CN116401848A - 一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，该方法步骤1：确定油藏水驱采收率；步骤2：确定油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量；步骤3：确定油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积；步骤4：确定油藏改建储气库时未被水驱波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积；步骤5：确定储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积；步骤6：确定可用于存储气体的有效孔隙体积；步骤7：计算水淹挥发性油藏改建储气库的有效库容量。该方法大幅提升了水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量设计的科学性和准确性。

Description

一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法

技术领域

本发明涉及天然气地下存储技术领域，具体而言，涉及一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法。

背景技术

地下储气库(以下简称储气库)是目前全球天然气大规模安全存储的最有效设施，其一般通过“夏注冬采”方式储气调峰，即在夏季市场用气低谷期将天然气注入存储，在冬季市场用气高峰期将天然气采出调节供需平衡，具有季节调峰、事故应急和战略储备等功能，具体包括气藏、油藏、盐穴、含水层和矿坑型等不同类型储气库。

有效库容量是评价储气库储气调峰能力的核心参数之一。由气藏改建储气库时，由于其固有的储气空间客观存在，通过地质研究、气藏开发动态分析等可获得较为准确的评价，目前已形成了考虑水侵、应力敏感等多因素的气藏改建储气库有效库容量预测方法。与气藏改建储气库截然不同，油藏改建储气库注气前，储层岩石孔隙中几乎均被剩余油、天然侵入地层水和(或)人工注入水等液体所充满，改建储气库需通过长期循环气驱采油排液方式实现气液“空间置换”，从无到有新生成储气空间，库容形成规模受注气驱油排液动用效率制约。同时，油藏改建储气库前普遍经历了天然水驱和(或)人工注水等作业，往往使得储层中下部水淹程度较高，而储层顶部受水侵影响小或完全未受水侵入，尤其对于储层厚度和(或)构造倾角大的油藏，其开发过程中储层“顶部油、底部液(油+水)”流体分区分带特征显著。因此，水淹油藏注气改建储气库过程中储层顶部发生气驱油、底部发生气驱液(油+水)。不同区带由于赋存流体不同，将导致注入气波及程度和驱替效率具有显著差别。

另外，储气库注入气一般均来自长输管道输送的经净化处理的天然气，其甲烷含量较高(含量普遍＞90％)，称为干气。在油藏建库循环注采气驱采油排液过程中，注入气与原油接触后发生组分交换、相间传质等复杂相行为，持续改变原油性质，尤其对于中间烃组分含量高、粘度小、油品性质好的挥发性油藏，而该类挥发性油藏是改建储气库的最佳油藏类型。水淹挥发性油藏注气改建储气库过程中，注入气-原油相间传质效应更加显著，注入气对原油中组分含量较高的中间烃持续抽提，这将使得油藏剩余原油中C7+等重质组分含量不断升高，导致原油密度增大、体积收缩等，进一步改变油藏储层孔隙流体分布特征和占据空间大小。

因此，对于水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量预测，不仅需要考虑储层流体分区分带特征，而且还需考虑注入气与原油之间复杂相行为对储层孔隙流体分布特征和占据空间大小的影响。但目前缺乏考虑水淹挥发性油藏储层流体分布差异和注入气与原油复杂相行为的有效库容量预测方法，(如文献2005年10月第16卷第5期《天然气地球科学》的文章“一种预测砂岩油藏改建的地下储气库最大工作气量的新方法”，文献2007年11月第27卷第11期《天然气工业》的文章“砂岩气顶油藏改建储气库库容计算方法”)，其均只考虑宏观的气油界面运移或笼统将储层流体分布均认为是水淹区，这种方法仅适用于储层完全被水淹的常规黑油油藏，应用于挥发性油藏和部分水淹油藏(包括常规黑油和挥发性油藏)时将导致计算的有效库容量误差较大，油藏储层流体分区分带特征越显著、原油挥发性越强，上述方法预测油藏改建储气库有效库容量误差越大。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的在于提供一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，以获得更为准确的水淹挥发性油藏改建储气库的有效库容量，解决了背景技术中现有方法预测储气库有效库容量时不区分储层水淹区和纯油区，以及不考虑注入气-原油复杂相行为对储层流体分布的影响导致有效库容量误差大的问题。该方法区别于常规方法之处在于，根据水淹挥发性油藏储层流体赋存特点，首先将储层流体分布区分为储层水淹区和纯油区，然后提出依据油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量和水驱采收率等动态资料，精确反演计算得到储层水淹区和纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，可准确反映水淹油藏建库储层不同流体区带注气驱替形成储气孔隙空间效率的差异，大幅降低了常规方法预测有效库容量的误差；同时，针对挥发油与注入气相间传质作用强烈的特点，还考虑了水淹油藏建库过程注入气-原油复杂相行为引起油藏剩余油性质改变，使得原油收缩作用产生的有效储气孔隙空间。本方法弥补了常规方法设计水淹油藏有效库容量不区分储层水淹区和纯油区及无法精确计算不同区带含油孔隙体积、不考虑注入气-原油复杂相行为对建库有效储气空间的影响等缺点，大幅提升了水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量设计的科学性和准确性。

本发明提供的技术方案是：一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，包括以下步骤：

步骤1：根据油藏开发动态资料，确定油藏水驱采收率；

步骤2：根据油藏开发动态资料，确定油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量；

步骤3：根据油藏水驱采收率和单纯由水驱作用采出的原油产量，确定油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积；

步骤4：根据油藏投入开发前原始总含油孔隙体积和储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，确定油藏改建储气库时未被水驱波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积；

步骤5：根据油藏改建储气库时注入气分别在储层水淹区和纯油区的宏观波及系数和微观驱替效率，确定储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积；

步骤6：根据油藏改建储气库多周期注采相间传质引起的原油性质变化特征，确定油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积；

步骤7：根据注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，计算水淹挥发性油藏改建储气库的有效库容量。

所述确定油藏水驱采收率，利用油藏开发过程产油量和产水量数据，根据公式E_w＝(1/B₁)×[lg(21.28/B₁-A₁)]/N计算得到；

其中，E_w为油藏水驱采收率，A₁和B₁分别为在半对数坐标系中，对油藏水驱开发过程累计产油量和累计产水量呈线性函数关系段进行数学拟合得到的截距和斜率，N为油藏动态储量。

所述确定油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量，利用油藏开发过程产油量、产水量、水侵量、注水量和原油性质参数资料，根据公式

计算得到；

其中，N_pw为油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量，j为按月划分的油藏开发过程不同时间点，n为油藏改建储气库前总开发生产月数，N_pj、W_ej、W_ij和W_pj分别为不同月份的产油量、天然水侵量、人工注水量和产水量，B_wj和B_oj分别为不同月份的平均地层压力下的地层水体积系数、原油体积系数。

所述确定油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，根据公式V_wz＝(N_pw×B_oi)/E_w计算得到；

其中，V_wz为油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，N_pw为油藏水驱开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量，B_oi为油藏原始地层压力下的原油体积系数。

所述确定改建储气库时未被水驱波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，根据公式V_oz＝N×B_oi-V_wz计算得到；

其中，V_oz为油藏改建储气库时未被水驱作用波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，N为油藏动态储量，B_oi为油藏原始地层压力下的原油体积系数，V_wz为油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积。

所述确定储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，根据公式V_ged＝V_wz×η_wz×E_wz+V_oz×η_oz×E_oz计算得到；

其中，V_ged为储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，η_wz、η_oz分别为油藏改建储气库时储层水淹区和纯油区注入气的宏观波及系数，E_wz、E_oz分别为油藏改建储气库时储层水淹区和纯油区注入气的微观驱替效率。

所述储层水淹区宏观波及系数η_wz和储层纯油区宏观波及系数η_oz，通过利用Petrel RE或Eclipse等软件建立目标油藏三维数值模拟模型，通过模拟油藏改建储气库天然气注入过程计算获得；也可根据储气库现场先导性注气试验获得。

所述储层水淹区微观驱替效率和储层纯油区微观驱替效率，根据油藏改建储气库时储层水淹区和纯油区流体分布特征，分别设计开展岩心注气驱油排液和注气驱油两种驱替模拟实验，分析获得储层水淹区微观驱替效率E_wz和储层纯油区微观驱替效率E_oz。

所述岩心为规则的柱塞状岩心，岩心直径为2.5cm或3.8cm，对应的长度分别不小于5cm或7.2cm。

所述确定油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，根据公式V_ges＝V_oz×(1-η_oz×E_oz)×(1-B_{os_max}/B_{oi_max})计算得到；

其中，V_ges为油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，V_oz为油藏改建储气库时未被水驱作用波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，η_oz为油藏改建储气库时储层纯油区注入气的宏观波及系数，E_oz为油藏改建储气库时储层纯油区注入气的微观驱替效率，B_{os_max}为油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在设计上限压力时的体积系数，B_{oi_max}为油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数。

所述油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在油藏原始地层压力下的体积系数，根据油藏改建储气库储层原油和注入气性质以及储气库循环注采运行工况，设计原油与注入气循环注采相平衡数值模拟或物理模拟实验，模拟或测试得到油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在设计上限压力时的体积系数B_{os_max}。

所述油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数，根据对目标油藏原油流体取样，通过实验室高压物性测定实验或理论计算，获得油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数B_{oi_max}。

所述根据确定的由于注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，计算所述水淹挥发性油藏改建储气库的有效库容量，包括：

根据公式V_get＝V_ged+V_ges计算由于注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积V_get；

根据公式I_emax＝V_get/B_dgmax计算获得油藏改建储气库的有效库容量；

其中，V_get为由于注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，V_ged为储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，V_ges为储层纯油区最终剩余油由于原油性质变化引起的体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，B_dgmax为储气库设计上限压力时注入气的体积系数。

本发明的特点和优点是：

1.现有方法在确定水淹油藏改建储气库有效库容量时，不考虑油藏开发过程水驱所形成的储层水淹区和纯油区及其建库注气驱替动用效率的差异，笼统将水淹油藏建库储层孔隙均认为是储层水淹区，且不考虑注入气与油藏储层剩余油相间传质、组分交换等复杂相行为对孔隙流体分布和占据空间大小的影响。因此，现有方法仅适用于开发过程中储层全部被水淹的常规黑油油藏改建储气库有效库容量设计，应用于未完全水淹常规黑油油藏或挥发性油藏改建储气库库容量设计时，由于储层水淹区和纯油区岩石孔隙具有不同的注气动用效率，因此，现有方法将带来很大的误差。本方法通过将水淹油藏储层孔隙划分为储层水淹区和纯油区，然后提出依据油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量和水驱采收率等资料，精确反演计算得到储层水淹区和纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，可准确反映水淹油藏建库不同流体区带注气驱替形成储气孔隙空间效率的差异，大幅降低了常规方法预测有效库容量的误差。

2.与现有方法相比，本发明在预测确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量时，还针对挥发油与注入气相间传质作用强烈的特点，考虑了水淹挥发性油藏建库过程中注入气-原油复杂相行为引起油藏储层剩余油性质改变，使得原油收缩作用增加的有效储气孔隙空间，弥补了现有方法不考虑注入气-原油相间传质作用而仅适用于常规黑油油藏的局限性，使得水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量预测时所考虑的储气空间和库容形成机理更加真实、全面，基础参数取值更加准确，有效库容量设计精度更高，为水淹挥发性油藏改建储气库库容参数设计和建库技术经济效益评价提供重要科学依据。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1为本发明实施例的确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法流程示意图；

图2为本发明实施例的确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法中储层不同流体分区示意图；

图3为本发明实施例的确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法中储气库有效储气孔隙体积组成示意图；

图4为本发明实施例的G水淹挥发性油藏水驱开发过程累计产油量和产水量线性函数段数学拟合图；

图5为本发明实施例的G水淹挥发性油藏水驱开发过程生产动态数据图；

图6为本发明实施例的G水淹挥发性油藏Petrel RE软件建立的三维油藏数值模拟模型图；

图7为本发明实施例的G水淹挥发性油藏储层水淹区岩心注气驱油排液、储层纯油区岩心注气驱油驱替孔隙空间动用效率实验结果图；

图8为本发明实施例的G水淹挥发性油藏改建储气库不同注采周期储层纯油区剩余油在设计上限压力时的体积系数实验测试结果图；

图9为不同方法计算的G水淹挥发性油藏有效库容量预测对比图。

具体实施方式

下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

下面结合附图，对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

参考图1所示，本发明实施例的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，包括以下步骤：

步骤S101，根据油藏开发动态资料，确定油藏水驱采收率。具体的：

利用油藏开发过程产油量和产水量等资料，根据公式E_w＝(1/B₁)×[lg(21.28/B₁-A₁)]/N计算得到。

其中，E_w为油藏水驱采收率，A₁和B₁分别为在半对数坐标系中，对油藏水驱开发过程累计产油量和累计产水量呈线性函数关系段进行数学拟合得到的截距和斜率，N为油藏动态储量，其依据油藏地质和开发动态资料，通过物质平衡方法分析计算得到。

以位于渤海湾地区G水淹挥发性油藏为例，该油藏共包括五个断块，拟优选其中四个地质和地理条件较好的断块改建储气库。物质平衡分析得到该油藏五个断块的动态储量合计为538.0×10⁴t，其中拟改建储气库的四个断块的动态储量合计为478.0×10⁴t。将油藏开发过程累计产油量和累计产水量数据绘制于半对数坐标系中，通过分析确定线性函数关系段为累计产油量分布在100～115万吨的数据范围，如图4中实心点数据所示。对该段数据进行数学拟合得到公式为lgW_p＝0.3448+0.0140×N_p，其中W_p为累计水量，N_p为累计产油量。则与油藏水驱开发甲型水驱曲线公式lg(W_p+C)＝A₁+B₁×N_p对比，显然可以得到A₁＝0.3448，B₁＝0.0140，将其代入公式E_w＝(1/B₁)×[lg(21.28/B₁-A₁)]/N计算得到油藏水驱采收率为37.7％。

步骤S102，根据油藏开发动态资料，确定油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量。具体的：

利用油藏开发过程产油量、产水量、水侵量和原油性质参数等资料，根据公式

计算得到。

其中，N_pw为油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量，j为按月划分的油藏开发过程不同时间点，n为油藏改建储气库前总开发生产月数，N_pj、W_ej、W_ij和W_pj分别为不同月份的产油量、天然水侵量、人工注水量和产水量，B_wj和B_oj分别为不同月份的平均地层压力下的地层水体积系数、原油体积系数。

在具体应用过程中，上述关于不同月份的产油量N_pj、人工注水量W_ij和产水量W_pj等可根据实际生产记录准确获得，天然水侵量可根据油藏开发动态资料，采用常规油藏工程计算方法或数值模拟技术手段获得，地层水体积系数B_wj和原油体积系数B_oj可根据实验室流体测试。

图5为G油藏开发过程以月为单位统计的生产数据(产油量、产水量和注水量等)，采用公式

以月为单位分段计算后再累加，得到拟改建储气库的四个断块开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量为37.4×10⁴t。

步骤S103，根据确定的油藏水驱采收率和单纯由水驱作用采出的原油产量，确定水淹油藏改建储气库时水驱作用波及到的储层水淹区对应的在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积(如图2所示)。具体的：

根据公式V_wz＝(N_pw×B_oi)/E_w计算水淹油藏改建储气库时水驱作用波及到的储层水淹区对应的在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积V_wz。其中，B_oi为油藏原始地层压力下原油体积系数。

本发明实施例中，储层水淹区是指在水淹油藏改建储气库时，油藏储层中由于天然水侵或人工注水作用而受到水波及的区域。由于油藏开发一般实施边、底部注水和(或)经历天然边、底水侵入，因此，储层水淹区一般位于油藏构造的中、底部位，储层构造位置越低，则其水淹程度越高，相应的含水饱和度越大。由于储层非均质性和油、水流度差的影响，油藏开发过程中天然侵入和(或)注入水会沿局部高渗带发生突进等现象，即侵入水并不会全部驱扫过油藏储层中的含油孔隙，这将使得水侵前缘并不是均匀和规则的，储层水淹区在三维空间的形状是任意的，储层水淹区和油藏储层中、高部位未受到水侵影响的储层纯油区之间的分界面的形状也是任意的，如图2所示。常规通过饱和度测井等技术手段，根据油藏改建储气库前储层含水饱和度等指标划分储层水淹区(含水饱和度大于束缚水饱和度)和纯油区(含水饱和度等于束缚水饱和度)时，由于受到储层非均质性、油水复杂分布和测井解释方法适应性等多因素的影响，储层含水饱和度测井解释精度存在较大的不确定性，储层越致密、非均质性越强，则油藏水淹后储层含水饱和度解释精度越低，导致上述储层水淹区和纯油区识别难度越大，对后续计算的各个区域在油藏开发前原始地层压力下的含油孔隙体积误差越大。

根据公式V_wz＝(N_pw×B_oi)/E_w计算水淹油藏改建储气库时水驱作用波及到的储层水淹区对应的在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积V_wz，采用了基于油藏开发动态资料反演计算的水驱油效率E_w，其代表了油藏水驱开发过程中侵入水在三维空间对储层孔隙原油的整体波及驱替比例，恰好反映了水淹油藏天然气水侵入和(或)人工注入水所驱扫过的三维空间大小，巧妙解决了储层水淹区准确确定难题。

表1为根据G水淹挥发性油藏开发动态和上述计算的单纯由水驱作用采出的原油产量、水驱油效率等参数，根据公式V_wz＝(N_pw×B_oi)/E_w计算储层水淹区对应的在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积V_wz为326.0×10⁴m³。

表1储层水淹区在油藏开发前原始状态下的含油孔隙体积计算结果

步骤S104，根据油藏投入开发前原始总含油孔隙体积和储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，确定油藏改建储气库时未被水驱波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积(如图2所示)。具体的：

根据公式V_oz＝N×B_oi-V_wz计算水淹改建储气库时未受到水驱波及的储层纯油区对应的在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积V_oz。

本发明实施例中，储层纯油区是指在水淹油藏改建储气库时未受到天然水侵或人工注水波及的区域，一般位于油藏构造中、高部位，其在三维空间的形状是任意的，储层纯油区和位于储层中部和底部的储层水淹区之间分界面的形状也是任意的(如图2所示)。储层纯油区的展布范围和含油孔隙体积大小是通过计算的油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积V_oz表示的。公式V_oz＝N×B_oi-V_wz中N×B_oi计算的是油藏投入开发前储层原始总含油孔隙体积，用其减去储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，即可得到储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，因此油藏投入开发前储层原始总含油孔隙体积始终保持不变。

表2为G水淹挥发性油藏储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积计算结果。根据拟建储气库的四个断块原油动态储量，首先计算得到储层原始含油孔隙体积为1569.7×10⁴m³，然后用其减去储层水淹区在油藏开发前原始状态下的含油孔隙体积326.0×10⁴m³，则得到储层纯油区在油藏开发前原始状态下的含油孔隙体积为1243.7×10⁴m³。

表2储层纯油区在油藏开发前原始状态下的含油孔隙体积计算结果

步骤S105，根据油藏改建储气库时注入气分别在储层水淹区和纯油区的宏观波及系数和微观驱替效率，确定储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积(如图3所示)。具体的：

根据公式V_ged＝V_wz×η_wz×E_gwz+V_oz×η_oz×E_goz计算储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积V_ged。其中，η_wz、η_oz分别为水淹油藏改建储气库时储层水淹区和纯油区注入气的宏观波及系数，E_gwz、E_goz分别为水淹油藏改建储气库时水淹区和纯油区注入气的微观驱替效率。

本发明实施例中，上述η_wz、η_oz可通过以下方式得到：

根据水淹油藏地质特征和开发动态，通过利用Petrel RE或Eclipse软件建立表征油藏特征的三维数值模拟模型，设计开展水淹油藏改建储气库数值模拟，采用数值模拟分别得到η_wz和η_oz。也可根据储气库现场先导性注气试验获得。

具体的：

通过利用Petrel RE或Eclipse软件建立表征油藏特征的三维数值模拟模型，采用数值模拟分别得到η_wz和η_oz的方法为：

①根据油藏地质研究成果、各类开发动态和监测等资料，对油藏整体或典型井组数值模拟模型进行参数调整和历史拟合，建立可准确反映油藏开发动态的三维数值模拟模型。图6为本发明实施例中的G水淹挥发性油藏整体三维数值模拟模型。

②开展注入数值模拟，根据注入气中的示踪剂运移或储层含气饱和度、地层压力等变化，可直接获得注入储层水淹区和纯油区的气体所波及到的范围内的储层地下含油孔隙体积V₁和V₂，以及分别注入储层水淹区和纯油区的气量Q₁和Q₂。

③根据公式V_1g＝Q₁×B_1g和V_2g＝Q₂×B_2g分别计算注入储层水淹区和纯油区的气体对应的地下体积V_1g和V_2g。其中，B_1g和B_2g分别为注入结束后储层水淹区和纯油区地层压力下的气体体积系数。

④分别根据公式η_wz＝V_1g/V₁和η_oz＝V_2g/V₂计算得到储层水淹区和纯油区注入气的宏观波及系数η_wz和η_oz。

通过现场先导性注气试验获得η_wz和η_oz的方法与上述数值模拟基本相同，但其一般是分别在储层纯油区和储层水淹区优选合适的典型井组开展建库注气试验。

本发明实施例中，针对G水淹挥发性油藏拟建储气库的四个断块整体开展数值模拟，分别得到储层水淹区和纯油区注入气的宏观波及系数η_wz和η_oz分别为64.8％和69.1％。

本发明实施例中，上述E_gwz可通过以下方式得到：

根据水淹油藏地质特征和开发动态，设计气驱液实验，通过气驱渗流实验测试得到储层水淹区气驱液效率E_gwz。具体的：

①选取目标油藏储层水淹区代表性岩心，制备成标准柱塞状，烘干后测量孔隙度和渗透率，并依次抽真空、加压充分饱和模拟目标油藏模拟地层水。

②以目标油藏采出原油作为驱替渗流介质，开展恒速或恒压方式油驱水实验，驱替直至岩心出口端不产水为止，岩心达到束缚水(原始饱和油)状态。该过程反映油藏早期原油运移富集成藏作用，得到水淹油藏投入开发前流体赋存状态。通过实验计量获得水淹油藏开发前储层含油孔隙体积V_oi。需要注意的是，该过程岩心达到的束缚水饱和度须与油藏地质评价的储层束缚水饱和度基本一致，以保证实验结果的代表性。

③以恒速或恒压方式开展水驱油实验，驱替直至岩心出口端不产油为止，岩心达到水驱残余油状态。该过程反映水淹油藏开发过程中储层水淹区水驱油作用，最终得到水淹油藏改建储气库前储层水淹区流体赋存状态。需要注意的是，该过程岩心达到的束缚水饱和度须与油藏地质评价的储层束缚水饱和度基本一致，以保证实验结果的代表性。

④以拟建储气库注入天然气为驱替渗流介质，开展恒速或恒压方式气驱液实验，驱替直至岩心出口端不产液(油水混合物)为止，岩心达到气驱残余油状态。反映水淹油藏改建储气库注气对储层水淹区的采油排液驱替作用，得到水淹油藏改建储气库后储层水淹区流体赋存状态。通过实验计量可得到注气驱动采油排液驱替出的液体(油+水)体积V_Ld。

⑤根据公式E_gwz＝V_Ld/V_oi计算得到储层水淹区气驱液效率E_gwz。

本发明实施例中，针对G水淹挥发性油藏储层水淹区开展了岩心气驱液实验。根据实验结果，得到储层水淹区气驱液效率E_gwz为45.7％，如图7所示。

本发明实施例中，上述E_goz可通过以下方式得到：

根据水淹油藏地质特征和开发动态，设计气驱油实验，通过气驱渗流实验测得储层纯油区气驱油效率E_goz。具体的：

①选取目标油藏储层纯油区代表性岩心，制备成标准柱塞状，烘干后测量孔隙度和渗透率，并依次抽真空、加压充分饱和模拟目标油藏模拟地层水。

②以目标油藏采出原油作为驱替渗流介质，开展恒速或恒压方式油驱水实验，驱替直至岩心出口端不产水为止，岩心达到束缚水(原始饱和油)状态。该过程反映油藏早期原油运移富集成藏作用，得到水淹油藏投入开发前流体赋存状态。通过实验计量获得水淹油藏开发前储层含油孔隙体积V_oi。需要注意的是，该过程岩心达到的束缚水饱和度须与油藏地质评价的储层束缚水饱和度基本一致，以保证实验结果的代表性。

③以拟建储气库注入天然气为驱替渗流介质，开展恒速或恒压方式气驱油实验，驱替直至岩心出口端不产油为止，岩心达到气驱残余油状态。该过程反映水淹油藏开发过程中储层纯油区建库气驱油作用，最终得到水淹油藏改建储气库前储层纯油区流体赋存状态。通过实验计量可得到注气驱动采油驱替出的油体积V_od。

④根据公式E_goz＝V_od/V_oi计算得到储层水淹区气驱液效率E_goz。

本发明实施例中，针对G水淹挥发性油藏储层纯油开展了岩心气驱油实验。根据实验结果，得到储层纯油区气驱油效率E_goz为70.2％，如图7所示。

本发明实施例中，对于G水淹挥发性油藏，通过上述步骤分别确定出储层水淹区和纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，以及建库注入气在上述对于的两个区域的宏观波及系数和微观驱替效率，则可根据公式V_ged＝V_wz×η_wz×E_gwz+V_oz×η_oz×E_goz确定储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积为699.6×10⁴m³，如表3所示。

表3驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积计算结果

步骤S106，根据油藏改建储气库多周期注采相间传质引起的原油性质变化特征，确定油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积。具体的：

根据公式V_ges＝V_oz×(1-η_oz×E_oz)×(1-B_{os_max}/B_{oi_max})计算油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积。其中，V_ges为油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用增加的可用于存储气体的有效孔隙体积，V_oz为油藏改建储气库时未被水驱作用波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，η_oz为油藏改建储气库时储层纯油区注入气的宏观波及系数，E_oz为油藏改建储气库时储层纯油区注入气的微观驱替效率，B_{os_max}为油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在储气库设计上限压力时的体积系数，B_{oi_max}为油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数。

相间传质是指油藏改建储气库多周期注采过程中，注入气(一般为甲烷含量较高的干气)与储层原油之间发生的复杂组分交换行为，主要表现为注入气对原油中组分含量较高的中间烃持续抽提，这将使得储层原油中C7+等重质组分含量不断升高，导致原油密度增大、体积收缩等，改变储层原油分布特征和有效储气孔隙的变化。

对于水淹挥发性油藏改建储气库，由于注入气一般多聚集在构造中、高部位，其与储层纯油区原油接触面积较大，加之该区域储层岩石孔隙中仅赋存气、油两相流体，因此，储层纯油区相间传质作用剧烈，原油性质变化显著、体积收缩幅度较大。而注入气与构造中、底部的储层水淹区原油接触面积较小，加之该区域储层岩石孔隙中同时赋存气、油、水三相流体，且由于油藏经历水驱后储层水淹区处于残余油饱和度状态，因此，储层水淹区相间传质作用较弱。在具体应用中，可忽略油藏改建储气库储层水淹区最终剩余油由于体积收缩作用增加的可用于存储气体的有效孔隙体积。

本发明实施例中，上述B_{os_max}可通过以下方式得到：

根据油藏改建储气库储层原油和注入气性质以及储气库循环注采运行工况，设计原油与注入气循环注采相平衡数值模拟或物理模拟实验，模拟或测试得到油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在储气库设计上限压力时的体积系数B_{os_max}。

在数值模拟或物理模拟实验过程中，通过分析不同注采周期储层纯油区剩余油在储气库设计上限压力时的体积系数B_{os_max}变化规律，当B_{os_max}随储气库注采周期的增加而不再发生变化或变化幅度可忽略不计时(如前后两个注采周期原油体积系数变化幅度小于10％)，即认为其为油藏改建储气库循环注采稳定后的体积系数，如图8所示。

在本发明实施例中，对于G水淹挥发性油藏，通过对油藏采出原油取样，开展注入干气与原油相平衡物理模拟实验，测试得到不同注采周期原油在储气库设计上限压力时的体积系数B_{os_max}，如表4所示。从表4可以看出，由于水淹挥发性油藏改建储气库注入干气与原油相间传质作用，注入干气不断抽提原油中的中间烃，使得原油性质逐渐趋近于常规黑油，原油密度增大，对应的体积系数不断减小。表4中经过8个注采周期后，在储气库设计上限压力时，储层纯油区最终剩余油体积系数为1.751。

表4储层纯油区最终剩余油在储气库设计上限压力时体积系数实验结果

注采周期	1	2	3	4	5	6	7	8	9
										剩余油体积系数	1.913	1.899	1.870	1.843	1.817	1.790	1.765	1.751	1.751

本发明实施例中，上述B_{oi_max}可通过以下方式得到：

根据对目标油藏原油流体取样，通过实验室高压物性测定实验或理论计算，获得油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数B_{oi_max}。

在本发明实施例中，对于G水淹挥发性油藏，通过对油藏储层原始原油在实验室进行高压物性参数测试，得到其在储气库设计上限压力时的体积系数为2.66。

在确定上述参数后，可根据公式V_ges＝V_oz×(1-η_oz×E_oz)×(1-B_{os_max}/B_{oi_max})计算油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用增加的可用于存储气体的有效孔隙体积为218.9×10⁴m³，如表5所示。

表5储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用增加的可用于存储气体的有效孔隙体积计算结果

步骤S107，根据注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，计算水淹挥发性油藏改建储气库的有效库容量。具体的：

根据公式V_get＝V_ged+V_ges计算由于注气驱动采油排液驱替和纯油区最终剩余油体积收缩两种作用合计增加的可用于存储气体的总有效孔隙体积V_get；

根据公式I_emax＝V_get/B_dgmax计算获得水淹油藏改建储气库的有效库容量。其中，B_dgmax为储气库设计上限压力时注入气的体积系数。

其中，V_get为由于注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，V_ged为储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，V_ges为储层纯油区最终剩余油由于原油性质变化引起的体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，B_dgmax为储气库设计上限压力时注入气的体积系数。

本发明实施例中，对于G水淹挥发性油藏改建储气库，计算的总有效孔隙体积和有效库容量分别为918.5×10⁴m³和22.40×10⁸m³，如表6所示。

表6G水淹挥发性油藏改建储气库总有效孔隙体积和有效库容量计算结果

本发明新方法与已有方法效果和优点对比：

表7和图9为采用已有方法和本发明新方法计算的G水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量对比结果。

表7不同方法计算的G水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量结果

采用已有的仅适用于完全水淹的常规黑油油藏改建储气库有效库容量设计方法(称为方法A)，计算的有效库容量为11.33×10⁸m³。由于该方法不考虑水淹挥发性油藏改建储气库时储层不同流体分区气驱采油排液动用效率的差异(储层纯油区普遍高于水淹区)，以及相间传质引起的储层剩余油体积收缩作用增加的有效储气空间，因此，其评价的有效库容量最，严重低估了未完全水淹的挥发性油藏改建储气库储气调峰能力，给建库选址评价、工程设计和经济效益评估等带来严峻挑战。

当考虑水淹挥发性油藏改建储气库时储层不同流体分布区气驱采油排液动用效率的差异，即采用本发明的方法精确区分储层水淹区和纯油区及其气驱动用效率的差异时，但不考虑相间传质引起的储层剩余油体积收缩作用增加的有效储气空间(称为方法B)，计算的有效库容量为17.06×10⁸m³。该方法评价的储气库有效库容量居中，但仍然低估了未完全水淹的挥发性油藏改建储气库储气调峰能力。油藏挥发性越强、水淹程度越低，则该方法计算的储气库有效库容量误差越大。

采用本发明提出的新方法(称为方法C)，同时考虑了水淹挥发性油藏改建储气库时储层不同流体分区及其气驱采油排液动用效率的差异和相间传质引起的储层剩余油体积收缩作用增加的有效储气空间，计算的有效库容量为22.40×10⁸m³。新方法从水淹挥发性油藏改建储气库气驱采油排液储气空间动用和库容形成的多相流体渗流及相行为内在机理出发，同时考虑了改建储气库注气时储层不同流体分区及其气驱动用效率差异(注入气宏观波及系数和微观驱替效率)、多周期循环注采注入气—原油相间传质引起的储层最终剩余油性质变化等对有效储气空间的影响，考虑因素更加全面，均适合于完全水淹和未完全水淹的常规黑油与挥发性油藏改建储气库有效库容量预测，大幅降低了有效库容量计算误差，且油藏挥发性越强、水淹程度越低，新方法对于储气库有效库容量的计算精度越高。

Claims (10)

1.一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：根据油藏开发动态资料，确定油藏水驱采收率；

步骤2：根据油藏开发动态资料，确定油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量；

步骤3：根据油藏水驱采收率和单纯由水驱作用采出的原油产量，确定油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积；

步骤4：根据油藏投入开发前原始总含油孔隙体积和储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，确定油藏改建储气库时未被水驱波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积；

步骤5：根据油藏改建储气库时注入气分别在储层水淹区和纯油区的宏观波及系数和微观驱替效率，确定储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积；

步骤6：根据油藏改建储气库多周期注采相间传质引起的原油性质变化特征，确定油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积；

步骤7：根据注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，计算水淹挥发性油藏改建储气库的有效库容量。

2.根据权利要求1所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，步骤1中所述确定油藏水驱采收率，包括：

利用油藏开发过程产油量和产水量数据，根据公式E_w＝(1/B₁)×[lg(21.28/B₁-A₁)]/N计算得到；

其中，E_w为油藏水驱采收率，A₁和B₁分别为在半对数坐标系中，对油藏水驱开发过程累计产油量和累计产水量呈线性函数关系段进行数学拟合得到的截距和斜率，N为油藏动态储量。

3.根据权利要求1所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，步骤2中所述确定油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量，包括：

利用油藏开发过程产油量、产水量、水侵量、注水量和原油性质参数资料，根据公式

计算得到；

其中，N_pw为油藏开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量，j为按月划分的油藏开发过程不同时间点，n为油藏改建储气库前总开发生产月数，N_pj、W_ej、W_ij和W_pj分别为不同月份的产油量、天然水侵量、人工注水量和产水量，B_wj和B_oj分别为不同月份的平均地层压力下的地层水体积系数、原油体积系数。

4.根据权利要求1所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，步骤3中所述确定油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，根据公式V_wz＝(N_pw×B_oi)/E_w计算得到；

其中，V_wz为油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，N_pw为油藏水驱开发过程中单纯由水驱作用采出的原油产量，B_oi为油藏原始地层压力下的原油体积系数。

5.根据权利要求1所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，步骤4中所述确定改建储气库时未被水驱波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，根据公式V_oz＝N×B_oi-V_wz计算得到；

其中，V_oz为油藏改建储气库时未被水驱作用波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，N为油藏动态储量，B_oi为油藏原始地层压力下的原油体积系数，V_wz为油藏改建储气库时水驱波及到的储层水淹区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积。

6.根据权利要求1所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，步骤5中所述确定储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，根据公式V_ged＝V_wz×η_wz×E_wz+V_oz×η_oz×E_oz计算得到；

其中，V_ged为储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，η_wz、η_oz分别为油藏改建储气库时储层水淹区和纯油区注入气的宏观波及系数，E_wz、E_oz分别为油藏改建储气库时储层水淹区和纯油区注入气的微观驱替效率。

7.根据权利要求6所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，所述储层水淹区宏观波及系数η_wz和储层纯油区宏观波及系数η_oz，通过利用Petrel RE或Eclipse等软件建立目标油藏三维数值模拟模型，通过模拟油藏改建储气库天然气注入过程计算获得；也可根据储气库现场先导性注气试验获得。

8.根据权利要求6所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，所述储层水淹区微观驱替效率和储层纯油区微观驱替效率，包括：

根据油藏改建储气库时储层水淹区和纯油区流体分布特征，分别设计开展岩心注气驱油排液和注气驱油两种驱替模拟实验，分析获得储层水淹区微观驱替效率E_wz和储层纯油区微观驱替效率E_oz。

9.根据权利要求1所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，步骤6中所述确定油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，根据公式V_ges＝V_oz×(1-η_oz×E_oz)×(1-B_{os_max}/B_{oi_max})计算得到；

其中，V_ges为油藏改建储气库储层纯油区最终剩余油由于体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，V_oz为油藏改建储气库时未被水驱作用波及到的储层纯油区在油藏投入开发前原始状态下的含油孔隙体积，η_oz为油藏改建储气库时储层纯油区注入气的宏观波及系数，E_oz为油藏改建储气库时储层纯油区注入气的微观驱替效率，B_{os_max}为油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在储气库设计上限压力时的体积系数，B_{oi_max}为油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数；

所述油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在储气库设计上限压力时的体积系数，包括：根据油藏改建储气库储层原油和注入气性质以及储气库循环注采运行工况，设计原油与注入气循环注采相平衡数值模拟或物理模拟实验，模拟或测试得到油藏改建储气库循环注采稳定后储层纯油区最终剩余油在储气库设计上限压力时的体积系数B_{os_max}。

所述油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数，包括：根据对目标油藏原油流体取样，通过实验室高压物性测定实验或理论计算，获得油藏储层原始原油在储气库设计上限压力时的体积系数B_{oi_max}。

10.根据权利要求1所述的一种确定水淹挥发性油藏改建储气库有效库容量的方法，其特征在于，步骤7中所述根据确定的由于注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，计算所述水淹挥发性油藏改建储气库的有效库容量，包括：

根据公式V_get＝V_ged+V_ges计算由于注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积V_get；

根据公式I_emax＝V_get/B_dgmax计算获得油藏改建储气库的有效库容量；

其中，V_get为由于注气驱动采油排液驱替作用和储层纯油区最终剩余油体积收缩作用两种作用合计产生的可用于存储气体的总有效孔隙体积，V_ged为储层水淹区和纯油区由于注气驱动采油排液驱替作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，V_ges为储层纯油区最终剩余油由于原油性质变化引起的体积收缩作用产生的可用于存储气体的有效孔隙体积，B_dgmax为储气库设计上限压力时注入气的体积系数。

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