CN111022043B - 一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法，包括：收集并整理油气藏型储气库历年回采天然气的产水量数据；基于实测数据或研究区地温梯度确定储气库注采井地下储气层温度，并结合注采井回采过程中地层压力变化，利用Khaled方法(2007)计算地下温度压力条件下饱和水蒸汽的天然气含水量；通过比较实际回采天然气含水量与储气库地下温度压力条件下饱和水蒸汽时的含水量大小关系，判断储气库注采循环井周围的储层是否存在干化现象。

Description

一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法
技术领域
本发明涉及油气藏型地下储气库运行动态监控技术领域，特别涉及一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法。
背景技术
油气藏型储气库是天然气储气库的主要类型，主要用于保障天然气供气安全及季节调峰需求，是天然气储运系统的重要组成部分。
暖季注入地下储气库的天然气为来自输运管线的已脱水天然气，注入地下储气库的储层中后，储层中的液态水(束缚水)将挥发进入气相，并在地下温度压力条件下达到气液平衡。在此过程中，注采井周围储层的含水饱和度会逐渐降低并趋于干化。随着注采循环气量的增大，井周围储层干化区域将会逐步扩大。目前国内外对储气库储层干化及其影响的研究较少，且没有针对储气库注采循环过程中储层是否干化的判断方法。
发明内容
本发明针对现有技术的缺陷，提供了一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法，填补了现有技术的空白。
为了实现以上发明目的，本发明采取的技术方案如下：
一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法，包括以下步骤：
1)收集整理储气库注采循环井动态数据，并绘制动态曲线，包括：油压、日注气量和日产气量。
2)选择后期数据相对齐全系统的回采期，利用该回采期实际日产气量和日产水量数据，按回采生产时间顺序绘制天然气含水量变化曲线。
3)基于井的实测数据或储气库区域地温梯度，确定井下储气层地层温度；基于井下压力计检测数据获取回采期前后及回采过程中地层压力变化，并利用Khaled方法计算地下温度条件下不同压力对应的饱和水蒸汽时天然气含水量。
4)将以上两个含水量变化曲线按相同的纵横坐标合并到同一图中，并比较二者大小差异。如果回采期初期产出天然气的含水量明显低于地层温压条件下的饱和含水量，说明井周围储层已出现干化；如果低含水量生产时间较长，说明此井周围储层的干化区域已经较大。
进一步地，在步骤1)中收集的数据为按日记录的较为齐全规范的动态数据，特别是对日产水量的录取尽量准确。绘制的注采井动态曲线横坐标为日期，纵坐标分别为:日产或日注气量，单位104m3/D；油压或套压，单位MPa。
进一步地，在步骤2)中针对选取的典型回采期，利用实际日产水量和日产气量数据计算出实际回采天然气的含水量。
进一步地，在步骤3)中温度取储气库注采井产层中部对应的地层温度，压力取储气库在回采期不同阶段的平均地层压力。利用此温度与压力，通过Khaled方法公式计算地下温度条件下不同压力对应的饱和水蒸汽时天然气含水量。
Khaled方法计算天然气含水量的公式为：
Figure BDA0002366327940000021
其中：
Figure BDA0002366327940000022
为计算的天然气含水量，单位为mg/m3；
T为储气库注采井注采层段地层温度，单位为K(绝对温度)
P为储气库注采井注采层段地层压力，单位为MPa；
ai和bi为计算所需参数，具体数值列在表1中。
表1方程(1)中参数值列表
参数a<sub>i</sub> 取值 参数b<sub>i</sub> 取值
a<sub>1</sub> 706652.14 b<sub>1</sub> 2893.11193
a<sub>2</sub> -8915.814 b<sub>2</sub> -41.86941
a<sub>3</sub> 42.607133 b<sub>3</sub> 0.229899
a<sub>4</sub> -0.0915312 b<sub>4</sub> -5.68959×10<sup>-4</sup>
a<sub>5</sub> 7.46945×10<sup>-5</sup> b<sub>5</sub> 5.36847×10<sup>-7</sup>
进一步地，在步骤4)中天然气含水量对比图的横坐标为回采日期，或为回采天数，或为本回采期内累积产气量，纵坐标为天然气含水量。图中包括实际回采天然气含水量变化与对应地层温度和不同压力下计算的饱和含水量变化两条曲线。
与现有技术相比，本发明的优点在于：
能够通过比较实际回采天然气含水量与储气库地下温度压力条件下饱和水蒸汽时的含水量大小关系，判断储气库注采循环井周围的储层是否存在干化现象。
附图说明
图1为本发明实施例储气库X井动态曲线；
图2为本发明实施例储气库X井某一个回采期的动态曲线；
图3为本发明实施例储气库X井回采天然气实际平均含水量与计算饱和含水量变化对比图；
图4为某气藏开发生产井生产动态曲线图；
图5为某气藏生产井实际天然气含水量、平均含水量及计算饱和含水量对比图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下根据附图并列举实施例，对本发明做进一步详细说明。
一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法，包括以下步骤：
1)收集整理储气库注采循环井动态数据，并绘制动态曲线，包括油压(或套压)、(注气期)日注气量、(回采期)日产气量。
2)选择后期数据相对齐全系统的回采期，利用该回采期实际日产气量和日产水量数据，按回采生产时间顺序绘制天然气含水量变化曲线。
3)基于井的实测数据或储气库区域地温梯度，确定井下储气层地层温度；基于井下压力计检测数据获取回采期前后及回采过程中地层压力变化，并利用Khaled方法(2007)计算地下温度条件下不同压力对应的饱和水蒸汽时天然气含水量。
4)将以上两个含水量变化曲线按相同的纵横坐标合并到同一图中，并比较二者大小差异。如果回采期初期产出天然气的含水量明显低于地层温压条件下的饱和含水量，说明井周围储层已出现干化；如果低含水量生产时间较长，说明此井周围储层的干化区域已经较大。
在步骤1)中收集的数据为按日记录的较为齐全规范的动态数据，特别是对日产水量的录取尽量准确。绘制的注采井动态曲线横坐标为日期，纵坐标分别为:日产或日注气量，单位104m3/D；油压或套压，单位MPa。
在步骤2)中针对选取的典型回采期，利用实际日产水量(单位：吨t)和日产气量(单位：104m3)数据计算出实际回采天然气的含水量(毫克/立方米,mg/m3)。
在步骤3)中温度取储气库注采井产层中部对应的地层温度(单位：℃)，压力取储气库在回采期不同阶段的平均地层压力(单位：MPa)。利用此温度与压力，通过Khaled方法(2007)公式计算地下温度条件下不同压力对应的饱和水蒸汽时天然气含水量(mg/m3)。Khaled方法(2007)计算天然气含水量的公式为：
Figure BDA0002366327940000041
其中：
Figure BDA0002366327940000051
为计算的天然气含水量，单位为mg/m3；
T为储气库注采井注采层段地层温度，单位为K(绝对温度)
P为储气库注采井注采层段地层压力，单位为MPa；
ai和bi为计算所需参数，具体数值列在表1中。
表1方程(1)中参数值列表
参数a<sub>i</sub> 取值 参数b<sub>i</sub> 取值
a<sub>1</sub> 706652.14 b<sub>1</sub> 2893.11193
a<sub>2</sub> -8915.814 b<sub>2</sub> -41.86941
a<sub>3</sub> 42.607133 b<sub>3</sub> 0.229899
a<sub>4</sub> -0.0915312 b<sub>4</sub> -5.68959×10<sup>-4</sup>
a<sub>5</sub> 7.46945×10<sup>-5</sup> b<sub>5</sub> 5.36847×10<sup>-7</sup>
在步骤4)中天然气含水量对比图的横坐标为回采日期(Date)，或为回采天数(Days)，或为本回采期内累积产气量(Gp,104m3)，纵坐标为天然气含水量(mg/m3)。图中包括实际回采天然气含水量变化与对应地层温度和不同压力下计算的饱和含水量变化两条曲线。
实施例1：
下面通过针对某储气库一口注采井储层是否干化的判断，来描述本发明所述的判断方法。本实施例所述方法主要包括以下步骤：
(1)利用收集某储气库X井的动态数据绘制出该井动态曲线如图1。从中可看到该井在2017-2018年冬季回采期，回采气量大，且回采生产时间较为连续，动态数据较为连续完整，利用该回采期动态数据绘制动态曲线如图2所示。
(2)利用该回采期实际日产气、日产水数据，计算回采天然气的实际含水量或平均含水量(注明：实际含水量为日产水量除日产气量，单位mg/m3；平均含水量为阶段累积产水量除阶段累产气量，单位mg/m3)。由于储气库注采井回采期对产水量采集及记录不够严谨，造成实际产水量数据波动异常，为避免异常对判断方法的影响，该实例中计算平均含水量，并绘制平均含水量的变化曲线如图3。
(3)基于早期开发阶段研究工作报告确定该储气库注采井储层中深地层温度为98℃。利用回采期内不同时段关井后井口压力采用积分法计算井底压力，积分计算公式为：
Figure BDA0002366327940000061
其中ρ(P，T)为天然气密度，随压力和温度变化。不同累产气量时对应的地层压力计算结果如表2。基于地层温度和不同时段地层压力，利用Khaled方法(2007)分别计算出不同压力下天然气饱和水蒸汽时的含水量(表2)。
表2地层温度下不同压力对应天然气饱和含水量计算结果表
Figure BDA0002366327940000062
(4)将计算的饱和含水量与实际平均含水量叠合到同一张图中，如图3。从图中可以看到，实际平均含水量明显低于饱和含水量，说明该注采井周围一定范围的储层已经完全干化，无液态水向注入的脱水干气中蒸发，因此回采阶段早期采出的天然气含水量明显低于饱和含水量。从而可以给出明确的判断结果：该井周围的储层已经发生明显的干化现象。
为了便于理解该判断结果，选取某气藏开发井的实际动态数据(图4)，并比较实际含水量与计算饱和含水量(图5)，从中可以看到气藏开发过程中的天然气含水量与计算的饱和含水量是吻合的，因为其天然气都是饱和水蒸汽的。这也反过来证明，从储气库井回采出的天然气对水蒸汽呈明显的不饱和状态，因为井周围储层已经干化，没有水向天然气中挥发。
本领域的普通技术人员将会意识到，这里所述的实施例是为了帮助读者理解本发明的实施方法，应被理解为本发明的保护范围并不局限于这样的特别陈述和实施例。本领域的普通技术人员可以根据本发明公开的这些技术启示做出各种不脱离本发明实质的其它各种具体变形和组合，这些变形和组合仍然在本发明的保护范围内。

Claims (5)

1.一种判断油气藏型储气库储层是否存在干化现象的方法，包括以下步骤：
1)收集整理储气库注采循环井动态数据，并绘制动态曲线，包括：油压或套压、注气期日注气量和采气期日产气量；
2)选择后期数据相对齐全系统的回采期，利用该回采期实际日产气量和日产水量数据，按回采生产时间顺序绘制天然气含水量变化曲线；
3)基于井的实测数据或储气库区域地温梯度，确定井下储气层地层温度；基于井下压力计检测数据获取回采期前后及回采过程中地层压力变化，并利用Khaled方法计算地下温度条件下不同压力对应的饱和水蒸汽时天然气含水量；
4)将以上两个含水量变化曲线按相同的纵横坐标合并到同一图中，并比较二者大小差异；如果回采期初期产出天然气的含水量明显低于地层温压条件下的饱和含水量，说明井周围储层已出现干化；如果低含水量生产时间较长，说明此井周围储层的干化区域已经较大。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在步骤1)中收集的数据为按日记录的较为齐全规范的动态数据，特别是对日产水量的录取尽量准确；绘制的注采井动态曲线横坐标为日期，纵坐标分别为:日产或日注气量，单位104m3/D；油压或套压，单位MPa。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在步骤2)中针对选取的典型回采期，利用实际日产水量和日产气量数据计算出实际回采天然气的含水量。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在步骤3)中温度取储气库注采井产层中部对应的地层温度，压力取储气库在回采期不同阶段的平均地层压力；利用此温度与压力，通过Khaled方法公式计算地下温度条件下不同压力对应的饱和水蒸汽时天然气含水量；Khaled方法计算天然气含水量的公式为：
Figure FDA0002366327930000021
其中：
Figure FDA0002366327930000022
为计算的天然气含水量，单位为mg/m3；
T为储气库注采井注采层段地层温度，单位为K(绝对温度)
P为储气库注采井注采层段地层压力，单位为MPa；
αi和bi为计算所需参数，具体数值列在表1中；
表1方程(1)中参数值列表
参数α<sub>i</sub> 取值 参数b<sub>i</sub> 取值 a<sub>1</sub> 706652.14 b<sub>1</sub> 2893.11193 a<sub>2</sub> -8915.814 b<sub>2</sub> -41.86941 a<sub>3</sub> 42.607133 b<sub>3</sub> 0.229899 a<sub>4</sub> -0.0915312 b<sub>4</sub> -5.68959×10<sup>-4</sup> a<sub>5</sub> 7.46945×10<sup>-5</sup> b<sub>5</sub> 5.36847×10<sup>-7</sup>
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在步骤4)中天然气含水量对比图的横坐标为回采日期，或为回采天数，或为本回采期内累积产气量，纵坐标为天然气含水量；图中包括实际回采天然气含水量变化与对应地层温度和不同压力下计算的饱和含水量变化两条曲线。
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