采收率，提高儲氣庫的氣庫利用率，減少建庫投資，提高建庫效益。

牙哈凝析氣藏凝析氣—干氣對流擴散實驗研究表明：在凝析氣注干氣非平衡相態中，干氣—凝析氣黃色不透明的明亮“相界面”具有一定的時間穩定性，凝析氣—凝析液相界面穩定性則更強，流體性質隨深度的變化而變化，距離PVT筒頂部越遠的氣體，其甲烷含量越低、C2～C6含量越高，所產生的非平衡特征總體上可呈現出上部的輕質干氣、中間的凝析氣、下部的高密度凝析液三相流體共存特征，且具有一定的非平衡穩定性，說明在凝析氣藏注氣過程中，會因重力、密度差等原因出現重力分異現象[20]。

現場實踐發現循環注氣開發過程中回注干氣與地層凝析氣存在重力分異作用，注入干氣在儲層內受浮力作用趨向于沿儲層頂部運移，注入氣主要分布在儲層上部。監測井地層流體測試結果反映，從上到下a、b、c氣油比大幅降低，頂部a點儲層滲透率34 mD，氣油比高達12 684 m3/m3，表現為干氣特征；底部c點儲層滲透率930 mD，氣油比僅為2 343 m3/m3，表現為凝析氣特征；而b點氣油比為6 739 m3/m3，說明注入氣超覆后在中部形成了干氣與凝析氣混合過渡帶。因此現場實踐過程中要充分利用天然氣的自身特性，注入干氣重構氣藏流體空間分布，控制干氣—凝析氣的界面穩定下移，利用重力輔助作用建立“自上而下”重力泄油開發方式，這種方式可最大化地擴大氣體波及體積，進而大幅提高采收率。

凝析氣藏在注儲協同開發過程中，通過不斷回注天然氣，一方面可以保持或者恢復地層壓力，降低或者反蒸發地層反凝析油量，不斷使地層流體干化，產出井流物凝析油含量不斷降低，從而可提高凝析油產量，同時可擴大建庫的庫容空間；另一方面保持地層壓力，減少水侵對儲氣庫庫容的影響，因此保壓干化或者復壓干化是提高凝析油最終采收率、保護儲氣庫有效庫容的主要手段。

3.3.2 重構“直平組合”雙臺階立體注儲井網大幅提高采收率技術

牙哈氣田E+K氣藏剩余富氣主要集中分布在白堊系頂部，因此在注儲協同提高凝析油采收率開發過程中，既要滿足儲氣庫的應急調峰需求（以儲氣調峰為主要目的的氣井部署在物性較好的古近系，獲得最大氣井產能，實現快速達容達產），又要兼顧提高凝析油最終采收率（以提高凝析油采收率為主要目的的氣井部署在白堊系頂砂巖段，提高剩余富氣的控制程度），為了實現上述兩種功能并減少建庫投資，優化實施重構雙臺階水平井注儲井網（圖6），前期生產白堊系富氣提高凝析油采收率，后期視氣竄情況補孔古近系提高儲氣庫調峰能力。

圖6 重構注儲協同“直平組合”雙臺階水平井立體井網圖

根據建庫氣藏剩余富氣分布特征及回注天然氣運移規律，在注儲協同開發過程中，采用“重力輔助、干化保壓、兼顧富氣”的開發部署原則，形成了凝析氣藏注儲協同提高凝析油采收率技術，實現了儲氣庫應急調峰保供的同時大幅提高了凝析油最終采收率。

4 應用效果預測

牙哈儲氣庫建庫區（牙哈2區塊E+K氣藏循環注氣部分）2000年投入開發，2001年開始注氣，受水侵、反凝析及氣竄綜合影響，2014年年產凝析油低于40×104t，2015年實施開發調整，雖然凝析油遞減率得到一定控制，但受氣竄及水侵加劇影響，未能實現凝析油持續穩產，目前凝析油含量148 g/m3（接近經濟極限凝析油含量），循環注氣開發接近尾聲，預計2024年后將停止循環注氣。未雨綢繆，牙哈凝析氣藏提高采收率技術升級，采用注儲協同提高采收率技術開發。

考慮牙哈儲氣庫總體功能定位為南疆五地州和西氣東輸管網的季節調峰、事故應急供氣、戰略應急供氣。按照“總體部署、分步實施”的建庫原則，一期功能定位為滿足南疆五地州調峰、應急供氣、實現塔里木氣區天然氣生產的削峰填谷需求；二期功能定位為承擔西氣東輸管網調峰和戰略應急供氣。一期運行5年，平均日注氣1 142.8×104m3，日產氣2 000.0×104m3，年工作氣量24.0×108m3，庫容量169.6×108m3，墊底氣量145.6×108m3，運行壓力介于36.4～44.7 MPa，預測采用注儲協同技術較循環注氣技術提高凝析油采收率5.7%，多產凝析油108.4×104t；二期運行25年，平均日注氣2 400.0×104m3，日產氣4 200.0×104m3，年工作氣量50.40×108m3，庫容量165.6×108m3，墊底氣量115.2×108m3，運行壓力介于30.0～44.8 MPa，預測采用注儲協同技術較循環注氣技術提高凝析油最終采收率10.6%，多產凝析油189.6×104t（圖7），稅后內部收益率達13.26%，具有良好的經濟效果與推廣價值。

圖7 注儲協同提高采收率技術與循環注氣技術開發效果對比圖

5 結論

1）注儲協同提高采收率技術是天然氣重力驅提高采收率技術和氣藏型儲氣庫建庫技術的耦合，分為“重力泄油協同擴容、高速交變建庫達容”兩個階段。

2）注儲協同多周期交變壓力下相態模擬方法可準確評價地下流體相態變化特征。

3）凝析氣藏建庫庫容能力主要取決于上限壓力、原始烴類孔隙體積、周期注采過程中水侵量、反凝析液量變化導致的儲氣體積變化、水氣互驅過程中不同區帶孔隙動用效率等。

4）按照“重力輔助、干化保壓、兼顧富氣”的開發原則，重構雙臺階水平井立體注儲井網，在提高儲氣庫的氣庫利用率、減少建庫投資同時兼顧大幅提高凝析油氣采收率。

5）考慮該儲氣庫功能定位，應用注儲協同提高采收率技術分二期實施，一期運行5年，庫容量169.6×108m3、工作氣量24.0×108m3，較循環注氣可再提高凝析油采收率5.7%；二期運行25年，庫容量165.6×108m3、工作氣量50.4×108m3，較循環注氣可再提高凝析油采收率10.6%。

6）注儲協同提高采收率技術具有3大優勢：①技術優勢，體現在“注氣干化、抑制凝析、補能提效、循環回注、協同建庫”等方面；②經濟優勢，體現在“全生命周期設計、注儲采協同考慮、地面設施調整少、凝析氣藏無廢棄”等方面；③戰略優勢，體現在“儲量大、適應強、分布廣、建庫快”等方面。