CN117993228B - 缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法、设备及存储介质 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及石油与天然气工程地下气体储存技术领域，公开了缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法、设备及介质，缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法包括：通过缝洞型储气库岩心多轮次气水相渗实验得到多周期渗吸驱替后的相对渗透率数据，用于生成缝洞型储气库的相渗滞后曲线；基于动态参数构建缝洞型储气库地质模型和数值模拟模型；计算相渗滞后曲线影响下多周期地下气体体积；评价相渗滞后对缝洞型储气库注采影响程度，调整缝洞型储气库运行方案中的单周期采气总量和各生产井配产。采用本方案能够解决目前缝洞型储气库乃至常规储气库运行模拟过程中忽略相渗滞后导致的误差问题，从而为储气库运行方案的制订提供指导。
Description
技术领域
本发明涉及石油与天然气工程地下气体储存技术领域，具体涉及一种缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法、设备及存储介质。
背景技术
在一年的不同时期，天然气的供需关系也各有不同。建立天然气地下储气库能够起到调峰作用，是解决不同时期天然气供需不平衡的有效方法。缝洞型储气库具有储集能力强、采气速度快的特点；缝洞型储气库由于其多周期循环注采的特点，常出现相渗滞后等渗流机理，相渗滞后即交替进行渗吸驱替时由于毛管力等原因，更多的气体被困在孔隙中无法被采出，降低了缝洞型储气库的工作气量，进而影响到运行方案中制定的注采速度，因此在制定储气库运行方案时需要考虑相渗滞后对于注采的影响。
储气库数值模拟方法主要用于指导储气库运行方案的制订或计算某些关键参数。现有储气库数值模拟方法主要针对储气库储气空间计算或气井产气量和注气量计算，用以指导运行方案制订，但大多基于常规类型储气库中的基质型或基质-裂缝型储气库，未考虑裂缝和溶洞对储气库注采的影响，且在进行数值模拟时未考虑相渗滞后这一渗流机理，给储气库的运行模拟带来了很大的误差。缝洞型储气库相较于常规储气库，由于其裂缝和溶洞的存在，储层的平均孔隙度和平均渗透率都更高，储气空间和工作气量更大。因此在进行多周期注采时会有更多的气体滞留在储层中难以采出，导致忽略相渗滞后所产生的误差相较于常规储气库更为显著。因此，为了准确模拟缝洞型储气库的运行过程，需要厘清相渗滞后这一渗流机理对储气库注采的影响，从而为指导运行方案的设计提供技术支持。
发明内容
本发明意在提供缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法、设备及存储介质，以解决目前缝洞型储气库乃至常规储气库运行模拟过程中忽略相渗滞后导致的误差问题。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：
缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，包括：
S1，通过缝洞型储气库岩心多轮次气水相渗实验得到多周期渗吸驱替后的相对渗透率数据；
S2，获取建库目标气藏当前状态下的动态参数；
S3，基于所述的动态参数构建缝洞型储气库地质模型和数值模拟模型，并完成模型初始化，用于后续运行预测；
S4，根据实验测得的相对渗透率数据生成缝洞型储气库的相渗滞后曲线；
S5，模拟考虑相渗滞后和不考虑相渗滞后的缝洞型储气库运行，将相渗滞后曲线导入数值模拟模型中，一种方案使用导入的相渗滞后曲线，另一种方案使用原有相对渗透率曲线，分别进行缝洞型储气库多周期注采运行预测，计算出两种情况下缝洞型储气库多周期的地下气体体积；
S6，对所述地下气体体积进行分析处理，评价相渗滞后对缝洞型储气库注采影响程度。
本方案的原理及优点是：
1. 本发明通过在数值模拟过程中加入相渗滞后这一重要机理，降低了储气库运行模型过程中的误差，模拟结果更加准确。
2. 本发明将相对渗透率实验和数值模拟进行了结合，根据实验数据指导数值模拟参数的设置，提高了数值模拟相较于矿场实际情况的准确性，为储气库运行方案的制订提供了有利的支撑。
优选的，作为一种改进，所述动态参数包括：气藏建库区域范围、气藏圈闭线和断层线、气藏深度、气藏裂缝分布、气藏溶洞参数、气藏孔隙度场、气藏渗透率场、气藏饱和度场、气藏净毛比场、气藏温度场、气藏压力场、气藏气体组成、气藏地层水特征、气藏岩石特征以及气藏相对渗透率曲线。
技术效果：通过上述动态参数，能够使得地质模型和数值模拟模型更加真实的模拟现场实际情况，从而使得模拟的生产动态及提供的运行方案更加真实可靠。
优选的，作为一种改进，所述气水相渗实验使用高温高压油气水相渗测试仪完成，通过气水相渗实验仪器模拟储气库运行时多周期循环注采过程进行多轮次的两相流体相对渗透率测定。
技术效果：通过高温高压油气水相渗测试仪能够对真实岩心中的气水相对渗透率进行准确测试，测试精度高。
优选的，作为一种改进，所述S3中，采用软件Petrel构建缝洞型储气库的地质模型，采用数值模拟器INTERSECT构建缝洞型储气库的数值模拟模型。
技术效果：通过软件Petrel和数值模拟器INTERSECT，能够高精度的进行建模。
优选的，作为一种改进，所述S4中在处理相对渗透率滞后时，首先利用历史最大残余非润湿相饱和度关系得到渗吸曲线的终点；然后将该终点值带入预设方法中，计算得到渗吸曲线；
历史最大残余非润湿相饱和度关系及预设方法具体为：
其中，Sncrt为开始渗吸时达到的非润湿相残余饱和度，Sncrd为驱替过程中非润湿相临界流动饱和度，A为修改参数，Ct为Land常数，Snhy为驱替过程中非润湿相临界流动饱和度，b为Jerauld参数，Snmx为最大非润湿相饱和度，Sncri为临界非润湿相饱和度；
相对渗透率变量关系式为：
其中，krn为饱和度Sn对应的相对渗透率，krni为与渗吸毛细管压力曲线相对应的相对渗透率，krnd为与驱替毛细管压力曲线相对应的相对渗透率，Snorm为归一化气体饱和度。
技术效果：通过所述预设方法，所需数据少的特点，计算精度高，便于提高相渗滞后曲线生成精度。
优选的，作为一种改进，所述S6中对计算数据进行分析处理的目标包括：两种情况下对应的各周期储气库库容量、各周期储气库工作气量和各周期工作气比例。
技术效果：通过上述目标，便于对储气库的重要参数进行分析。
优选的，作为一种改进，所述S6中相渗滞后对缝洞型储气库注采影响程度包括相对渗透率滞后导致的储气库单周期注气能力和采气能力的下降程度和库容量下降程度。
技术效果：厘清单周期注气能力和采气能力有助于制订准确的运行方案保证储气库按计划运行，满足用气高峰期居民的用气需求。
一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器用于存储计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，执行所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法。
一种存储介质，该存储介质存储的计算机程序，能够被一个或多个处理器执行，能够用来实现所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法。
附图说明
图1为缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法实施例的流程图；
图2为多轮次气水相渗实验流程示意图；
图3为缝洞型储气库2D地质模型示意图；
图4为缝洞型储气库3D地质模型示意图；
图5为缝洞型储气库数值模拟模型及圈闭范围示意；
图6为相渗滞后曲线图；
图7为两种算例地下气体总量图。
具体实施方式
下面通过具体实施方式进一步详细说明：
实施例基本如附图1所示：
缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，包括：
S1，通过缝洞型储气库岩心多轮次气水相渗实验得到多周期渗吸驱替后的相对渗透率数据。
所述相对渗透率数据包括岩心孔隙度、气相渗透率及对应含气饱和度、水相渗透率及对应的含水饱和度、等渗点饱和度和气水共渗区范围。
本实施例中，缝洞型储气库岩心多轮次气水相渗实验使用高温高压油气水相渗测试仪完成，具体型号为ISCO、HAG-250；该仪器能够模拟地层高温高压条件，对真实岩心中的气水相对渗透率进行准确测试，测试精度高。依据《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行多轮次的两相流体相对渗透率测定，模拟储气库运行时多周期循环注采过程。多轮次气水相渗实验流程如图2所示。
S2，获取建库目标气藏当前状态下的动态参数。
本实施例中，建库目标气藏当前状态下的动态参数包括气藏建库区域范围、气藏圈闭线和断层线、气藏深度、气藏裂缝分布、气藏溶洞参数、气藏孔隙度场、气藏渗透率场、气藏饱和度场、气藏净毛比场、气藏温度场、气藏压力场、气藏气体组成、气藏地层水特征、气藏岩石特征以及气藏相对渗透率曲线。
S3，基于所述的动态参数构建缝洞型储气库地质模型和数值模拟模型，并完成模型初始化，用于后续运行预测。
将动态参数以文件输入或手动输入到数值模拟软件中，即能够生成对应的地质模型和数值模拟模型。所述地质模型和数值模拟模型通过历史拟合以接近现场实际情况，所模拟的生产动态及提供的运行方案更加真实可靠。相较于常规的基质型储气库或基质-裂缝型储气库，本实施例中额外考虑了溶洞对地质模型属性的影响，反映了缝洞型储气库溶洞发育的特点，溶洞是缝洞型储气库的重要储气空间，溶洞的存在使得缝洞型储气库能够储存更多的天然气。除此之外，溶洞还提高了储层的平均孔隙度和平均渗透率，增大了气体的流动速度，忽略溶洞会导致生成的模型存在巨大误差，进而影响储气库的运行方案制订。在生成用于计算的孔隙度场和渗透率场时，还考虑了溶洞参数的地质模型拥有更高的孔隙度和渗透率，在后续计算中，溶洞的存在还会进一步影响模型的饱和度分布。
本实施例中，构建缝洞型储气库地质模型和数值模拟模型时使用的软件分别为地质工程一体化软件Petrel、数值模拟器INTERSECT。Petrel用于国内外石油地质领域的地质建模及后续的数值模拟过程，作为成熟的商业软件，建模精度高，功能齐全，便于提高本方案中模型的精度。数值模拟器INTERSECT为Petrel配套数值模拟器，运算速度快，与Petrel建立的地质模型更加匹配。
获取实际开发区块的动态参数建立考虑裂缝、溶洞的缝洞型储气库地质模型，如图3、图4所示，数值模拟模型如图5所示。
S4，根据实验测得的相对渗透率数据生成缝洞型储气库的相渗滞后曲线。相渗滞后曲线特征为相对渗透率曲线中出现额外一根或多根气相曲线，且相较于原曲线有更高的残余气饱和度。
以某缝洞型气田改建储气库数值模拟为例，测定得到模拟多周期注采时每个周期的相对渗透率曲线，如图6所示，读取最后一个周期相渗曲线中气相曲线和x轴的交点取值，即考虑多周期注采相渗滞后时的最大残余气饱和度约为0.3，最大残余气饱和度是相对渗透率曲线和x坐标轴的交点取值。
在处理相对渗透率滞后时，首先利用历史最大残余非润湿相饱和度关系得到渗吸曲线的终点；然后将该终点值，即最大非润湿相饱和度带入预设方法对应公式中即可计算出渗吸曲线，即考虑了相渗滞后的相对渗透率曲线数据。
历史最大残余非润湿相饱和度关系及预设方法具体为：
其中，Sncrt为开始渗吸时达到的非润湿相残余饱和度，Sncrd为驱替过程中非润湿相临界流动饱和度，A为修改参数，Ct为Land常数，Snhy为驱替过程中非润湿相临界流动饱和度，b为Jerauld参数，Snmx为最大非润湿相饱和度，Sncri为临界非润湿相饱和度；
相对渗透率变量关系式为：
其中，krn为饱和度Sn对应的相对渗透率，krni为与渗吸毛细管压力曲线相对应的相对渗透率，krnd为与驱替毛细管压力曲线相对应的相对渗透率，Snorm为归一化气体饱和度。
多轮次的两相流体相对渗透率测得的最大残余气饱和度根据预设方法生成多周期相渗滞后曲线，如图6所示。
本实施例中，生成的缝洞型储气库的相渗滞后曲线使用的预设方法已被编写在数值模拟器INTERSECT中，在使用时调用即可。该预设方法具有所需数据少的特点，计算精度高，只需输入最大非润湿相饱和度即可进行下一步运算。
S5，模拟考虑相渗滞后和不考虑相渗滞后的缝洞型储气库运行，具体的，将相渗滞后曲线导入数值模拟模型中，一种方案使用导入的相渗滞后曲线，另一种方案使用原有相对渗透率曲线，分别进行缝洞型储气库多周期注采运行预测，计算出两种情况下缝洞型储气库多周期地下气体体积。其中使用了相渗滞后曲线的方案由于残余气饱和度更高，会导致更多的气无法被采出，在地下气体体积图中，曲线的峰值更低。如图7所示，考虑相渗滞后的曲线峰值更低。
设置工作制度为日产气量150万方/天，最低井底压力6.5MPa，分别进行考虑相渗滞后和不考虑相渗滞后的储气库多周期注采数值模拟，计算出的地下气体总量对比如图7所示。
S6，对所述地下气体体积进行分析处理，评价相渗滞后对缝洞型储气库注采影响程度，并根据评价结果调整缝洞型储气库运行方案中的单周期采气总量和各生产井配产。
本实施例中，对计算数据进行分析处理的目标包括：考虑相渗滞后和不考虑相渗滞后两种情况下对应的各周期储气库库容量、各周期储气库工作气量（单周期最大注气能力和单周期最大采气能力）和各周期工作气比例。其中，各周期储气库库容量为：地下气体体积曲线中对应的地下最大气体体积；各周期储气库工作气量为：地下气体体积曲线中每个周期的最大值减去最小值，其中单周期最大注气能力为地下气体体积最大值减去上一周期最小值，单周期最大采气能力为地下气体体积最大值减去下一周期最小值；各周期工作气比例为：地下气体体积曲线中每个周期的最大值减去最小值后除以地下气体体积曲线中对应的地下最大气体体积。
库容量代表了地下储存气体的体积，库容量越大，储气库一个运行周期所能采出和注入的气体就越多，是储气库运行的一个重要参数。工作气量代表了储气库一个运行周期所能采出和注入的气体，储气库运行方案中的注气速度及总量、采气速度及总量和单井配产都受到工作气量大小的影响。相渗滞后导致部分气体滞留在孔隙中难以被采出，在储气库下一个注气阶段，这部分气体被驱向地层远处，难以在下个采气阶段被采出从而变成了储气库垫底气，影响了储气库的经济效益和运行成本。工作气比例为工作气量和库容量的比值，能够侧面表征这部分新增垫底气的体积，从而有助于制订不同储气库运行周期的运行方案和评估经济效益和运行成本。
相渗滞后对缝洞型储气库注采影响程度包括相对渗透率滞后导致的储气库单周期注气能力和采气能力的下降程度和库容量下降程度。根据计算出的注气能力和采气能力的下降程度调整储气库运行方案中的注采速度，根据库容量的降低程度降低储气库运行方案中一个采气周期的计划采气总量。考虑到缝洞型储气库采气前期主要通过裂缝和溶洞供气，气体输运能力较强，而后期主要开采基质中的气体，采气速度和采气能力将出现大幅下降。除此之外，相较于常规储气库，缝洞型储气库由于其裂缝较多，在采气过程中存在更强的渗透率敏感，会使得渗透率随采气过程不断降低，进一步降低气井的采气能力。因此在调整储气库运行方案时，各生产井配产的降低程度应大于计算出的储气库单周期采气能力的下降程度，防止过早出现产量快速衰减，保证储气库的平稳运行。
库容量是储气库运行的一个重要参数，代表了地下储存气体的体积，库容量越大，储气库一个运行周期所能采出和注入的气体就越多。而储气库单周期注气能力和采气能力决定了储气库运行方案制订时的单井配产，厘清单周期注气能力和采气能力有助于制订准确的运行方案保证储气库按计划运行，满足用气高峰期居民的用气需求。现有的储气库运行数值模拟方法忽略了相渗滞后，计算出的采气能力偏大，在实际生产时会导致气井产量提前衰竭，不利于储气库的平稳运行。
一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器用于存储计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，执行所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法。
一种存储介质，该存储介质存储的计算机程序，能够被一个或多个处理器执行，能够用来实现所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法。
以上所述的仅是本发明的实施例，方案中公知的具体技术方案和/或特性等常识在此未作过多描述。应当指出，对于本领域的技术人员来说，在不脱离本发明技术方案的前提下，还可以作出若干变形和改进，这些也应该视为本发明的保护范围，这些都不会影响本发明实施的效果和专利的实用性。本申请要求的保护范围应当以其权利要求的内容为准，说明书中的具体实施方式等记载可以用于解释权利要求的内容。
Claims (8)
1.缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，其特征在于，包括：
S1，通过缝洞型储气库岩心多轮次气水相渗实验得到多周期渗吸驱替后的相对渗透率数据；
S2，获取建库目标气藏当前状态下的动态参数；
S3，基于所述的动态参数构建缝洞型储气库地质模型和数值模拟模型，并完成模型初始化，用于后续运行预测；
S4，根据实验测得的相对渗透率数据生成缝洞型储气库的相渗滞后曲线；首先利用历史最大残余非润湿相饱和度关系得到渗吸曲线的终点；然后将该终点值带入预设方法中，计算得到渗吸曲线；
历史最大残余非润湿相饱和度关系及预设方法具体为：
其中，Sncrt为开始渗吸时达到的非润湿相残余饱和度，Sncrd为驱替过程中非润湿相临界流动饱和度，A为修改参数，Ct为Land常数，Snhy为驱替过程中非润湿相临界流动饱和度，b为Jerauld参数，Snmx为最大非润湿相饱和度，Sncri为临界非润湿相饱和度；
相对渗透率变量关系式为：
其中，krn为饱和度Sn对应的相对渗透率，krni为与渗吸毛细管压力曲线相对应的相对渗透率，krnd为与驱替毛细管压力曲线相对应的相对渗透率，Snorm为归一化气体饱和度；
S5，模拟考虑相渗滞后和不考虑相渗滞后的缝洞型储气库运行，将相渗滞后曲线导入数值模拟模型中，一种方案使用导入的相渗滞后曲线，另一种方案使用原有相对渗透率曲线，分别进行缝洞型储气库多周期注采运行预测，计算出两种情况下缝洞型储气库多周期的地下气体体积；
S6，对所述地下气体体积进行分析处理，评价相渗滞后对缝洞型储气库注采影响程度。
2.根据权利要求1所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，其特征在于，所述动态参数包括：气藏建库区域范围、气藏圈闭线和断层线、气藏深度、气藏裂缝分布、气藏溶洞参数、气藏孔隙度场、气藏渗透率场、气藏饱和度场、气藏净毛比场、气藏温度场、气藏压力场、气藏气体组成、气藏地层水特征、气藏岩石特征以及气藏相对渗透率曲线。
3.根据权利要求1所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，其特征在于：所述气水相渗实验使用高温高压油气水相渗测试仪完成，通过气水相渗实验仪器模拟储气库运行时多周期循环注采过程进行多轮次的两相流体相对渗透率测定。
4.根据权利要求1所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，其特征在于：所述S3中，采用软件Petrel构建缝洞型储气库的地质模型，采用数值模拟器INTERSECT构建缝洞型储气库的数值模拟模型。
5.根据权利要求1所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，其特征在于，所述S6中对计算数据进行分析处理的目标包括：两种情况下对应的各周期储气库库容量、各周期储气库工作气量和各周期工作气比例。
6.根据权利要求1所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法，其特征在于，所述S6中相渗滞后对缝洞型储气库注采影响程度包括相对渗透率滞后导致的储气库单周期注气能力和采气能力的下降程度和库容量下降程度。
7.一种电子设备，其特征在于：包括存储器和处理器，所述存储器用于存储计算机程序，该计算机程序被所述处理器执行时，执行如权利要求1-6任意一项所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法。
8.一种存储介质，其特征在于：该存储介质存储的计算机程序，能够被一个或多个处理器执行，能够用来实现如权利要求1至6任意一项所述的缝洞型储气库注采相渗滞后分析方法。
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