CN113250749B - 一种凝析气藏型储气库的模拟方法及其系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种凝析气藏型储气库的模拟方法及其系统，方法包括：分别获得凝析油气样品的凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线；基于物质平衡方程确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量；结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数；在所述运行参数约束下，基于凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟。上述方法结合凝析油气相态特征，进而优化设计了凝析气藏型储气库关键的运行参数，最后综合考虑凝析油气相态特征和气水相对渗流规律进行数值模拟，实现了边底水凝析气藏型储气库的调峰功能和协同建库过程中进一步提高凝析油采收率的目标。
Description
技术领域
本发明涉及油气藏转建储气库领域，具体涉及一种凝析气藏型储气库的模拟方法及其系统。
背景技术
地下储气库是天然气储存和调峰的主要手段之一。由于我国天然气消费量的快速增长，天然气战略储备和调峰需求越来越高，应加快我国地下储气库的发展和建设，才能确保我国经济社会的可持续和健康发展。
世界范围内地下储气库经过一个世纪的发展，包括油气藏改建、盐穴建库和水层建库，储气库建造技术已达到了较成熟的水平，但仍一直处于发展状态，尤其是边底水凝析气藏型储气库还处在起步阶段，且其建库方法不同于传统油气藏型储气库，面临着诸多挑战。
边底水凝析气藏型储气库流体相态变化和渗流特征异常复杂。为了满足冬季用气量，需采出天然气，地层压力持续下降；当地层压力低于露点压力后，发生反凝析现象，凝析油析出，烃类流体由单相凝析气变为两相凝析油和凝析气，烃类流体渗流由单相凝析气渗流变为两相凝析油/气渗流；同时，边底水侵入，储层中流体渗流特征进一步复杂化，由两相凝析油/气渗流变为三相地层水/凝析油/气渗流。到了用气量低谷期的夏季，为了存储，需注入天然气，地层压力持续上升；当地层压力高于露点压力后，发生反蒸发现象，部分凝析油蒸发重新进入凝析气相，凝析油饱和度降低；同时，已侵入储层的部分边底水被推向储层深处，残留下的地层水大部分封锁了凝析油气，降低了凝析油气的渗流能力。除此之外，这种复杂的相态变化和渗流特征，随着凝析气藏型储气库注采轮次的增加，反复进行，储层中的地层水/凝析油/气分布越来越复杂，三相流体互锁现象愈加严重，凝析油气的渗流能力进一步持续下降，严重制约了边底水凝析气藏型储气库的运行效率和凝析油的采收率。
当前，传统油气藏型储气库的建库方法未考虑地层水、凝析油/气的复杂相态变化和渗流特征对储气库运行效率和凝析油采收率的影响。因此，用现有油气藏型建库方法直接应用于边底水凝析气藏转建储气库中，将极大地抑制了边底水凝析气藏型储气库的调峰功能，且不利于协同建库过程中进一步提高凝析油采收率。
发明内容
鉴于上述传统油气藏型储气库的建库方法未考虑地层水、凝析油/气的复杂相态变化和渗流特征对储气库运行效率和凝析油采收率的影响的问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的一种凝析气藏型储气库的模拟方法及其系统。
依据本发明的一个方面，提供一种凝析气藏型储气库的模拟方法，所述方法包括：
分别获得凝析油气样品的凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线；
基于物质平衡方程确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量；
结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数；
在所述运行参数约束下，基于凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟。
优选的，获得凝析油气样品的凝析油气相态特征包括：
计算所需凝析油气样品的用油量及用气量；
对所述凝析油气样品进行闪蒸测试、露点压力测定、凝析气体系雾状CCE实验测试、凝析气体系雾状CVD实验测试并获得对应的实验数据；
基于所述实验数据拟合出所述凝析油气相态特征。
优选的，获取气水相对渗透率曲线包括：
基于非稳态法进行气水互驱实验以获得气水相渗数据；
根据所述气水相渗数据得到气水相对渗透率曲线。
优选的，所述方法还包括：基于非稳态法进行多轮次气水互驱实验以获得不同轮次下的气水相对渗透率曲线。
优选的，所述气水相对渗透率曲线包括：水相相对渗透率曲线以及气相相对渗透率曲线。
优选的，基于物质平衡方程确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量包括：
根据物质平衡方程确定地下储集空间的原始体积，边底水凝析气藏开发过程中的液相发生体积膨胀时的体积变化量、剩余烃类气体体积以及地层压力下降引起岩石骨架变形后的地下储集层空间的第一体积；
基于所述液相发生体积膨胀时的体积变化量、地下储集空间的原始体积以及第一体积确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量。
优选的，获得凝析油气样品的凝析油气相态特征后，所述方法还包括：
基于所述凝析油气相态特征拟合出凝析油饱和度。
优选的，结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数包括：
基于拟合出的所述凝析油饱和度以及边底水侵入储集层而增加的含水饱和度获得当前地层压力条件下的储气库库容量；
基于当前地层压力条件下的储气库库容量、边底水水侵量和凝析油饱和度确定储气库运行的下限压力和上限压力，并分别计算所述下限压力和上限压力对应的储气库库容量；
基于所述下限压力和上限压力对应的储气库库容量确定最大库容量、垫气量和工作气量。
优选的，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟包括：
进行凝析油气样品的组分劈分；
基于所述组分劈分以及所述气水相对渗透率曲线进行PVT拟合以获得所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值。
依据本发明的一个方面，提供一种凝析气藏型储气库的模拟系统，所述模拟系统包括：
第一获取单元，用于分别获得凝析油气样品的凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线；
第二获取单元，用于基于物质平衡方程确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量；
参与优化单元，用于结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数；
数值模拟单元，用于在所述运行参数约束下，基于凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟。
本发明中的凝析气藏型储气库的模拟方法，可以计算复杂流体渗流特征下的水侵量，并结合凝析油气相态特征，进而优化设计了凝析气藏型储气库关键的运行参数，最后综合考虑凝析油气相态特征和气水相对渗流规律进行数值模拟，实现了边底水凝析气藏型储气库的调峰功能和协同建库过程中进一步提高凝析油采收率的目标，有利于科学指导边底水凝析气藏衰竭开发后转建储气库的高效经济运行，且丰富了油气藏型储气库的理论和技术。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例中一种凝析气藏型储气库的模拟方法流程图；
图2为本发明实施例中一种凝析气藏型储气库的模拟系统结构图；
图3为本发明实施例中通过高压物性PVT实验获得的凝析油气相图；
图4为本发明实施例中通过三轮次气水互驱实验获得的气水相对渗透率曲线对比图；
图5为本发明实施例中地层压力随累积产气量关系确定水侵量示意图；
图6为本发明实施例中凝析油饱和度随地层压力变化示意图；
图7为本发明实施例中凝析气藏型储气库库容量随地层压力变化示意图；
图8为本发明实施例中凝析气藏型储气库中凝析油在储集层中分布特征；
图9为本发明实施例中凝析气藏型储气库中凝析气分布和气窜特征；
图10为本发明实施例中凝析气藏型储气库中地层水分布和水淹特征；
图11为本发明实施例中边底水凝析气藏型储气库设计的三种方案地层平均压力对比图；
图12为本发明实施例中边底水凝析气藏型储气库设计的三种方案凝析油产量对比图；
图13为本发明实施例中边底水凝析气藏型储气库设计的三种方案产水量对比图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明实施例提供一种凝析气藏型储气库的模拟方法，如图1所示，所述方法包括：
步骤101，分别获得凝析油气样品的凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线。具体的实施例中，为了准确识别凝析气藏型储气库的凝析油气相态特征，选取代表性井的凝析油气样品，通过凝析油气高压物性PVT实验以获取凝析油气样品的凝析油气相态特征。以及选取凝析气藏型储气库代表性井的天然岩心柱作为岩样，对岩样进行气水互驱实验以获得气水相对渗透率曲线，根据气水相对渗透率曲线可以研究边底水储气库气水过渡带在交互驱替过程中气水渗流特性的变化规律。
步骤102，基于物质平衡方程确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量。其中，确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量过程中考虑了反凝析影响，以获得在反凝析影响下更为准确的析气藏型储气库的水侵量。
步骤103，结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数。具体的实施例中，所述凝析气藏型储气库的运行参数主要包括运行的下限压力和上限压力、最大库容量、垫气量、工作气量以及储气库深度。
步骤104，在所述运行参数约束下，基于凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟，根据所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟的结果结合经济效益评价可以实现凝析气藏型储气库调峰功能以及提高凝析油采收率两个目标。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，可以计算复杂流体渗流特征下的水侵量，并结合凝析油气相态特征，进而优化设计了凝析气藏型储气库关键的运行参数，最后综合考虑凝析油气相态特征和气水相对渗流规律进行数值模拟，实现了边底水凝析气藏型储气库的调峰功能和协同建库过程中进一步提高凝析油采收率的目标，有利于科学指导边底水凝析气藏衰竭开发后转建储气库的高效经济运行，且丰富了油气藏型储气库的理论和技术。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，获得凝析油气样品的凝析油气相态特征包括：
计算所需凝析油气样品的用油量及用气量。具体的，为了将代表性井地面分离器的凝析油气样品恢复至当前地层压力条件，分别计算配样的用油量和用气量，然后进行地层流体样品配制。
较佳的实施例中，通过分离器油量结合公式(1)求出需要配制流体样品的用油量xcm3：
其中，GORs为分离器的气油比，m3/m3；Vos为配制用油量为x的凝析油气样品所需的分离器油量，cm3。
通过公式(2)和(3)计算用气量Vsg
其中，Vscg为标准条件下等质量的气体积，cm3；Tsc为标准温度，293.15K；psc为标准压力，0.101MPa；pp为配样压力，MPa；Tp为配样温度(可设定为分离器温度)，K；Zsc为标准条件的气体偏差系数，可近似取值为1；Zp为配样压力和配样温度下的气体偏差系数。
对所述凝析油气样品进行闪蒸测试、露点压力测定、凝析气体系雾状CCE实验测试、凝析气体系雾状CVD实验测试并获得对应的实验数据。具体的，上述闪蒸测试、露点压力测定、凝析气体系雾状CCE实验测试、凝析气体系雾状CVD实验测试均为现有技术中较为常见的测试，因此本发明不再赘述。
基于所述实验数据拟合出所述凝析油气相态特征。具体的，通过P-T相图来表征代表性井凝析油气相态特征。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，获取气水相对渗透率曲线包括：
基于非稳态法进行气水互驱实验以获得气水相渗数据；
根据所述气水相渗数据得到气水相对渗透率曲线。
具体的实施例中，取自凝析气藏型储气库代表性井的25mm的天然岩心柱为实验岩心，并通过实验测得岩心基础参数以用于气水互驱实验中计算气水相渗数据。
其中，气水互驱实验前还需要按照凝析气藏型储气库代表性井现场水样离子成分复配地层水以及气体。具体的，用0.45μm滤膜经砂芯漏斗过滤得到地层水，气体用纯度99.999％的氮气。
非稳态法进行气水互驱实验中运用双缸恒速恒压驱替泵(流速范围：0.001-30ml/min；压力范围：0-70MPa)、岩心夹持器、手摇泵、活塞式中间容器、压力表、气水分离器、湿式流量计、气瓶等进行，具体的实验方法及步骤可以参考《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行以获取相应的气水相渗数据。并根据气水相渗数据绘制气水相对渗透率曲线。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，所述方法还包括：基于非稳态法进行多轮次气水互驱实验以获得不同轮次下的气水相对渗透率曲线。
具体的实施例中，可以进行1-3轮次气水互驱实验，获得三轮次的气水相渗数据，并绘制三轮次的气水相对渗透率曲线，通过对比不同轮次气水相对渗透率曲线，研究边底水储气库气水过渡带在交互驱替过程中气水渗流特性的变化规律。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，所述气水相对渗透率曲线包括：水相相对渗透率曲线以及气相相对渗透率曲线。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，基于物质平衡方程确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量包括：
根据物质平衡方程确定地下储集空间的原始体积，边底水凝析气藏开发过程中的液相发生体积膨胀时的体积变化量、剩余烃类气体体积以及地层压力下降引起岩石骨架变形后的地下储集层空间的第一体积；
基于所述液相发生体积膨胀时的体积变化量、地下储集空间的原始体积以及第一体积确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量。
在本发明具体的实施例中，首先根据物质平衡原理，地下储集空间的原始体积V可表达为公式(4)：
其中，G为储集层原始天然气储量，108m3；Bgi为原始条件下天然气体积系数，无因次；Swi为束缚水饱和度，无因次；ywi为原始压力下气相中水蒸汽所占体积分数，无因次。
在边底水凝析气藏开发过程中，当边底水凝析气藏生产一段时间，储集层剩余凝析气V1可根据公式(5)获得：
V1＝(G-Gp)Bg (5)
式中Gp为当前累积凝析气产量，108m3；Bg为当前地层压力下天然气体积系数，无因次。
边底水凝析气藏生产过程中压力下降，溶解在水中的烃类气体部分溢出，即水溶气体积V2可根据公式(6)获得：
式中Rswi为原始条件下溶解气水体积比，m3/m3；Rsw为当前地层压力溶解气水体积比，m3/m3；Bwi为原始条件下地层水体积系数，无因次。
已知当前储集层总烃类气体，可通过公式(7)获得水蒸汽体积V3为：
V3＝(V1+V2)yw (7)
式中yw为当前地层压力下气相中水蒸汽所占体积分数，无因次。
由地下储集层总体积和束缚水饱和度，可通过公式(8)获得束缚水体积V4为：
同理，由地下储集层总体积和凝析油饱和度，可通过公式(9)获得凝析油体积V5为：
式中So为当前地层压力的凝析油饱和度。
由当前累积天然水侵量和累积产水量，可通过公式(10)获得净水侵量体积V6为：
V6＝We-WpBw (10)
式中We为当前累积天然水侵量，108m3；Wp为当前累积产水量，108m3；Bw为当前地层压力下地层水的体积系数，无因次。
边底水凝析气藏生产过程中压力下降，岩石骨架变形，束缚水和凝析油组成的液相发生体积膨胀，即液相发生体积膨胀时，由岩石、束缚水及凝析油膨胀的体积变化量V7可通过公式(11)获得：
式中Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Swi为束缚水饱和度，无因次；Co为凝析油压缩系数，MPa-1；Cf为地层压缩系数，MPa-1；pi为边底水凝析气藏原始地层压力，MPa；ywi为原始压力下气相中水蒸汽所占体积分数，无因次；p为储集层当前地层压力。
边底水凝析气藏开发一段时间后，剩余烃类气体体积Vhv-g通过公式(12)获得：
Vhv-g＝Vp(1-Swi-So-ΔSw)(1-yw) (12)
式中Vp为由于地层压力下降引起岩石骨架变形后的地下储集层空间的第一体积，108m3；ΔSw为边底水侵入储集层中增加的平均含水饱和度，其可通过公式(13)计算获得：
ΔSw＝(We-WpBw)(1-Swi)(1-ywi)/GBgi (13)
其中，由公式(5)和公式(6)来表达剩余烃类气体体积Vhv-g为：
Vhv-g＝V1+V3 (14)
由式(12)和式(14)，可得地层压力下降引起岩石骨架变形后的地下储集层空间的第一体积Vp可由公式(15)表示：
地下储集空间的原始体积V是由地层压力下降后引起岩石骨架变形后的储集层空间的第一体积Vp与岩石、束缚水及凝析油膨胀的体积变化量V7组成的，因此，由公式(4)-(6)、公式(11)、公式(13)和公式(15)可推导出公式(16)为：
其中，公式(16)是考虑反凝析现象、边底水侵入、水溶气溢出、水蒸汽及弹性膨胀的边底水凝析气藏物质平衡方程。
对公式(16)变形获得公式(17)，公式(17)为基于所模拟的凝析气藏型储气库，考虑反凝析现象、边底水侵入、水溶气溢出、水蒸汽及弹性膨胀的水侵量：
根据公式(17)，代入储量参数和生产动态数据，就可以确定不同注采轮次下的水侵量。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，获得凝析油气样品的凝析油气相态特征后，所述方法还包括：
基于所述凝析油气相态特征拟合出凝析油饱和度，以进行后续的计算。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数包括：
基于拟合出的所述凝析油饱和度以及边底水侵入储集层而增加的含水饱和度获得当前地层压力条件下的储气库库容量；
基于当前地层压力条件下的储气库库容量、边底水水侵量和凝析油饱和度确定储气库运行的下限压力和上限压力，并分别计算所述下限压力和上限压力对应的储气库库容量；
基于所述下限压力和上限压力对应的储气库库容量确定最大库容量、垫气量和工作气量。
具体的实施例中，将基于所述凝析油气相态特征拟合出的凝析油饱和度So和公式(13)计算的边底水侵入储集层而增加的含水饱和度ΔSw代入公式(12)，获得当前地层压力条件下的剩余烃类气体体积Vhv-g，即为当前地层压力条件下的储气库库容量。
基于当前地层压力条件下的储气库库容量，综合考虑边底水水侵量和反凝析出来的凝析油饱和度，确定储气库运行的下限压力和上限压力，然后根据公式(12)分别计算运行的下限压力和上限压力，及其对应的储气库库容量，进而确定出最大库容量、垫气量和工作气量等储气库关键的运行参数。
本发明实施例所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，较佳的，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟包括：
进行凝析油气样品的组分劈分，以提高相态模拟准确性，为凝析油采收率准确预测奠定基础；同时提高相态模拟收敛性，为数值模拟效率快速提升奠定基础。
基于所述组分劈分以及所述气水相对渗透率曲线进行PVT拟合以获得所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值。
具体的实施例中，在进行PVT拟合时，输入不同注采轮次的气水相对渗透率曲线，可准确模拟储气库运行期间高速交互驱替的复杂流体渗流过程，包括水敏效应、应力敏感效应、储层流体分布复杂化等造成的气水渗流能力下降的物理过程。
进而进行生产历史拟合，揭示凝析气藏转建储气库时储层流体分布规律，包括不同时刻下的凝析油、凝析气和地层水在储集层空间分布特征。
较佳的实施例中，根据边底水凝析气藏型储气库地质特征和多轮次注采特征，制定了储气库布井原则如下：
1、尽量在高部位布注入井和低部位布采气井，防止低部位注入气从原始气水界面处溢出，造成溢出气无法回采；
2、按储集层沉积微相来进行注采单元的划分，据此布注采井对；
3、保持整个储气库储集层各个单元注采平衡；
4、为了抑制出砂和提高凝析油采收率，尽量少布同注同采井；
5、单气层至少布一口单采井，以便储气库运行时进行压力监测；
6、基于储集层局部物性特征，评价单井注采能力，进而合理确定注采气量。
依据上述布井原则，设计了兼顾提高凝析油采收率的凝析气藏转建储气库的多种方案，对设计的不同方案，进行数值模拟，对比不同方案的技术指标和经济指标，推荐凝析气藏转建储气库兼顾提高凝析油采收率的运行方案。
本发明提供了一种凝析气藏转建储气库兼顾提高凝析油采收率的建库方法，充分考虑了储气库多轮次气水互驱渗流特征，能够准确计算复杂流体渗流特征的水侵量，并结合凝析油气相态特征，考虑了凝析油气反凝析/反蒸发复杂相变的影响，进而优化设计了凝析气藏型储气库关键的运行参数，最后综合考虑凝析油气相态特征和多轮次气水渗流规律进行全生命周期数值模拟，实现了边底水凝析气藏型储气库的调峰功能和协同建库过程中进一步提高凝析油采收率的目标。本发明实施例还定量表征了边底水凝析气藏复杂相变特征和渗流特征对储气库扩容效率和提高凝析油采收率的影响，更加符合实际，有利于科学指导边底水凝析气藏衰竭开发后转建储气库的高效经济运行，且丰富了油气藏转建储气库的理论和技术。
本发明实施例还提供一种凝析气藏型储气库的模拟系统，如图2所示，所述模拟系统包括：
第一获取单元201，用于分别获得凝析油气样品的凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线；
第二获取单元202，用于基于物质平衡方程确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量；
参与优化单元203，用于结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数；
数值模拟单元204，用于在所述运行参数约束下，基于凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟。
下面基于一实际案件对本发明实施例所述的凝析气藏型储气库的模拟方法进行进一步展示。
为了准确识别大涝坝凝析气藏苏维依组上气层凝析油气相态特征，选取气层中部DLK9井凝析油气样品(见表1)，进行地层流体PVT相态特征全分析实验研究以获得凝析油气样品的凝析油气相态特征。
表1本实施例中凝析油气样品全组分数据表
| 组分 | CO2 | N2 | C1 | C2 | C3 |
| 含量，％ | 0.62 | 3.37 | 69.55 | 8.21 | 3.01 |
| 组分 | iC4 | nC4 | iC5 | nC5 | C6 |
| 含量，％ | 0.78 | 1.05 | 0.54 | 0.52 | 0.93 |
| 组分 | C7 | C8 | C9 | C10 | C11+ |
| 含量，％ | 1.57 | 1.94 | 1.1 | 0.87 | 5.94 |
为了将DLK9井地面分离器的凝析油气样品恢复至当前地层压力条件，分别计算凝析油气样品的用油量和用气量，然后进行地层流体样品配制。
开展单次闪蒸测试、露点压力测定、凝析气体系雾状CCE实验测试、凝析气体系雾状CVD实验测试；基于实测数据点，拟合了DLK9井地层流体在不同气/液摩尔分数下的的P-T油气相图，参见图3所示，图3中各曲线对应的气/液摩尔分数分别为1，0.9,…,0.5。
基于DLK9井地层流体的P-T相图，拟合出地层温度下随压力下降凝析油饱和度公式为
So＝0.0000523p3-0.0079984p2+0.176314p+5.3474683式中So为当前地层压力的凝析油饱和度，小数；p为储集层当前压力，MPa。
取自大涝坝2号苏维依组上气层DLK3井的25mm的天然岩心柱为实验岩心，岩心基础参数见表2。
表2岩心基础数据表
| 深度，m | 干重，g | 长度，cm | 直径，cm | 孔隙度，％ | 气测渗透率，mD |
| 4954.10 | 75.158 | 6.734 | 2.515 | 17.96 | 20.300 |
按大涝坝2号苏维依组上气层地层水的离子成分(见表3)在实验室进行地层水复配，实验前用0.45μm滤膜经砂芯漏斗过滤所得；气体用纯度99.999％的氮气。
表3地层水离子成分分析表
采用非稳态法对岩样进行三轮次气水互驱实验，实验仪器主要包括双缸恒速恒压驱替泵(流速范围：0.001-30ml/min；压力范围：0-70MPa)、岩心夹持器、手摇泵、活塞式中间容器、压力表、气水分离器、湿式流量计、气瓶等。
非稳态法气水互驱实验参考行业标准GBT 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行，先进行第1轮次气水互驱实验，实验结果见表4；继续进行第2轮气水互驱实验，实验结果见表5；然后进行第3轮气水互驱实验，实验结果所对应的数据表见表6；最后绘制三轮次的气水互驱相渗实验结果图，如图4所示，通过对比不同轮次气水相对渗透率曲线，研究边底水储气库气水过渡带在交互驱替过程中气水渗流特性的变化规律。
表4第1轮气水相渗数据表
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表5第2轮气水相渗数据表
表6第3轮气水相渗数据表
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综合考虑如图5所示的地层压力随累积产气量关系确定的水侵量和图6所示的液相饱和度随地层压力变化示意图中反凝析出来的凝析油饱和度，确定储气库运行的下限压力和上限压力，然后根据公式(13)分别计算运行的下限压力和上限压力对应的储气库容量，如图7中凝析气藏型储气库容量(库容)随地层压力变化示意图所示，进而确定出最大库容量、垫气量和工作气量等储气库关键的运行参数，见表7。
表7储气库关键运行参数表
开发凝析油气的组分劈分和PVT拟合技术，见表8，提高相态模拟准确性，为凝析油采收率准确预测奠定基础；同时提高相态模拟收敛性，为数值模拟效率快速提升奠定基础。
表8组分劈分数据表
输入如图3所示的不同注采轮次的气水相对渗透率曲线，为准确模拟储气库运行期间高速交互驱替的复杂流体渗流过程，包括水敏效应、应力敏感效应、储层流体分布复杂化等造成的气水渗流能力下降的物理过程。
进行生产历史拟合，如表9所示，揭示凝析气藏转建储气库时储层流体分布规律，图8、图9以及图10分别揭示不同时刻下的凝析油、凝析气和地层水在储集层空间分布特征。
表9历史拟合指标统计表
根据大涝坝2号边底水凝析气藏型储气库地质特征和多轮次注采特征，制定了储气库布井原则如下：
(i)尽量在高部位布注入井和低部位布采气井，防止低部位注入气从原始气水界面处溢出，造成溢出气无法回采；
(ii)按储集层沉积微相来进行注采单元的划分，据此布注采井对；
(iii)保持整个储气库储集层各个单元注采平衡；
(iv)为了抑制出砂和提高凝析油采收率，尽量少布同注同采井；
(v)单气层至少布一口单采井，以便储气库运行时进行压力监测；
(vi)基于储集层局部物性特征，评价单井注采能力，进而合理确定注采气量。
依据上述布井原则，设计了兼顾提高凝析油采收率的凝析气藏型储气库的三种方案，分别是如表10所示的高注低采模式、如表11所示的低注高采模式、如表12及表13所示的储气库模式。对设计的三种方案，进行数值模拟，对比附图11、图12、图13以及表14中不同方案的指标，推荐凝析气藏型储气库兼顾提高凝析油采收率的运行方案。
表10高注低采模式注采气量设计
表11低注高采模式注采气量设计
/>
表12储气库模式注采气量设计(建库阶段)
/>
表13储气库模式注采气量设计(运行阶段)
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表14三种设计的指标
应理解，在本发明的各种实施例中，上述各过程的序号的大小并不意味着执行顺序的先后，各过程的执行顺序应以其功能和内在逻辑确定，而不应对本发明实施例的实施过程构成任何限定。
还应理解，在本发明实施例中，术语“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系。例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，本文中字符“/”，一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
本领域普通技术人员可以意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为了描述的方便和简洁，上述描述的系统、装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统、装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另外，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口、装置或单元的间接耦合或通信连接，也可以是电的，机械的或其它的形式连接。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本发明实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以是两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分，或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (9)
1.一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，所述方法包括：
分别获得凝析油气样品的凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线；
根据物质平衡方程确定地下储集空间的原始体积，边底水凝析气藏开发过程中的液相发生体积膨胀时的体积变化量、剩余烃类气体体积以及地层压力下降引起岩石骨架变形后的地下储集层空间的第一体积；
基于所述液相发生体积膨胀时的体积变化量、地下储集空间的原始体积以及第一体积确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量；
结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数；
在所述运行参数约束条件下，基于凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟。
2.根据权利要求1所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，获得凝析油气样品的凝析油气相态特征包括：
计算所需凝析油气样品的用油量及用气量；
对所述凝析油气样品进行闪蒸测试、露点压力测定、凝析气体系雾状CCE实验测试、凝析气体系雾状CVD实验测试并获得对应的实验数据；
基于所述实验数据拟合出所述凝析油气相态特征。
3.根据权利要求1所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，获取气水相对渗透率曲线包括：
基于非稳态法进行气水互驱实验以获得气水相渗数据；
根据所述气水相渗数据得到气水相对渗透率曲线。
4.根据权利要求3所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，所述方法还包括：基于非稳态法进行多轮次气水互驱实验以获得不同轮次下的气水相对渗透率曲线。
5.根据权利要求3所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，所述气水相对渗透率曲线包括：水相相对渗透率曲线以及气相相对渗透率曲线。
6.根据权利要求1所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，获得凝析油气样品的凝析油气相态特征后，所述方法还包括：
基于所述凝析油气相态特征拟合出凝析油饱和度。
7.根据权利要求6所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数包括：
基于拟合出的所述凝析油饱和度以及边底水侵入储集层而增加的含水饱和度获得当前地层压力条件下的储气库库容量；
基于当前地层压力条件下的储气库库容量、边底水水侵量和凝析油饱和度确定储气库运行的下限压力和上限压力，并分别计算所述下限压力和上限压力对应的储气库库容量；
基于所述下限压力和上限压力对应的储气库库容量确定最大库容量、垫气量和工作气量。
8.根据权利要求1所述的一种凝析气藏型储气库的模拟方法，其特征在于，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟包括：
进行凝析油气样品的组分劈分；
基于所述组分劈分以及所述气水相对渗透率曲线进行PVT拟合以获得所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值。
9.一种凝析气藏型储气库的模拟系统，其特征在于，所述模拟系统包括：
第一获取单元，用于分别获得凝析油气样品的凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线；
第二获取单元，用于根据物质平衡方程确定地下储集空间的原始体积，边底水凝析气藏开发过程中的液相发生体积膨胀时的体积变化量、剩余烃类气体体积以及地层压力下降引起岩石骨架变形后的地下储集层空间的第一体积；基于所述液相发生体积膨胀时的体积变化量、地下储集空间的原始体积以及第一体积确定所模拟的凝析气藏型储气库的水侵量；
参与优化单元，用于结合所述凝析油气相态特征和水侵量，优化所述凝析气藏型储气库的运行参数；
数值模拟单元，用于在所述运行参数约束条件下，基于凝析油气相态特征以及气水相对渗透率曲线，进行所述凝析气藏型储气库的全生命周期数值模拟。
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| 边水凝析气藏型储气库多周期注采水侵量计算模型;孙岩等;《中国石油大学学报（自然科学版）》;第第41卷卷(第第6期期);第160-164页 * |
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