【论文】何新兴，等:天然气注储协同提高凝析气藏采收率关键技术

0 　引言

对全世界范围而言，碳减排、碳中和以及低碳绿色转型迫在眉睫，作为清洁能源的天然气需求量激增；同时，日益紧张的国际形势和地区局势，也导致了全球能源争端频发，天然气市场的供需态势逐步失衡 ^[1-5] 。中国作为世界油气消费大国和进口大国，为了应对能源转型、国际地区形势以及国内加速增长的天然气需求，既要做好国内天然气资源利用的最大化，又要充分利用好国际天然气市场，发挥储气库保供调节战略作用。

我国储气库技术起步较晚，截至 2021 年底，国内在运行储气库 31 座（其中凝析气藏储气库 6 座），总工作气量 261 × 10 ⁸ m ³ ，但总工作气量占国内年消费天然气比例不足 8% （世界平均水平 10% ），预计 2030 年我国天然气消费介量于 5 000 × 10 ⁸ ～ 5 500 × 10 ⁸ m ³ ， 因此目前我国储气库工作气量远达不到要求，加快大型储气库建设迫在眉睫 ^[6-9] 。

作为即将建设的我国最大的凝析气藏类型储气库——牙哈储气库，其主体气藏具备极丰富的凝析油气资源和商业开采价值（原始天然气地质储量 285 × 10 ⁸ m ³ ， 凝析油 2 725.6 × 10 ⁷ kg ）， 因此建库过程必须考虑凝析油气的开发和天然气的注储协同运行，实现资源利用最大化。为此，必须解决好 6 个方面的技术难题：①交变压力下气藏内部相态和产出流体组分模拟方法需要持续发展； ②多周期气水互驱对相对渗透率的影响需要攻关评价；③考虑流体非稳态压力影响的储层封闭性评价技术需要持续完善；④针对凝析气藏采注储过程中温度场—压力场—应力场耦合作用定量评价方法需要创新建立；⑤针对凝析气藏注储协同储气库库容能力评价方法尚需建立；⑥全生命周期的井网调整模式和协同阶段凝析气藏开发模式尚需改进 ^[10-13] 。

本文针对牙哈凝析气藏建库注储协同所面临的难题，继承气藏型储气库建库技术的同时，创新提出天然气注储协同技术，为国内其他同类型凝析气藏储气库建设提供借鉴。

1 　牙哈凝析气田概况

牙哈凝析气田位于新疆维吾尔自治区库车县境内，构造位于塔北隆起轮台断隆中段牙哈断裂构造带。该气藏的构造特征表现为北东东—南西西展布的长轴背斜，整体东高西低（图 1 ）。建库气藏 E+K 气藏的目的层为古近系底砂岩 + 白垩系顶砂岩，古近系底砂岩平均孔隙度为 15.4% 、渗透率为 155.3 mD ， 属于中孔隙度高渗透率储层；白垩系顶砂岩平均孔隙度为 13.6% ，渗透率为 30.9 mD ，属于低孔中渗储层， 受储层物性差异影响，古近系储层物性好，合采合注井产量贡献 80% 左右，古近系采气井气油比高于白垩系采气井气油比，古近系干气聚集。气藏原始地层压力为 56.0 MPa 、温度为 136.76 ℃，属于正常温压系统； C ₁ 含量介于 82% ～ 85% 、 CO ₂ 含量介于 0.40% ～ 0.46% 、天然气相对密度介于 0.63 ～ 0.67 ； 原始凝析油含量为 671 g/m ³ ，密度为 0.813 5 g/cm ³ ， 含蜡量为 11.02% ，露点压力为 54.0 MPa 、最大反凝析液量为 17.2% ～ 33.32% ，容积法重新评价凝析气储量为 278.33 × 10 ⁸ m ³ ，其中天然气为 257.9 × 10 ⁸ m ³ 、 凝析油为 1 886.8 × 10 ⁴ t ，气藏类型为高含凝析油块状底水凝析气藏（图 1 ）。

2 　注储协同提高采收率技术原理

天然气注储协同提高采收率技术是天然气重力驱提高采收率技术和气藏型储气库建库技术的耦合，天然气重力驱技术在中国石油塔里木油田公司通过多年的现场攻关已获重大突破 ^[14-15] ，考虑文章篇幅有限，其技术原理参见文 后参考文献[16-17]。

天然气注储协同提高采收率技术划分为“重力泄油协同扩容、高速交变建库达容”两个阶段，建库初期采用天然气重力驱技术，充分利用天然气的重力分异、重力泄油、组分扩散和干化保压等优势，通过在凝析气藏构造高部位部署注气井高速、高压注气形成次生天然气顶，快速构建干气—凝析气界面带，重构“直平组合”立体重力驱井网推进该界面带稳定下移，利用重力泄油驱替凝析油气、组分扩散提高驱替效率、干化保压抑制凝析油损失大幅提高采收率，同时不断加速扩容，多轮次的注储开发既能达到建设储气库的目的，又能达到反蒸发抽提凝析油，最大化采出凝析油的目的，最终实现大幅提高凝析油采收率与储气库建库双赢目标（图 2 ）。

3 　注储协同提高采收率关键技术

天然气注储协同提高采收率关键技术涉及室内机理、地质油藏、工程工艺、地面等领域，是一个高度集成的技术体系。牙哈凝析气藏建库注储协同过程中，在地质油藏方面，初步形成了凝析气藏渗流多周期交变压力下注储理论方法，配套了凝析气藏注储协同建设及注天然气提高采收率相关技术，因篇幅有限，此次重点论述以下关键技术。

3.1 　凝析气藏渗流多周期交变压力下注储理论方法

凝析气藏注储协同过程是典型的多周期交变 压力注采过程，其中注入过程主要模拟储气库达到运行上限压力的注气量，在此过程中同样需要模拟地层流体组分变化；采出阶段则可以看作定容衰竭过程，同样需要模拟井流物组分变化；注采同时进行的阶段，可以看作以上两种作用之叠加（ 表 1 ）， 通过该方法准确模拟注储过程中地下流体组分变化规律，为库容参数评价提供理论 支持。

表 1 式中 f ( n ) 、 f ( n _l ) 、 f ( n _g ) 分别表示气液相闪蒸方程、液相闪蒸方程和气相闪蒸方程； T 、 T _k 、 T _r 分别表示地层温度、定容衰竭到第 k 次时的地层温度、定容加气到第 r 次时的地层温度， K ； p 、 p _k 、 p _r 分别表示地层压力、定容衰竭到第 k 次时的地层压力、定容加气到第 r 次时的地层压力， MPa ； v _i 表示 i 组分体积， cm ³ ； Z _g 、 Z _l 、 Z _{g k} 、 Z _{l k} 、 Z _{g r} 、 Z _{l r} 分别表示原始地层压力下气相偏差因子、原始地层压力下液相偏差因子、第 k 级定容衰竭时气相压缩因子、第 k 级定容加气时液相压缩因子、第 r 级定容加气时气相压缩因子、第 r 级定容衰竭时液相压缩因子； z _i 表示 i 组分摩尔总分数； z _{i ( t )} 和 z _{i ( t -1)} 分别表示 t 时刻地下流体摩尔分数和 t -1 时刻地下流体摩尔分数； z _{i inj} 表示注入流体中 i 组分所占比例； Δ N _{gp k} 、 Δ N _{lp k} 分别表示第 k 级采出气物质的量，第 k 级采出液物质的量， mol ； n _{inj( t )} 表示注入流体物质的量， mol ； N _{p( k -1)} 表示第 k -1 级井流物物质的量， mol ； t 表示周期数，第 t 周期。

凝析气藏在注储运行过程中不仅存在地层流体组分、相态变化，且存在多周期水气互驱对相对渗透率的影响 ^[18] 。水侵型凝析气藏在周期注采过程中， 气水界面始终处于排驱与侵入交替变化状态，在注储运行过程中出现水淹带、气水过渡带、气驱水纯气带、建库前纯气带 4 个区带。其中气水过渡带、气驱纯气带为在周期注采交替运行中受水体往复侵入影响区域，气水交替互驱将影响孔隙体积的动用及气相渗透率。通过室内评价发现，随着气水互驱轮次的增加，将出现显著的相渗滞后，束缚水下气相相对渗透率降低，气水两相共渗区变窄，气水渗流阻力增加， 在原压力区间运行时表现为储气库注入气体损失与调峰能力下降（图 3 ）。

无论是凝析气藏储气库建库和周期运行过程，还是注气提高采收率过程，其均涉及复杂的多场耦合过程，包括压力场、温度场和应力场等。根据流动特征的差异，可以分为井筒和储层两大部分考虑。

一般情况下，井筒中仅考虑温度场和压力场的分布，根据质量守恒和能量守恒原理，并联合动量方程，可以建立注气和采气井筒中的多相非等温流动模型（表 2 ）。

凝析气藏注采过程储层中的压力场计算一般采用组分模型，温度场可以根据能量守恒并根据渗流场获得的对流速度场计算，应力场需要在温度场和压力场的基础上，通过求解力学模型得到，该三场是相互耦合和相互影响的。

3.2 　凝析气藏建库注储协同技术

断层稳定性是指先存断层在应力场条件下发生再活动的风险程度，其定量评价指标为当前孔隙流体压力条件下断层再活动所需临界流体压力。地层孔隙压力达到临界压力时，相应的断层部位将处于临界应力状态。基于三维静态地质力学模型及流体动态变化特征，精准模拟牙哈凝析气藏目前地应力状态，采用应力映射的技术手段，把断层附近的应力值大小映射到断层面上，模拟断层被激活的风险特征。基于研究成果显示：降压开发过程中总体活动性不高（小于 0.6 ）；注气升压过程中，东部及西南部部分断层压力较原始地层压力高 7.5 ～ 10 MPa （ 63.5 ～ 66 MPa ）后，断层活动性升高明显（大于 0.6 ），有激活漏气的风险。因此储气库运行上限压力不宜超过 63.5 MPa ，在储气库运行过程中需做好安全预警（图 4 ）。

循环注采会引起区域地应力场的周期扰动，导致盖层的力学性质发生变化，基于四维地应力研究， 注气升压过程中，当孔隙流体压力超过原始地层压力 15 MPa 后盖层可能失封漏气。气藏中部局部区域盖层有漏气风险。

凝析气藏建库库容能力大小主要取决于上限压力、原始烃类孔隙体积、周期注采过程中水侵量、反凝析液量变化导致的储气体积变化、水气互驱过程中不同区带孔隙动用效率等 ^[19] 。建库区有效孔隙体积 = 原始含烃孔隙体积－凝析油反凝析占孔隙体积－ 水侵占孔隙体积－多周期水气互驱库容损失 + 应力敏感影响孔隙体积。

采用容积法对建库区进行地质储量计算，建库区原始烃类孔隙体积为 9 494.66 × 10 ⁴ m ³ ，采用循环注气开发，在一定程度上有效抑制了水侵、反凝析影响，目前剩余烃类孔隙体积为 6 891.71 × 10 ⁴ m ³ ，为建库提供了较大的储气空间。

在储气库注气升压过程中，随着注气量增加， 地层压力升高，已经发生水侵的部分孔隙空间因压力升高发生边底水外排，有效增加储气体积。因储层岩石亲水，地层水侵入与外排不可逆，即使恢复到原始地层压力，水侵也不能全部排出。水侵占孔隙体积 = 建库前水侵占孔隙体积－建库后注气驱外排水占孔隙体积。在储气库注气升压过程中，已水侵的部分孔隙空间发生边底水外排，计算地层压力恢复到原始地层压力，外排水可增加 609.78 × 10 ⁴ m ³ 储气空间，水侵占据孔隙体积为 632.76 × 10 ⁴ m ³ 。

凝析油占孔隙体积 = 建库前凝析油占孔隙体积 - 建库后反蒸发凝析油占孔隙体积。在注气升压过程中会发生反蒸发，计算地层压力恢复到原始地层压力， 凝析油体积变为 151.72 × 10 ⁴ m ³ ，折算到地下孔隙体积增加 724.32 × 10 ⁴ m ³ 。

结合室内多轮次周期气水交替互驱岩心实验结果评价气水互驱造成的库容损失，经历 6 轮次注采周期后气水过渡带可动含气饱和度下降 8.0% ，气驱水纯气带可动含气饱和度增加 25% ，建库前纯气带饱和度增加 1.0% ，库容损失减小体积 172 × 10 ⁴ m ³ 。

地层压力升高，岩石骨架受压力变化影响孔隙体积将增加，束缚水受压力变化影响孔隙体积同样将增加，因压力变化引起储气空间体积增加122.0×10 ⁴ m ³ 。

以物质平衡方程为基础，综合考虑反凝析及水侵影响，将原始含气孔隙体积扣除反凝析及水侵影响，建立物质平衡注采动态预测示意图（图 5 ）。计算模型为：

采用物质平衡方法计算不同地层压力下库容量与注气量关系，建库区有效孔隙体积 = 目前剩余孔隙体积 + 反蒸发增加孔隙体积 + 外排水增加孔隙体积－多周期水气互驱库损失 + 应力敏感增加孔隙体积 = 8 175 × 10 ⁴ m ³ ，折算库容量 240.43 × 10 ⁸ m ³ 。

采用物质平衡法与数值模拟法计算不同地层压力情况下库容量，对比表明：在上限压力情况下，物质平衡法与数值模拟法计算库容量相对误差 1.32% 。由于物质平衡注采动态预测模型是建立在 20 年开发动态基础上，更具代表性，适合作为库容量预测模型。

3.3 　凝析气藏注储协同提高凝析油采收率技术

按照“重力辅助、干化保压、兼顾富气”的开发原则，在建库同时兼顾提高凝析油气采收率，提高储气库的气库利用率，减少建库投资，提高建库效益。

牙哈凝析气藏凝析气—干气对流扩散实验研究表明：在凝析气注干气非平衡相态中，干气—凝析气黄色不透明的明亮“相界面”具有一定的时间稳定性，凝析气—凝析液相界面稳定性则更强，流体性质随深度的变化而变化，距离 PVT 筒顶部越远的气体，其甲烷含量越低、 C ₂ ～ C ₆ 含量越高，所产生的非平衡特征总体上可呈现出上部的轻质干气、中间的凝析气、下部的高密度凝析液三相流体共存特征，且具有一定的非平衡稳定性，说明在凝析气藏注气过程中，会因重力、密度差等原因出现重力分异现象 ^[20] 。

现场实践发现循环注气开发过程中回注干气与地层凝析气存在重力分异作用，注入干气在储层内受浮力作用趋向于沿储层顶部运移，注入气主要分布在储层上部。监测井地层流体测试结果反映，从上到下 a 、 b 、 c 气油比大幅降低，顶部 a 点储层渗透率 34 mD ，气油比高达 12 684 m ³ /m ³ ，表现为干气特征；底部 c 点储层渗透率 930 mD ，气油比仅为 2 343 m ³ /m ³ ，表现为凝析气特征；而 b 点气油比为 6 739 m ³ /m ³ ，说明注入气超覆后在中部形成了干气与凝析气混合过渡带。因此现场实践过程中要充分利用天然气的自身特性，注入干气重构气藏流体空间分布，控制干气—凝析气的界面稳定下移，利用重力辅助作用建立“自上而下”重力泄油开发方式，这种方式可最大化地扩大气体波及体积，进而大幅提高采收率。

凝析气藏在注储协同开发过程中，通过不断回注天然气，一方面可以保持或者恢复地层压力，降低或者反蒸发地层反凝析油量，不断使地层流体干化，产出井流物凝析油含量不断降低，从而可提高凝析油产量，同时可扩大建库的库容空间；另一方面保持地层压力，减少水侵对储气库库容的影响，因此保压干化或者复压干化是提高凝析油最终采收率、保护储气库有效库容的主要手段。

牙哈气田 E+K 气藏剩余富气主要集中分布在白垩系顶部，因此在注储协同提高凝析油采收率开发过程中，既要满足储气库的应急调峰需求（以储气调峰为主要目的的气井部署在物性较好的古近系，获得最大气井产能，实现快速达容达产），又要兼顾提高凝析油最终采收率（以提高凝析油采收率为主要目的的气井部署在白垩系顶砂岩段，提高剩余富气的控制程度），为了实现上述两种功能并减少建库投资， 优化实施重构双台阶水平井注储井网（图 6 ），前期生产白垩系富气提高凝析油采收率，后期视气窜情况补孔古近系提高储气库调峰能力。

根据建库气藏剩余富气分布特征及回注天然气运移规律，在注储协同开发过程中，采用“重力辅助、干化保压、兼顾富气”的开发部署原则，形成了凝析气藏注储协同提高凝析油采收率技术，实现了储气库应急调峰保供的同时大幅提高了凝析油最终采收率。

4 　应用效果预测

牙哈储气库建库区（牙哈 2 区块 E+K 气藏循环注气部分） 2000 年投入开发， 2001 年开始注气，受水侵、反凝析及气窜综合影响， 2014 年年产凝析油低于 40 × 10 ⁴ t ， 2015 年实施开发调整，虽然凝析油递减率得到一定控制，但受气窜及水侵加剧影响，未能实现凝析油持续稳产，目前凝析油含量 148 g/m ³ （接近经济极限凝析油含量），循环注气开发接近尾声， 预计 2024 年后将停止循环注气。未雨绸缪，牙哈凝析气藏提高采收率技术升级，采用注储协同提高采收率技术开发。

考虑牙哈储气库总体功能定位为南疆五地州和西气东输管网的季节调峰、事故应急供气、战略应急供气。按照“总体部署、分步实施”的建库原则，一期功能定位为满足南疆五地州调峰、应急供气、实现塔里木气区天然气生产的削峰填谷需求； 二期功能定位为承担西气东输管网调峰和战略应急供气。一期运行 5 年，平均日注气 1 142.8 × 10 ⁴ m ³ ， 日产气 2 000.0 × 10 ⁴ m ³ ，年工作气量 24.0 × 10 ⁸ m ³ ， 库容量 169.6 × 10 ⁸ m ³ ，垫底气量 145.6 × 10 ⁸ m ³ ，运行压力介于 36.4 ～ 44.7 MPa ，预测采用注储协同技术较循环注气技术提高凝析油采收率 5.7% ，多产凝析油 108.4 × 10 ⁴ t ；二期运行 25 年，平均日注气 2 400.0 × 10 ⁴ m ³ ，日产气 4 200.0 × 10 ⁴ m ³ ，年工作气量 50.40 × 10 ⁸ m ³ ，库容量 165.6 × 10 ⁸ m ³ ，垫底气量 115.2 × 10 ⁸ m ³ ，运行压力介于 30.0 ～ 44.8 MPa ，预测采用注储协同技术较循环注气技术提高凝析油最终采收率 10.6% ，多产凝析油 189.6 × 10 ⁴ t （图 7 ）， 税后内部收益率达 13.26% ，具有良好的经济效果与推广价值。

5 　结论

1）注储协同提高采收率技术是天然气重力驱提高采收率技术和气藏型储气库建库技术的耦合，分为“重力泄油协同扩容、高速交变建库达容”两个阶段。

2 ）注储协同多周期交变压力下相态模拟方法可准确评价地下流体相态变化特征。

3 ）凝析气藏建库库容能力主要取决于上限压力、原始烃类孔隙体积、周期注采过程中水侵量、反凝析液量变化导致的储气体积变化、水气互驱过程中不同区带孔隙动用效率等。

4 ）按照“重力辅助、干化保压、兼顾富气”的开发原则，重构双台阶水平井立体注储井网，在提高储气库的气库利用率、减少建库投资同时兼顾大幅提高凝析油气采收率。

5 ）考虑该储气库功能定位，应用注储协同提高采收率技术分二期实施，一期运行 5 年，库容量 169.6 × 10 ⁸ m ³ 、工作气量 24.0 × 10 ⁸ m ³ ，较循环注气可再提高凝析油采收率 5.7% ；二期运行 25 年，库容量 165.6 × 10 ⁸ m ³ 、工作气量 50.4 × 10 ⁸ m ³ ，较循环注气可再提高凝析油采收率 10.6% 。

6 ）注储协同提高采收率技术具有 3 大优势：①技术优势，体现在“注气干化、抑制凝析、补能提效、循环回注、协同建库”等方面；②经济优势，体现在“全生命周期设计、注储采协同考虑、地面设施调整少、凝析气藏无废弃”等方面；③战略优势，体现在“储量大、适应强、分布广、建库快”等方面。