气驱采油协同建库研究与应用

摘要：S储气库已平稳完成多周期注采运行，发挥了重要的调峰保供作用；储气库经历初期快速扩容阶段，目前处于稳定扩容阶段，进一步扩容难度较大。S储气库建库前采用天然能量开发，采气程度20.2%，部分区域仍有可观的可动剩余油富集区；借鉴驱油储气一体化建库模式的成功经验，通过开展排液扩容建库技术研究，储气库仍然有较大的扩容潜力，利用气顶重力驱作用，优选边部注采井进行排液扩容，可逐步提高建库空间，实现建库建产的协同联动。

关键字：油气藏型储气库、气驱采油、协同建库

1.S储气库概况

S储气库构造位置处于LH坳陷西部凹陷南部的STZ断裂背斜带，为气项油环边底水油气藏改建的储气库，建库目的层为兴隆台油层（S1+2），储层埋深2200～2550m，厚度可达到150～220m，孔隙度17.3%，渗透率224mD，属于中孔中渗储层。石油地质储量848.25×108t，建库前地层压力5.0MPa，原始地层压力24.27MPa。

2.排液扩容建库技术研究与应用

S储气库目前存在大量剩余油未采出，大量剩余油在较高的地层压力条件下溶解气占未动用库存量大，大量溶解气二次溶解会增加库存损耗，同时导致原油体积膨胀，挤占建库空间；边部气液过渡带注采井提供了排液扩容的有利条件。

借鉴国内外其他地下储气库建库与气驱采油等开发方面的先进经验，开展排液扩容建库技术研究，评价了排液扩容建库的可行性，最大限度挖掘调峰潜力，提高运行效率，实现气驱与储气库提高采收率协同、气驱存气量与储气库工作气量协同。

2.1排液扩容的建库理念

排液扩容是借鉴驱油储气一体化建库技术，利用储气库注采井进行注气，形成顶部气顶，利用原油重力驱作用，在低部位利用注采井进行采油或排液，实现大幅度提高原油采收率的目的；同时注气驱油使油层向储气层转变，储气库逐步扩容达产，形成储气库建库扩容与油田采油的协同联动，整体提高经济效益。

2.2排液扩容潜力分析

建库前油气藏开发阶段，依靠天然能量开发，累产油171×104t，采出程度20.19%，原油剩余地质储量677×104t，占据地下孔隙体积510×104m3；油环厚度50～90m，油柱高度大，地下剩余油储量丰富，具备挖潜的物质基础。

根据S储气库视地层压力与库容关系曲线显示右移明显，初期扩容效果明显，目前曲线基本重合，处于稳定扩容阶段，而进一步扩容难度大。

2.3地下多相流体渗流机理研究

运用室内物模实验方法、动态分析方法对排液扩容进行可行性研究。研究包括微观渗流机理、现场排液井开发效果、气液界面变化等，对传统油气藏工程方法基础上形成有效补充。S储气库为气顶油藏，地层流体受构造和岩性的复合控制。排液井位于气液过渡带附近，在注采运行过程中，可能导致气油、油水界面失稳，侵入储层的油、水部分滞留在储集空间中，形成气水互锁，并造成气井合理产量波动剧烈。本次研究打破常规单次驱替实验模式，进行气油、油水、气水相渗的多轮次互驱相渗测试，分析储气库储层内部注气排驱、采气吸允过程中多相流体相对渗流及分布规律，从而论证排液扩容的可行性。实验结果显示，多轮注采后气相渗流能力增加，油相渗流能力降低，排液扩容效果较好。

2.4水侵量与水体能量评价

水体能量是影响排液增容效果的一项重要因素，利用水驱指数法、物质平衡法、实际生产动态分析法等动态分析方法，对S块水体能量、水侵量等特征进行评价，论证排液提高库容潜力。

水驱指数方法评价结果，水驱指数0.08，为弱弹性水驱，水体能量弱，适合排液。利用物质平衡软件对S块早期开发阶段进行模拟，气顶驱动能力占主导，无水采油期长，水体能量弱。气驱膨胀能力占主导，水体驱动能量占比仅10%，水侵总量为818×104m3，水侵体积占烃类体积24.5%，排液扩容潜力大。

2.5流体运移规律研究

利用高精度多组分模型进行三维数值模拟研究，评估剩余油潜力区域、水体能量、水侵规律，并提出排液扩容部署井位。

气相运移规律。经过多周期注采，储气库气液界面外推进约150～250m，气驱扩容量达到总量达5.6×108m3，受沉积和构造的影响，气体外移的方向主要是东部的油水界面附近，其他区域的水体外推程度不强。

油相运移规律。多周期运行共采出原油2.45×104t，气液界面含油饱和度由40%降低至30%-35%，平面上原油的分布规律变化较大，剩余油富集现象减弱，但油环整体保存性较好，油环未遭到破坏，不影响储气库运行。

水相运移规律。综合分析来看，储气库投入运行以来，流体的交换比较顺畅，注采过程中的气驱扩容效果较好，水侵孔隙体积由原来的553×104m3降低至108×104m3，水淹带利用率提高80%，但局部存在水侵通道。

2.6排液扩容方案优选

2.6.1排液扩容井位优选

在剩余油富集区域，结合构造、储层、井网条件，优选3口注采井转排液井生产，待后期产油量较少，或者气窜后转为注采井生产，实现采收率和库容量的提高。

运用数值模拟，注采井和排液井运行15个注采周期，原油饱和度有一定程度地下降，气顶内部的油被驱替殆尽，油环宽度变小，累计采出原油67×104m3，提高采收率8%左右。采油排液对于底部小层的油环的完整性会产生一定程度的破坏影响，预测结果显示，油环范围稍有缩小，但整体完整性较好；气库空间稳定扩容，且保持良好运行状态。

2.6.2排采液采油速度优化与转注采井方案

通过对比不同方案的生产气油比和累计产油曲线，日产油量增大，生产气油比上升速度加快，气窜严重，生产层位含油饱和度低，天然气采出量大，气库效率降低，建议排液井最高产油量不要超过50t/d，最佳才有量为35-40t/d。

随着排液的不断进行，含油孔隙空间被逐渐排空，储气库的库容量和工作气量都逐渐增加，但接近第10个注采周期时，增加幅度逐渐减缓，可在此时将排采液井转为注采井参与气库的注采；预测10个排采液周期后，三口井转为注采井，库容量增加约为0.6×108m3，工作气量增加0.24×108m3。

3.实施效果

2020年4月开始实施排液扩容实验，3口排液井试油，自喷日产油量超100t/d，通过油嘴控压生产，实现日产油量60t以上稳产505天，含水控制在10%以内，未出现水侵、气窜，截止目前累产油量5.3×104t，实现扩容2000×104m3。

储气库油环发育，采气期气体对原油的蒸发抽提作用，油环附近注采井可携带出大量凝析油与黑油。在提高原油采收率的同时还增加建库孔隙空间，原油折算提高库容量为2400×104m3。

4.结论及建议

1、储气库排液扩容方案实现了储气库建库与提高原油采收率的协同生产，气驱采油协同扩容建库效果显著。可为同类型储气库建设提供借鉴经验，提高储气库运行效率和经济效益。

2、排液扩容井位于储气库气液界面附近，高强度的排液可能会影响气液界面稳定性，有可能造成气窜与水侵，需要加强油环密封性监测和多周期油气水互驱对储气库运行影响研究，以保障储气库平稳运行和库容的稳定。

参考文献：

[1]江同文，王锦芳，王正茂，周代余.地下储气库与天然气驱油协同建设实践与认识[J].天然气工业，2021，41（9）：66-74.

[2]江同文，王正茂，王锦芳.天然气顶部重力驱油储气一体化建库技术[J].石油勘探与开发，2021，48（5）：1061-1068.

作者简介：罗刚，男，1986年生，2009年毕业于重庆科技学院石油工程专业，高级工程师，现从事储气库油气藏开发地质工作。