文96地下储气库边水运移规律

文96地下储气库边水运移规律
腰世哲
【期刊名称】《《天然气技术与经济》》
【年(卷),期】2019(013)006
【总页数】6页(P56-61)
【关键词】地下储气库; 边水; 水侵量; 数值模拟; 气水界面; 库容
【作者】腰世哲
【作者单位】中国石化天然气榆济管道有限责任公司河南濮阳 457001
【正文语种】中文
0 引言
文96 地下储气库属于枯竭气藏型储气库，由原文96气藏改建而成，含气层位为
沙二下1-4、8砂组（）和沙三上1-3 砂组（），天然气分布主要受构造控制［1-6］。

设计库容量为5.88 × 108 m3，其中，垫气量为2.93×108 m3，有效工作
气量为2.95×108 m3。

文96 储气库投产后已经过6 个完整注采周期，动态库容
量由最初的4.28×108 m3扩大至5.34×108 m3，工作气量达到了1.80×108 m3。

文96 气藏为含弱边水的层状砂岩凝析气藏，构造较简单，内部仅有一条小断层，地层向南东方向倾没，倾角为10°。

气藏构造高部位含气、中部位含油、低部位为水层，天然气地质储量为7.30×108 m3、原始水体达515×104 m3。

1 建库前边水推进情况
1.1 原始流体分布
、为层状边水纯气藏，为带油环气顶。

其中，原始气水界面大致一致，介于2 540～2 570 m，原始气水界面不统一，介于2 600～2 670 m；因文96、文92-45、文96-3、文96-4、文13-288、文侧96 等6 口井在砂组生产出油，证实存在小油环，原始气—油界面大致在2 510 m，原始油—水界面大致在2 540～2 570 m，与原始气水界面大致相当。

总体上，原始气水界面较统一，而原始气水
界面相差较大，见表1。

表1 文96气藏油、气、水分布关系表?
1.2 气藏边水推进状况研究
生产气水比特征。

文96 气田投入开发以来，初期气水比稳定在0.013，后期随着气藏压力降低、边水的影响加剧，产量大幅降低，水气比上升至0.976。

生产特征表明：文96气藏、气井即使产水，产水量也很小，但压力下降较快，反映该气藏边水能量弱；层系受注水影响，已经大面积水淹。

边水侵入量。

边水侵入储层造成天然气存储空间减小，注气过程中可将边水向构造低部位驱替，使储集空间及含气饱和度上升，对最终阶段动态库容产生正向影响。

由于视地层储量法是严格按照气藏物质平衡通式提出的［7-12］，水驱气藏的识
别正确率较高，选取视地层储量法计算，气库水侵量为110×104 m3。

按照冈秦
磷等人提出的以水驱驱动指数作为分类指标［13］，计算出文96 气藏的水驱驱动指数为0.07。

根据水侵强度判断标准，判断文96 气藏水驱类型为弱弹性水驱。

边水推进边界。

新钻注采井电性特征研究表明，及部分主力层表现为明显水侵特征，说明这些砂组均有一定程度的边水推进，各砂组推进速度不一，气库目的层的气水界面整体上升了38～118 m（表2），平面上推进了130～500 m。

边水推进的
速度与储层的物性及沉积微相密切相关，特别是水道砂体物性好，边水推进速度更快。

“水侵气层”含气饱和度变化特征。

通过新钻井在气库层系、分别钻遇有效储层测井解释成果分析，纯气层含气饱和度远大于水淹气层的含气饱和度。

其中，沙二下3-4纯气层含气饱和度大多在40%～88%，水淹气层含气饱和度大多在13%～30%；、纯气层含气饱和度大多在30%～70%，水淹气层含气饱和度大多在6%～30%。

进一步开展建库前含气饱和度与原始饱和度的对比，发现在气藏开发后期，储层含气饱和度降低，特别是水淹气层变化更大。

2 周期注采边水变化研究
油藏数值模拟方法是迄今为止定量描述在非均质地层中多相流体流动规律的唯一方法［14-15］。

根据文96 储气库气藏的特点，组分模拟器能够更为准确地反映地
下流体的分布和运移规律，选用CMG 数值模拟软件进行数值模拟研究工作。

在地质建模基础上，充分考虑储层发育、平面渗流变化等情况，利用油藏数值模拟技术，进行文96 储气库周期注采边水变化情况跟踪、分析。

表2 文96储气库分砂组边水推进情况表?
2.1 建立数值模拟模型
根据文96 气藏区块地质建模成果建立数值模拟模型，模拟层位为、。

为了保持模型数据与地质建模成果的一致性，构造及储层属性模型直接采用Petrel软件生成
的地质模型及其网格系统。

同时，根据砂体的展布、气水分布关系以及井网控制程度等因素，对Petrel软件生成的地质模型进行了粗化处理，形成了数值模拟三维
地质模型。

在数值模拟网格划分时，充分考虑了储层展布、断层走向、气水分布、井距等因素，确保网格方向与地层流体主流线方向一致，两口井之间不少于3 个网格块。

根据
文96 储气库储层展布以及计算机计算能力，平面上网格尺寸为20 m×20 m，节点数为112×144＝16 128 个；纵向上以实际20 个小层为模拟层，考虑到与跨度大，增加了1 模拟层，纵向上共划分了21 个模拟层，因此数值模拟总点数为
112×144×21＝338 688个。

2.2 历史拟合
储气库的目的层位主要为文96 凝析气藏的开采层位，因此，建库前的生产历史拟合主要在已建立的数值模拟模型基础上，拟合文96 凝析气藏这些目的层位的开发井史。

由于文96 边水凝析气藏为衰竭式开采，生产历史拟合的指标主要为储量、产气、产水、气藏压力、单井压力5 项指标。

调整孔隙体积、气水界面、高压物
性来拟合储量；调整高压物性、水体的大小、侵入速度拟合油藏压力变化；调整气水相对渗透率曲线、气藏传导率、不同层位射孔段的产量贡献水平拟合产气量及产液量［16］；通过调整气藏传导率拟合单井压力。

经拟合、调整各指标与实际生
产数据基本一致。

2.3 边水变化分析
2.3.1 注气阶段
2018 年5 月1 日进入第6 注采周期注气期，注气前整体库存为3.46 × 108 m3，2018 年10 月29 日注气结束，注气量为1.63×108 m3，整体库存达到
5.09×108 m3，库存达到历史峰值，除层外各层气水界面均发生较大变化，见表3。

2.3.2 采气阶段
为储1、储2、储3、储6、储7、储8井的主产层，6周期采气以来气水界面整
体上升10～25 m；文92-62 井进入采气期井内液面上升8 m，位于。

储7井4
月4日通井显示井内无液面，原因为储7井2月6日～11日注气后，未进行采气。

水淹程度高、物性好，部分注采井距气水界面较近，造成气水界面变化剧烈，整体上移20～50 m。

2.3.3 产液量
截至到第6 周期采气末，文96 储气库已累计产液达7 257.4 m3，第6周期产液
量为541.8 m3，平均液气比为0.054 3，液气比曲线变化平稳证实采气过程未发
生边水大幅度推进现象，见表4。

表3 注气过程气水界面变化情况表?
表4 注采周期液气比表 ?
从产液量看，储气库南部储1、储13井产液量为102.09 m3，中部储2 井产液量为25.05 m3，构造高部位产液量为122.16 m3，北部构造产液量为250.02 m3。

受储1、储12井长时间开井、产气量较大影响，6周期南、北部构造产液量较多，降低了边水向构造高部位推进速度，确保了高部位注采井的产能。

2.4 动态库容变化
文96 储气库自2012 年投产以来经历6 个完整注采周期，注采气生产情况，见表5。

随着注采周期延长，气库注采周期内最大库存气量逐渐增加，历史最高值为
5.09×108 m3。

通过注气期坚持高部位气井注气，均衡驱替边水运移［17-20］；采气期控制压差生产，平面井网均衡采气，保证边水推进稳定［21］；经过6 个
完整注采周期运行，气水界面监测结果显示，注采气期间较好地控制了边水运移，达到了排液扩容的目的。

表5 文96储气库周期注采情况对比表?
文96 储气库运行6 周期，主块库存气量与地层压力逐年提高，评价库容为
5.34×108 m3；第6 周期采气曲线与注气曲线夹角减小，显示了地层渗流条件进
一步改善，渗流阻力减小。

图1 文96储气库库容曲线图
3 结论与建议
1）在地质建模的基础上，运用CMG数值模拟软件建立文96 储气库组分模拟模型，开展边水运移数值模拟研究，结合注采井实际气水界面监测数据，逐步落实弄清了周期注采边水运移规律。

2）基于边水活动分析研究结果，坚持“高部位强注、低部位缓注”“合理控制生产压差”的注采运行原则，6周期液气比变化显示，文96储气库注气驱水效果整
体较好，边水分布更加合理，库容逐步扩大。

3）多周期的注采导致气水边界的反复移动，应进一步研究气水互驱对含水饱和度、含气饱和度及气相渗透率的影响，进而探索提升边水气藏储气库工作气量的有效途径。

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