摘 要

　　　　　　　——以興古7古潛山油藏為例摘　要：目前處于開發早期的油藏改建成地下儲氣庫還比較少見，其庫容量計算方法尚未形成理論體系。為此，分析了遼河坳陷興隆

　　　　　　　——以興古7古潛山油藏為例

摘　要：目前處于開發早期的油藏改建成地下儲氣庫還比較少見，其庫容量計算方法尚未形成理論體系。為此，分析了遼河坳陷興隆臺古潛山帶興古7古潛山油藏的基本地質條件，根據其氣驅開發的設計要點及指標預測，以物質平衡理論為基礎(即從油藏中累積產出的油量、氣量、水量的地下體積量等于氣頂區和含油區內的諸項彈性累積體積膨脹量、天然累積水侵量、人工累積注水、注氣地下體積量的總和)，建立了適合該油藏改建地下儲氣庫的庫容量計算方法，并定量分析了原油采出程度、地層巖石的彈性作用、水侵等因素對庫容量的影響。結果表明：①原油采出程度與庫容量呈正比，在地層壓力一定的前提下，原油的采出程度是影響地下儲氣庫庫容量最主要的因素，油藏原油采出程度變化1％，地下儲氣庫庫容量會改變1.05×10⁸m³，占總庫容量的3.65％；②由于地層壓力的降低，受地層巖石和束縛水的彈性作用的影響，會造成不可逆的孔隙和裂縫體積縮小，從而減小庫容量；③油藏發生水侵時，受底水錐進的影響，庫容量也會減小。

關鍵詞：遼河坳陷  興古7古潛山油藏  氣驅  采收率  地下儲氣庫  庫容量  物質平衡法  采出程度

Gas injection flooding for EOR and its impacts on the proposed underground gas storage capacity：A case study from the Xinggu 7 Buried Hill Oil Reservoir in the western Liaohe Depression

Abstract：At present，it is unusual to find underground gas storage reconstruction based on an oil reservoir，especially，at its early development stage，and the theoretical system of storage capacity calculation has not yet been formed．From the material balance theory，we know that the cumulative underground produced oil，gas，water volume quantity is equivalent to all the elastic cumulative volume expansion quantity plus natural and manual accumulated water influx and the injected gas volume．Based on this theorv．And in light of underground gas storage reconstruction based on the Xinggu 7 Buried Hill Reservoir developed by gas drive in the western Liaohe Depression，a calculation method of underground gas storage capacity was established suitable for such similar cases．According to the calculated resuhs and quantitative analysis of influencing factors，such as the crude oil recovery percent，the elasticitv of formation rocks，water invasion，etc．，we obtained the following findings．First，the crude oil recovery percent is in a direct proportion to the storage capacity；under a certain formation pressure，the crude oil recovery rate is the most important factor，when it in creases by 1％，the underground gas storage capacity of 105 million m³ will be added，accounting for 3.65％of the total storage capacity．Second，due to the decline of formation pressure，the elasticity of inducible water and rocks will resuIt in the sh^nking of the volume of pores and fractures，so the storage capacity decreases．Third，when water production Occurs in oil reservoirs，the storage capacity will be also shrinking due to the bottom water-coning effect．

Keywords：Liaohe Depression，Xinggu 7 Buried Hill Oil Reservoir，gas drive，recovery，gas storage，storage capacity，material balance method,recovery degree

庫容量是衡量地下儲氣庫儲氣能力的重要指標，是地下儲氣庫其他運行指標設計的基礎。因此，如何準確評價地下儲氣庫的庫容量是非常關鍵的，它對地下儲氣庫建設的成敗以及對上游天然氣開發和下游天然氣需求都將起到極其重要的調節作用^[1-13]。目前國內外油氣藏型的地下儲氣庫多是由氣藏改建而成，油藏改建地下儲氣庫的只有9座，并且均為枯竭油藏。而興古7古潛山油藏處于開發早期，開發方案設計利用人工注氣形成氣頂，實現頂部非混相垂向氣驅提高原油采收率的同時逐步擴容形成地下儲氣庫，這種油藏改建地下儲氣庫的庫容量計算方法尚未形成理論體系。為此，針對興古7古潛山油藏氣驅開發同時改建地下儲氣庫的庫容量計算作了一些探索性研究。

1　興古7古潛山油藏基本地質特征

興古7古潛山油藏位于遼河坳陷西部凹陷中南部  興隆臺古潛山帶的主體部位。目的層是太古界古潛山油層，該油藏東西被北東向的臺安—大洼斷層與興西斷層所夾持，南北受興隆臺逆斷層和興北斷層控制，高點埋深為-2335m，閉合幅度為2765m，圈閉面積為6.19km²。探明石油地質儲量為3537×10⁴t。儲層巖性以片麻巖和混合花崗巖為主。主要儲集空間為構造裂縫和破碎粒間孔，為孔隙裂縫型儲層。基質孔隙度為3.7％～5.0％，滲透率平均小于1mD，裂縫孔隙度為0.3％～0.5％，滲透率為29.5～360mD。上覆中生界和新生界沙河街組三段2套蓋層及邊界斷層封閉性較好。油藏類型為裂縫型塊狀底水油藏，含油井段大于2000m，油水界面為-4670m，油層從頂到底均有發育，古潛山縱向上分為Ⅰ～Ⅳ4個油層集中發育段，具有統一的溫度與壓力系統。該古潛山油藏具備改建地下儲氣庫的基本地質條件。

2　開發情況

2．1　開發現狀

興古7古潛山油藏自2008年1月投入開發，共投產42口水平井，日產油1853.3t，日產氣45.34×10⁴m³，累計產油量為218.80×10⁴t，累計產氣量為5.86×10⁸m³。采油速度為1.8％，采出程度為6.2％。目前地層壓力由37.1MPa降為30.1MPa。

目前油藏天然能量不足、壓力持續下降，油井產量遞減加快，注水開發難度大。為滿足生產需求，需要通過頂部注氣保持地層壓力^[14]，實現控水穩油的目標。

2．2　氣驅開發方案設計要點及指標預測

開發方式為頂部非混相垂向氣驅；井網井型為縱疊平錯三維井網；注采井距為橫向300m，縱向300m；注氣深度為工段2800～3000m井段；部署注氣井為4口水平井，水平段長度為587～943m；采油井數為53口，其中水平井44口，直井9口。

預計氣驅開發過程中油層中部深度地層壓力保持在27.25MPa，注氣段中深地層壓力為26MPa。預測到氣驅階段末的累計注氣量為85.08×10⁸m³，穩產期為8～10a。累積產油量為1186×10⁴t，采收率為33.54％。其中建庫目標層段Ⅰ～Ⅲ段上累積產油量為943.13×10⁴t，采收率為34.48％；累積產氣量為48.08×10⁸m³。

3　庫容量計算

3．1　庫容量計算方法

根據物質平衡原理：油藏經過t時間開采后，地層壓力由原始的pi下降到p，在此期間內，從油藏中累積產出的油量為Np，氣量為Gp，水量為Wp。三者累積產出的地下體積量等于氣頂區和含油區內的諸項彈性累積體積膨脹量、天然累積水侵量、人工累積注水(注氣)地下體積量的總和^[15]，即：累積產油量+累積多產氣量+累積產水量＝氣頂的累積體積膨脹量+氣頂區內地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量+含油區內地層原油的累積膨脹量+含油區內地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量+累積天然水侵量+人工累積注水體積量+人工累積注氣量。

利用油藏工程的參數符號，可將上面的文字表達式分寫如下。

1)地面的累積產油量為Np，在p壓力下的地下累積體積量為NpBo，Bo為p壓力下地層原油體積系數。

2)地面的累積產氣量為Gp，Gp＝NpRp，Rp為累積生產氣油比。而在p壓力下累積產油量Np的溶解氣量為NpRs，Rs為p壓力下的溶解氣油比。因此，地層壓力由pi下降到p時，由油藏中多產出的天然氣地下體積量為Np(Rp-Rs)Bg，Bg為p壓力下的天然氣體積系數。

3)地面累積產水量為Wp，而在p壓力下的地下體積量為WpBw，Bw為p壓力下地層水的體積系數。

4)氣頂區內天然氣的累積體積膨脹量為：

 

式中G為氣頂區內天然氣的原始地質儲量，10⁸m³；N為含油區內原油的原始地質儲量，10⁴m³；m為氣頂區的天然氣地下體積與含油區的原油地下體積比，m＝10^-4GBgi/NBoi，其中Bgi為pi壓力下的天然氣體積系數；Boi為pi壓力下的地層原油體積系數。

5)氣頂區內地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量為：

 

式中Vgp為氣頂的孔隙體積，

 

Cw為地層水的壓縮系數，MPa^-1；Cf為地層巖石的有效壓縮系數，MPa^-1；Swi為地層束縛水飽和度；Dp為地層壓降(pi-p)，MPa。

6)含油區溶解氣驅引起的地層原油累積膨脹量為：

N(Bt-Bti)＝N[Bo+(Rst-Rs)Bg-Boi]         (3)

式中Bt為地層原油的兩相體積系數，Bt＝Bo+(Rsi-Rs)Bg；Bti為原始總體積系數；Bti-Boi。

7)含油區孔隙體積為Vop，地層束縛水和巖石的累積彈性體積膨脹量為：

 

8)累積天然水侵量為We。

9)人工累積注水體積量為WiBw。

10)人工累積注氣量為GiBig，Big為在p壓力下注入氣體的體積系數。

將上述由油藏工程參數符號表示的分項關系，帶入前面的文字表達式為：

 

興古7潛山油藏屬于未飽和油藏，沒有氣頂，氣驅開發地層壓力保持在飽和壓力(22MPa)以上，原油不脫氣，建庫目標層段Ⅰ～Ⅲ段上不產水，不受水侵影響，沒有人工注水，即：m＝0、Rsi＝Rs、Wp＝0、We＝0、Wi＝0。因此，物質平衡議程可以簡化為：

 

式中Np(Rp-Rsi)Bg代表累積多產氣量，由于地層原油不脫氣，即表示從油藏中采出的注入氣量，因此Bg＝Big，將式(6)改寫為：

 

式中Gi-Np(Rp-Rsi)表示地下留存的累積注入氣量，即為對應地層壓力p下的儲氣庫庫容量(Gk)，因此，儲氣庫庫容量的計算公式為：

 

3．2　庫容量計算結果

根據上述方法，計算了興古7古潛山油藏在氣驅開發過程中，油層中部深度地層壓力保持在27.25MPa下的原油不同采出程度(Ro)時所對應的地下儲氣庫庫容量，當油藏達到最終采收率為34.48％、地層壓力為30MPa時，地下儲氣庫的庫容量為30.52×10⁸m³(圖1)。

 

4　影響庫容量的因素分析

油藏改建地下儲氣庫，是利用采出的原油所騰出的地下空間儲存天然氣。因此，在地層壓力一定的前提下，原油的采出程度是影響地下儲氣庫庫容量最主要的因素。由圖1可以看出，興古7古潛山油藏原油采出程度變化1％，地下儲氣庫庫容量會改變1.05×10⁸m³，占總庫容量的3.65％。

其次，由于地層壓力的降低，受地層巖石和束縛水的彈性作用的影響，會造成不可逆的孑L隙和裂縫體積縮小，從而影響庫容量。興古7古潛山油藏儲氣庫運行壓力下限由24MPa降為19MPa時，因受地層巖石和束縛水彈性膨脹的影響，地下儲氣庫庫容量將由30.52×10⁸m³減少為29.01×10⁸m³(圖2)，損失了1.51×10⁸m³，占總庫容量的4.94％。

 

另外，油藏一旦發生水侵，地下儲氣庫庫容量的計算公式相應修改為：

 

當水侵量達到20×10⁴m³時，地下儲氣庫庫容量就會損失0.46×10⁸m³，占總庫容量的1.51％；當水侵量為50×10⁴m³時，地下儲氣庫庫容量就會損失1.16×10⁸m³，占總庫容量的3.80％。因此，氣驅采油建庫過程中要保持地層壓力，防止水體侵入地下儲氣庫的目標層段。

5　結論

1)基于物質平衡原理，推導建立了適合興古7古潛山油藏儲氣庫的庫容量計算方法，并計算了不同原油采出程度所對應的庫容量，當地層壓力為30MPa、油藏達到最終采收率34.48％時儲氣庫的庫容量為30.52×10⁸m³。

2)定量分析了原油采出程度、地層巖石的彈性作用、水侵等因素對庫容量的影響，認為原油采出程度是影響庫容量的最主要因素。地層巖石的彈性作用、底水錐進的影響亦是不可忽視的因素。

 

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本文作者：潘洪灝  劉斐  劉純高  潘威

作者單位：中國石油遼河油田公司