CN116025313A - 一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油藏型储气库建设技术领域，公开了一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，具体为：在判定油藏封堵性满足要求、注气气源有保障及油藏注气可行的基础上，说明油藏能够开展油藏注气提高采收率协同油藏型储气库建设；油藏注气提高采收率包括注气压力确定、注采井网优选、注气井配注及采油井配产；油藏型储气库建设包括运行压力设计、库容量设计、工作气量论证、运行周期设计及注采井注采能力评价。本发明通过注气可实现油藏采收率提高的同时建成油藏型储气库。因此，注气提高采收率的油藏建设储气库具有重要战略意义：一方面可通过注气驱油实现油藏采收率的大幅提高，另一方面通过建成储气库保证能源安全。

Description

一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法

技术领域

本发明涉及油藏型储气库建设技术领域，尤其涉及一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法。

背景技术

随着天然气消费需求持续增长，特别是冬季天然气保供任务重，这对加快储气库建设提出了新的要求。但目前储气库调峰能力难以满足快速发展的天然气调峰与储备需求，天然气供需进入紧平衡状态，现有规划难以满足今后调峰与储备需求，所以储气库的建设迫在眉睫。

发明内容

本发明的目的在于提供一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，解决了现有规划难以满足调峰与储备需求的问题。

本发明是通过以下技术方案来实现：

一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，具体为：

在判定油藏封堵性满足要求、注气气源有保障及油藏注气可行的基础上，确定油藏能够开展油藏注气提高采收率协同油藏型储气库建设；

油藏注气提高采收率包括注气压力确定、注采井网优选、注气井配注及采油井配产；

油藏型储气库建设包括运行压力设计、库容量设计、工作气量论证、运行周期设计及注采井注采能力评价。

进一步，注气压力确定具体为：油藏注气提高采收率阶段的注气压力高于最小混相压力；注入气前端压力保持在最小混相压力之上；

注采井网优选具体为：采用水平井注采井型进行注采；

采油井配产具体为：从采油井产液量控制和采油井产气量控制两个方面进行分析，得到注气提高采收率阶段采油井配产条件。

进一步，注气井配注具体为：根据注气井注气能力方程设计注气提高采收率阶段注气井配注天然气量；

注气井注气能力方程如下：

式中：ψ_wf为注气井注气井底拟压力；ψ为注气井注气地层压力；q_g1为注气井配注天然气量；T为温度；K为地层渗透率；h为地层吸气厚度；r_e为注气井控制半径；r_w为井眼半径或井筒半径；S为表皮系数；D为惯性系数。

进一步，运行压力设计具体为：设计储气库协同建设阶段的上限压力、下限压力；

设计储气库协同建设阶段的库容量；

设计储气库建设工作气量；

设计储气库建设运行周期；

设计储气库协同建设阶段单井注气能力；

设计储气库协同建设阶段单井采气能力。

进一步，判定油藏封堵性满足要求、注气气源有保障及油藏注气可行的过程，包括以下步骤：

S1、根据油藏封堵性评价判断待评测油藏是否封堵性强；

S2、若待评测油藏封堵性强，则评测该油藏的输气管道的输气能力是否能满足该油藏注气采气需求，若满足，则进行油藏注气可行性分析；

S3、若该油藏的油藏注气可行性分析结果为该油藏注气可行，则说明该油藏具备注气提高采收率和储气库建设的基础。

进一步，储气库协同建设阶段上限压力的设计综合考虑油藏密封性、盖层岩石的侧向压力与储气库安全系数、地面注气压缩机工况、断裂开启临界压力和地层破裂压力因素。

进一步，储气库协同建设阶段下限压力取值必须满足地层条件下混相的需要；通过地层压力保持程度评价，当时的地层压力需要保持在原始地层压力的80％。

进一步，依据容积法和动态法设计储气库协同建设阶段库容量，通过容积法和动态法分别计算出油藏库容量，取两个结果的平均值作为最终的储气库协同建设阶段库容量。

进一步，用注气井吸气指数代表储气库协同建设阶段单井注气能力的高低，注气井吸气指数的计算过程为：

油藏型储气库注气井吸气指数I_inj定义为压力平方差下的日注气量，公式如下：

其中，p_wf为储气库注气井注气井底压力；p_r为储气库注气井注气地层压力；q_g2为日注气量；T-温度；μ-粘度；Z-注入气偏差因子；K-地层渗透率；h-地层吸气厚度；r_e-注气井控制半径；r_w-井眼半径或井筒半径；S-表皮系数；γ_g-注日气相对密度。

进一步，注气提高采收率协同储气库建设工作气量包括两大部分：一部分是采油井采出的天然气，另外一部分是注气井转采气井采出的天然气；通过数值模拟评价，冬季阶段采气量为阶段总注气量的50％时，注气提高油藏采收率最优。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明公开了一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，首次探索油藏注气提高采收率协同储气库建设新模式，实现储气库全价值链技术探索；本发明首次提供了一套较为完整的油藏型储气库建库参数设计方法，包括运行压力设计、库容量设计、工作气量论证、运行周期设计、注采井注采能力评价；油藏注气提高采收率协同储气库项目的实施，可有效降低供气主力气田峰谷差，使其保持平稳生产从而保证气藏较高采收率及井筒安全；并且注入的气体可从原油中抽提大部分轻组分，从而提高液化气、轻烃及轻质原油产量，实现提质增效的目的；本发明通过注气可实现油藏采收率提高的同时建成油藏型储气库。因此，注气提高采收率的油藏建设储气库具有重要战略意义：一方面可通过注气驱油实现油藏采收率的大幅提高，另一方面通过建成储气库保证能源安全。

本发明创新设计了一套注气提高采收率协同储气库建设平台井网，极大程度节约井网占地面积，解决井场安置问题；同时便于储气库的日常管理，可提高工作效率；

具体实施方式

下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。

下面以Y油藏为例，对本发明作进一步说明：

(1)油藏封堵性评价

油藏封堵性主要包括断裂封闭性和盖层封闭性。断裂封闭性通常采用涂抹因子、泥质涂抹能力、断层泥比率和开启临界压力进行综合分析，Y油藏涂抹因子计算结果为0.27～1.00，根据评价标准，断裂完全封闭；Y油藏泥质涂抹因子计算结果37.5～56.25，根据评价标准，断裂封闭性强；Y油藏断层泥比率计算结果为100％～375％，根据评价标准，断裂完全封闭；基于建立的三维地质力学模型，量化Y油藏断裂开启临界压力为67.38MPa，而目前Y油藏地层压力仅为52MPa，说明Y油藏断裂未开启；综合评价表明Y油藏断裂封闭性强。基于声波时差建立突破压力模型获得Y油藏盖层突破压力为10.39MPa，根据最小突破压力经验值，盖层可封闭的气柱高度大于500m，而Y油藏圈闭的幅度仅为120m，因此泥岩盖层对圈闭来说是非常有效的。断裂封闭性评价结果和盖层封闭性评价结果表明Y油藏封堵性强，具备注气提高采收率和储气库建设的基础。

(2)注气气源保障

主输气管道临界油藏，便于现场试验和管网连接，经济效益可观；同时主输气管道注气气源充足，满足油藏驱油和储气库建设注气量需求。

具体地，Y油藏已有的三条主输气管道离油藏较近，平均距离40km；同时三条管线年输气能力200×10⁸m³左右，完全满足Y油藏注气需求。

(3)油藏注气可行性分析

Y油藏开展了注气细管实验和长岩心驱替实验，其中细管实验表明Y油藏在目前地层温度条件下注气能够实现混相驱，注气最小混相压力52MPa；长岩心驱替实验表明注气驱油效率相比于注水驱驱油效率高出46％，因此Y油藏注气能大幅提高驱油效率。更进一步地，Y油藏注气现场实践表明注气效果显著。综上，Y油藏注气可行。

(4)注气提高采收率阶段注气压力确定

为了实现油藏注气提高较高采收率，需保证注气能够混相，因此注气压力必须高于最小混相压力；同时考虑到注气井与生产井压力剖面呈“台阶式”特征，注入气前端压力需保持在最小混相压力之上，从而保证实现混相驱。

(5)注采井井型井网优选

通过建立千万级网格八组份高精度地质模型，采用数值模拟机理研究表明注气驱油提高采收率阶段，水平井注、水平井采的开发效果最好。相比直井注采或混合注采，水平井注采在相同气油比条件下，可有效延缓气窜，显著提高产量。考虑到油藏型储气库协同建设阶段“强注强采”特点，水平井的注气能力和产气能力都很强，生产压差小，可克服油藏出砂；并且采取水平井注采井型可有效节约钻井投资。

更进一步地，由于Y油藏现场地面复杂，设计一套平台井网(该套平台井网首次将注采井集成一套平台井网)，可极大程度节约井网占地面积，解决井场安置问题；同时便于储气库的日常管理，可提高工作效率。

(6)注气提高采收率阶段注气井配注

根据注气井注气能力方程设计注气提高采收率阶段注气井配注天然气量；推导建立的注气井注气能力方程如下：

式中：ψ_wf为注气井注气井底拟压力；ψ为注气井注气地层压力；q_g1为日注气量；T为温度；K为地层渗透率；h为地层吸气厚度；r_e为注气井控制半径；r_w为井眼半径或井筒半径；S为表皮系数；D为惯性系数。

根据注气井注气能力方程计算出Y油藏注气提高采收率阶段对水平井配注天然气20×10⁴m³/d。

将表格中各参数带入注气井注气能力方程，即可求取注气井配注气量,各个字母取值如下：

(7)注气提高采收率阶段采油井配产

采油井合理配产从产液量控制、产气量控制两个方面进行研究取值。

采油井产液量控制方面综合考虑地层出砂、临界携液气量、防止气锥、采油管柱尺寸和地面配套工艺等多方面因素，确定合理生产压差。根据目前生产井出砂现状，Y油藏地层临界出砂压差为10～15MPa；通过计算X1、X2等井在不同含水情况下的临界携液气量，确定合理压差为7～10MPa，当油管尺寸为2 7/8〞时，日产气4×10⁴m³/d可以满足临界携液流量要求；为防止纵向气锥形成，计算对应临界生产压差为5～6MPa；基于以上论证，水平井配产液105t/d。

采油井产气量控制从目前典型受效井生产现状分析确定。X3井注气受效后，气油比在300～500m³/t(处于混相带)上升缓慢，増油效果明显，生产情况稳定，但是日产气量突破4×10⁴m³/d以后，气油比迅速上升，产油量急剧下降，生产效果明显变差；从而研究确定受效采油井产气量控制条件：气油比达到1500m³/t时采取间开生产制度，达到3000m³/t关井停产；单井日产气量控制在4×10⁴m³/d以内。

(8)储气库协同建设阶段上限压力设计

储气库协同建设阶段运行压力上限应考虑储气库的安全，综合考虑油藏密封性、盖层岩石的侧向压力与储气库安全系数、地面注气压缩机工况、断裂开启临界压力和地层破裂压力等因素，Y油藏上限压力设计为56MPa。

(9)储气库协同建设阶段下限压力设计

注气驱油提高采收率协同储气库建设阶段下限压力取值必须满足地层条件下混相的需要；通过地层压力保持程度评价，地层压力保持程度要保证80％的水平；同时考虑注气井注入端压力高，通过数值模拟分析从注气井到采气井的压力变化规律，分析获得Y油藏注气驱油协同储气库建设阶段下限压力为52MPa。

地层压力是一个变量，随着开发、注水或者注气，压力值有所波动，地层压力保持程度80％表达的是当时的地层压力需要保持在原始地层压力的80％。原始地层压力是指油藏最初未开发时的地层压力。

(10)储气库协同建设阶段库容量设计

库容量设计主要依据容积法和动态法。其中容积法是基于油藏地质储量折算为烃类孔隙体积HCPV；动态法以物质平衡方程为基础，通过引入注入干气驱动相建立物质平衡注采动态预测模型进行计算求解。容积法计算Y油藏库容量为62.17亿方，动态法计算Y油藏库容量为62.84亿方，综合评价Y油藏库容量设计为62.50亿方。

(11)注气提高采收率协同储气库建设工作气量设计

与常规储气库工作气量不同，注气提高采收率协同储气库建设工作气量主要包括两大部分：一部分是采油井采出的天然气，另外一部分是注气井转采气井采出的天然气。为了满足注气提高油藏采收率的需要，冬季天然气回采的总气量不能超过总注气量。通过数值模拟评价，冬季阶段采气量(工作气量)为阶段总注气量的50％最优。

(12)注气提高采收率协同储气库建设运行周期设计

注气提高采收率协同储气库建设项目在注气提高采收率阶段，注气井一直保持注气，采油井一直保持生产；由于注气受效，采油井也会采出相当一部分天然气。正是注气提高采收率协同储气库建设项目注采强度不高，其注气期间采油井在生产，这将加速气体扩散，有利于气液界面的平衡；所以注气提高采收率协同储气库建设项目在油藏型储气库建设阶段比纯储气库平衡期短，一般设计10天即可。油藏型储气库建设阶段注气期与采气期遵循“夏注冬采”，以满足月用气不均匀的调峰需求。综上分析，油藏建库运行周期如下：在运行过程中气库尽可能遵循注气期265天(2月6日～10月31日)统一注气，平衡期10天(11月1日～11月10日)，采气期90天(11月11日～次年2月5日)统一采气的设计安排；根据气源的实际供应情况，具体操作时可以灵活调整。

(13)储气库协同建设阶段单井注气能力设计

推导建立的油藏型储气库注气井注气能力方程如下：

其中，p_wf为储气库注气井注气井底压力；p_r为储气库注气井注气地层压力；q_g2为日注气量；T-温度；μ-粘度；Z-注入气偏差因子；K-地层渗透率；h-地层吸气厚度；r_e-注气井控制半径；r_w-井眼半径或井筒半径；S-表皮系数；γ_g-注日气相对密度。

油藏型储气库注气井吸气指数I_inj定义为压力平方差下的日注气量，公式如下：

基于推导建立的油藏型储气库注气井注气能力方程，Y油藏单井注气能力为60×10⁴m³/d。

(14)储气库协同建设阶段单井采气能力设计

分别采用经验公式法(陈元千法和Joshi法)和油藏工程法评价水平井单井的无阻流量；并根据油气藏的实际生产能力，结合油气藏IPR产能曲线，综合设计Y油藏单井采气能力为30×10⁴m³/d。

Claims (10)

1.一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，具体为：

在判定油藏封堵性满足要求、注气气源有保障及油藏注气可行的基础上，确定油藏能够开展油藏注气提高采收率协同油藏型储气库建设；

油藏注气提高采收率包括注气压力确定、注采井网优选、注气井配注及采油井配产；

油藏型储气库建设包括运行压力设计、库容量设计、工作气量论证、运行周期设计及注采井注采能力评价。

2.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，注气压力确定具体为：油藏注气提高采收率阶段的注气压力高于最小混相压力；注入气前端压力保持在最小混相压力之上；

注采井网优选具体为：采用水平井注采井型进行注采；

采油井配产具体为：从采油井产液量控制和采油井产气量控制两个方面进行分析，得到注气提高采收率阶段采油井配产条件。

3.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，注气井配注具体为：根据注气井注气能力方程设计注气提高采收率阶段注气井配注天然气量；

注气井注气能力方程如下：

式中：ψ_wf为注气井注气井底拟压力；ψ为注气井注气地层压力；q_g1为注气井配注天然气量；T为温度；K为地层渗透率；h为地层吸气厚度；r_e为注气井控制半径；r_w为井眼半径或井筒半径；S为表皮系数；D为惯性系数。

4.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，运行压力设计具体为：设计储气库协同建设阶段的上限压力、下限压力；

设计储气库协同建设阶段的库容量；

设计储气库建设工作气量；

设计储气库建设运行周期；

设计储气库协同建设阶段单井注气能力；

设计储气库协同建设阶段单井采气能力。

5.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，判定油藏封堵性满足要求、注气气源有保障及油藏注气可行的过程，包括以下步骤：

S1、根据油藏封堵性评价判断待评测油藏是否封堵性强；

S2、若待评测油藏封堵性强，则评测该油藏的输气管道的输气能力是否能满足该油藏注气采气需求，若满足，则进行油藏注气可行性分析；

S3、若该油藏的油藏注气可行性分析结果为该油藏注气可行，则判定该油藏具备注气提高采收率和储气库建设的基础。

6.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，储气库协同建设阶段上限压力的设计综合考虑油藏密封性、盖层岩石的侧向压力与储气库安全系数、地面注气压缩机工况、断裂开启临界压力和地层破裂压力因素。

7.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，储气库协同建设阶段下限压力取值必须满足地层条件下混相的需要；通过地层压力保持程度评价，当时的地层压力需要保持在原始地层压力的80％。

8.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，依据容积法和动态法设计储气库协同建设阶段库容量，通过容积法和动态法分别计算出油藏库容量，取两个结果的平均值作为最终的储气库协同建设阶段库容量。

9.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，用注气井吸气指数代表储气库协同建设阶段单井注气能力的高低，注气井吸气指数的计算过程为：

油藏型储气库注气井吸气指数I_inj定义为压力平方差下的日注气量，公式如下：

其中，p_wf为储气库注气井注气井底压力；p_r为储气库注气井注气地层压力；q_g2为日注气量；T-温度；μ-粘度；Z-注入气偏差因子；K-地层渗透率；h-地层吸气厚度；r_e-注气井控制半径；r_w-井眼半径或井筒半径；S-表皮系数；γ_g-注日气相对密度。

10.根据权利要求1所述的一种油藏注气提高采收率协同储气库建设的设计方法，其特征在于，注气提高采收率协同储气库建设工作气量包括两大部分：一部分是采油井采出的天然气，另外一部分是注气井转采气井采出的天然气；通过数值模拟评价，冬季阶段采气量为阶段总注气量的50％时，注气提高油藏采收率最优。