气驱开发油藏改建地下储气库的库容量及其影响因素

摘 要

       ——以兴古7古潜山油藏为例摘 要:目前处于开发早期的油藏改建成地下储气库还比较少见,其库容量计算方法尚未形成理论体系。为此,分析了辽河坳陷兴隆

       ——以兴古7古潜山油藏为例

摘 要:目前处于开发早期的油藏改建成地下储气库还比较少见,其库容量计算方法尚未形成理论体系。为此,分析了辽河坳陷兴隆台古潜山带兴古7古潜山油藏的基本地质条件,根据其气驱开发的设计要点及指标预测,以物质平衡理论为基础(即从油藏中累积产出的油量、气量、水量的地下体积量等于气顶区和含油区内的诸项弹性累积体积膨胀量、天然累积水侵量、人工累积注水、注气地下体积量的总和),建立了适合该油藏改建地下储气库的库容量计算方法,并定量分析了原油采出程度、地层岩石的弹性作用、水侵等因素对库容量的影响。结果表明:①原油采出程度与库容量呈正比,在地层压力一定的前提下,原油的采出程度是影响地下储气库库容量最主要的因素,油藏原油采出程度变化1%,地下储气库库容量会改变1.05×108m3,占总库容量的3.65%;由于地层压力的降低,受地层岩石和束缚水的弹性作用的影响,会造成不可逆的孔隙和裂缝体积缩小,从而减小库容量;油藏发生水侵时,受底水锥进的影响,库容量也会减小。

关键词:辽河坳陷  兴古7古潜山油藏  气驱  采收率  地下储气库  库容量  物质平衡法  采出程度

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

AbstractAt presentit is unusual to find underground gas storage reconstruction based on an oil reservoirespeciallyat its early development stageand the theoretical system of storage capacity calculation has not yet been formedFrom the material balance theorywe know that the cumulative underground produced oilgaswater volume quantity is equivalent to all the elastic cumulative volume expansion quantity plus natural and manual accumulated water influx and the injected gas volumeBased on this theorvAnd in light of underground gas storage reconstruction based on the Xinggu 7 Buried Hill Reservoir developed by gas drive in the western Liaohe Depressiona calculation method of underground gas storage capacity was established suitable for such similar casesAccording to the calculated resuhs and quantitative analysis of influencing factorssuch as the crude oil recovery percentthe elasticitv of formation rockswater invasionetc.,we obtained the following findingsFirstthe crude oil recovery percent is in a direct proportion to the storage capacityunder a certain formation pressurethe crude oil recovery rate is the most important factorwhen it in creases by 1%,the underground gas storage capacity of 105 million m3 will be addedaccounting for 3.65of the total storage capacitySeconddue to the decline of formation pressurethe elasticity of inducible water and rocks will resuIt in the sh^nking of the volume of pores and fracturesso the storage capacity decreasesThirdwhen water production Occurs in oil reservoirsthe storage capacity will be also shrinking due to the bottom water-coning effect

KeywordsLiaohe DepressionXinggu 7 Buried Hill Oil Reservoirgas driverecoverygas storagestorage capacitymaterial balance method,recovery degree

库容量是衡量地下储气库储气能力的重要指标,是地下储气库其他运行指标设计的基础。因此,如何准确评价地下储气库的库容量是非常关键的,它对地下储气库建设的成败以及对上游天然气开发和下游天然气需求都将起到极其重要的调节作用[1-13]。目前国内外油气藏型的地下储气库多是由气藏改建而成,油藏改建地下储气库的只有9座,并且均为枯竭油藏。而兴古7古潜山油藏处于开发早期,开发方案设计利用人工注气形成气顶,实现顶部非混相垂向气驱提高原油采收率的同时逐步扩容形成地下储气库,这种油藏改建地下储气库的库容量计算方法尚未形成理论体系。为此,针对兴古7古潜山油藏气驱开发同时改建地下储气库的库容量计算作了一些探索性研究。

1 兴古7古潜山油藏基本地质特征

兴古7古潜山油藏位于辽河坳陷西部凹陷中南部  兴隆台古潜山带的主体部位。目的层是太古界古潜山油层,该油藏东西被北东向的台安—大洼断层与兴西断层所夹持,南北受兴隆台逆断层和兴北断层控制,高点埋深为-2335m,闭合幅度为2765m,圈闭面积为6.19km2。探明石油地质储量为3537×104t。储层岩性以片麻岩和混合花岗岩为主。主要储集空间为构造裂缝和破碎粒间孔,为孔隙裂缝型储层。基质孔隙度为3.7%~5.0%,渗透率平均小于1mD,裂缝孔隙度为0.3%~0.5%,渗透率为29.5360mD。上覆中生界和新生界沙河街组三段2套盖层及边界断层封闭性较好。油藏类型为裂缝型块状底水油藏,含油井段大于2000m,油水界面为-4670m,油层从顶到底均有发育,古潜山纵向上分为Ⅰ~Ⅳ4个油层集中发育段,具有统一的温度与压力系统。该古潜山油藏具备改建地下储气库的基本地质条件。

2 开发情况

21 开发现状

兴古7古潜山油藏自20081月投入开发,共投产42口水平井,日产油1853.3t,日产气45.34×104m3,累计产油量为218.80×104t,累计产气量为5.86×108m3。采油速度为1.8%,采出程度为6.2%。目前地层压力由37.1MPa降为30.1MPa

目前油藏天然能量不足、压力持续下降,油井产量递减加快,注水开发难度大。为满足生产需求,需要通过顶部注气保持地层压力[14],实现控水稳油的目标。

22 气驱开发方案设计要点及指标预测

开发方式为顶部非混相垂向气驱;井网井型为纵叠平错三维井网;注采井距为横向300m,纵向300m;注气深度为工段28003000m井段;部署注气井为4口水平井,水平段长度为587943m;采油井数为53口,其中水平井44口,直井9口。

预计气驱开发过程中油层中部深度地层压力保持在27.25MPa,注气段中深地层压力为26MPa。预测到气驱阶段末的累计注气量为85.08×108m3,稳产期为810a。累积产油量为1186×104t,采收率为33.54%。其中建库目标层段Ⅰ~段上累积产油量为943.13×104t,采收率为34.48%;累积产气量为48.08×108m3

3 库容量计算

31 库容量计算方法

根据物质平衡原理:油藏经过t时间开采后,地层压力由原始的pi下降到p,在此期间内,从油藏中累积产出的油量为Np,气量为Gp,水量为Wp。三者累积产出的地下体积量等于气顶区和含油区内的诸项弹性累积体积膨胀量、天然累积水侵量、人工累积注水(注气)地下体积量的总和[15],即:累积产油量+累积多产气量+累积产水量=气顶的累积体积膨胀量+气顶区内地层束缚水和岩石的累积弹性体积膨胀量+含油区内地层原油的累积膨胀量+含油区内地层束缚水和岩石的累积弹性体积膨胀量+累积天然水侵量+人工累积注水体积量+人工累积注气量。

利用油藏工程的参数符号,可将上面的文字表达式分写如下。

1)地面的累积产油量为Np,在p压力下的地下累积体积量为NpBoBop压力下地层原油体积系数。

2)地面的累积产气量为GpGpNpRpRp为累积生产气油比。而在p压力下累积产油量Np的溶解气量为NpRsRsp压力下的溶解气油比。因此,地层压力由pi下降到p时,由油藏中多产出的天然气地下体积量为Np(Rp-Rs)BgBgp压力下的天然气体积系数。

3)地面累积产水量为Wp,而在p压力下的地下体积量为WpBwBwp压力下地层水的体积系数。

4)气顶区内天然气的累积体积膨胀量为:

 

式中G为气顶区内天然气的原始地质储量,108m3N为含油区内原油的原始地质储量,104m3m为气顶区的天然气地下体积与含油区的原油地下体积比,m10-4GBgi/NBoi,其中Bgipi压力下的天然气体积系数;Boipi压力下的地层原油体积系数。

5)气顶区内地层束缚水和岩石的累积弹性体积膨胀量为:

 

式中Vgp为气顶的孔隙体积,

 

Cw为地层水的压缩系数,MPa-1Cf为地层岩石的有效压缩系数,MPa-1Swi为地层束缚水饱和度;Dp为地层压降(pi-p)MPa

6)含油区溶解气驱引起的地层原油累积膨胀量为:

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

式中Bt为地层原油的两相体积系数,BtBo+(Rsi-Rs)BgBti为原始总体积系数;Bti-Boi

7)含油区孔隙体积为Vop,地层束缚水和岩石的累积弹性体积膨胀量为:

 

8)累积天然水侵量为We

9)人工累积注水体积量为WiBw

10)人工累积注气量为GiBigBig为在p压力下注入气体的体积系数。

将上述由油藏工程参数符号表示的分项关系,带入前面的文字表达式为:

 

兴古7潜山油藏属于未饱和油藏,没有气顶,气驱开发地层压力保持在饱和压力(22MPa)以上,原油不脱气,建库目标层段Ⅰ~Ⅲ段上不产水,不受水侵影响,没有人工注水,即:m0RsiRsWp0We0Wi0。因此,物质平衡议程可以简化为:

 

式中Np(Rp-Rsi)Bg代表累积多产气量,由于地层原油不脱气,即表示从油藏中采出的注入气量,因此BgBig,将式(6)改写为:

 

式中Gi-Np(Rp-Rsi)表示地下留存的累积注入气量,即为对应地层压力p下的储气库库容量(Gk),因此,储气库库容量的计算公式为:

 

32 库容量计算结果

根据上述方法,计算了兴古7古潜山油藏在气驱开发过程中,油层中部深度地层压力保持在27.25MPa下的原油不同采出程度(Ro)时所对应的地下储气库库容量,当油藏达到最终采收率为34.48%、地层压力为30MPa时,地下储气库的库容量为30.52×108m3(1)

 

4 影响库容量的因素分析

油藏改建地下储气库,是利用采出的原油所腾出的地下空间储存天然气。因此,在地层压力一定的前提下,原油的采出程度是影响地下储气库库容量最主要的因素。由图1可以看出,兴古7古潜山油藏原油采出程度变化1%,地下储气库库容量会改变1.05×108m3,占总库容量的3.65%。

其次,由于地层压力的降低,受地层岩石和束缚水的弹性作用的影响,会造成不可逆的孑L隙和裂缝体积缩小,从而影响库容量。兴古7古潜山油藏储气库运行压力下限由24MPa降为19MPa时,因受地层岩石和束缚水弹性膨胀的影响,地下储气库库容量将由30.52×108m3减少为29.01×108m3(2),损失了1.51×108m3,占总库容量的4.94%。

 

另外,油藏一旦发生水侵,地下储气库库容量的计算公式相应修改为:

 

当水侵量达到20×104m3时,地下储气库库容量就会损失0.46×108m3,占总库容量的1.51%;当水侵量为50×104m3时,地下储气库库容量就会损失1.16×108m3,占总库容量的3.80%。因此,气驱采油建库过程中要保持地层压力,防止水体侵入地下储气库的目标层段。

5 结论

1)基于物质平衡原理,推导建立了适合兴古7古潜山油藏储气库的库容量计算方法,并计算了不同原油采出程度所对应的库容量,当地层压力为30MPa、油藏达到最终采收率34.48%时储气库的库容量为30.52×108m3

2)定量分析了原油采出程度、地层岩石的弹性作用、水侵等因素对库容量的影响,认为原油采出程度是影响库容量的最主要因素。地层岩石的弹性作用、底水锥进的影响亦是不可忽视的因素。

 

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本文作者:潘洪灏  刘斐  刘纯高  潘威

作者单位:中国石油辽河油田公司