0 引言
与盐穴、含水层等其他类型储气库相比，气藏型储气库具有显著的技术、经济优势，目前中国已建成气藏型储气库24座，占所有储气库总数的89%[1-2]。根据地层烃类流体特征，24座气藏型储气库（以下简称“储气库”）约90%是由开采至中后期的凝析气藏改建而成，且近半数具有构造边、底部油环。受气藏开发地层压力衰竭、反凝析、油环油脱气、气侵或油锥等多因素的影响[3⇓⇓⇓-7]，建库前气藏内烃类流体组成复杂，建库阶段注入干气与地层流体组分发生交换，相间传质机理也同样复杂，大幅增加了建库指标设计难度。目前，中国在储气库交变工况条件下，对储气空间动用、相渗透率变化等方面研究较多[8⇓⇓-11]，但对注入干气与地层原位流体的多次组分交换、流体相态变化对库容参数的影响考虑较少，对周期注采过程中流体相间传质作用机制、模拟方法和表征模型等方面的研究较为薄弱[12]。
国内外学者通过对凝析气藏循环注气开发、油藏注气气驱过程中相态特征变化的研究，建立了高温高压注气增溶膨胀、多次接触抽提、传质扩散等相平衡实验模拟方法[13⇓-15]，但上述研究成果应用于储气库油气体系相行为研究仍存在很大的局限性，这主要是因为储气库的特殊运行工况、注入气组分等方面与油气田注气开发存在较大差异：①储气库注采强度大、时间短、压力变化快，注入气与地层原位流体之间的相态转化、组分交换、流体性质等周期动态特征更复杂；②储气库一般注入干气，如大港板桥储气库注入气相对密度为0.59，甲烷含量超过93%，而循环注气或油藏气驱，一般将伴生气经分馏处理后重新注入，如牙哈、东胜堡油藏注入气相对密度为0.87，甲烷含量为65.51%。
本文针对储气库周期注采交变工况下的油气相行为特点，建立了储气库注采全过程中油气相行为特征的数学模型和实验模拟方法，通过对注采全过程中油气流体组成、相态特征参数等变化规律的研究，实现了储气库注采全过程油气相行为的仿真模拟，为库容参数优化设计提供重要科学依据。
1 注采全过程中油气相行为阶段划分
储气库建设是从气藏单向衰竭开采向注气形成库容直至商业化调峰稳定运行的过程。考虑流体的运移、重新分布及相行为变化，储气库建库与运行可划分为3个阶段：①原生气藏衰竭开采至废弃压力阶段，对于带油环的凝析气藏，原生气顶与油环处于热力学平衡、组分相平衡状态，在气藏衰竭开发过程中，随地层压力的下降，油气物性、相行为均发生显著变化，直至地层压力下降至废弃压力。②注气形成库容阶段，主要在气顶部位逐步注入干气，将废弃气藏的压力提升至储气库上限压力，形成最终储气库容量。在气顶部位注入大量干气后，废弃气藏油气体系的热力学、组分相平衡状态被破坏，地层原油性质发生变化，储气库流体相行为开始偏离气藏废弃时的状态。③周期注采阶段，在储气库上、下限运行压力区间内周期注采，具有注采强度大、时间短、压力变化快的特点。该阶段注入气与地层原位流体之间快速反复多次接触，油气相行为特征变化十分复杂，随注采周期的不断增加，储气库流体相行为特征变化逐步趋向稳定。
2 注采全过程油气相行为数学模型
为推导注采全过程中的油气相行为特征数学模型，假设如下：①油气体系为组分模型，初始物质的量为1 mol；②油气体系瞬间完成相平衡；③油气体系温度保持不变；④储集层为刚性，即注采全过程孔隙空间体积保持不变。
2.1 气藏衰竭开采阶段
设原始地层条件下气顶与油环体积比为η，将原始地层条件下1 mol油气体系体积标定为气藏孔隙体积：
${{V}_{\text{d}}}=\left( \eta +1 \right)\frac{{{n}_{\text{o}}}{{Z}_{\text{o}}}RT}{p}$
${{n}_{\text{o}}}=\frac{{{Z}_{\text{g}}}}{\eta {{Z}_{\text{o}}}+{{Z}_{\text{g}}}}{{N}_{\text{p}0}}$
$p=\frac{RT}{v+c-b}-\frac{a\alpha \left( {{T}_{\text{r}}},\omega \right)}{\left[ v+c+\left( \sqrt{2}+1 \right)b \right]\left[ v+c-\left( \sqrt{2}-1 \right)b \right]}$
$\rho ={M}/{v}\;$
设衰竭开采为分级开采，级次用k表示，则开采至第k级压力时，油气两相体积分别为：
${{V}_{\text{o},k}}=\frac{{{Z}_{\text{o},k}}{{f}_{\text{o},k}}\left( {{N}_{\text{p,}0}}-{{N}_{\text{p},k-1}} \right)RT}{{{p}_{k}}}$
${{V}_{\text{g},k}}=\frac{{{Z}_{\text{g},k}}{{f}_{\text{g},k}}\left( {{N}_{\text{p,}0}}-{{N}_{\text{p},k-1}} \right)RT}{{{p}_{k}}}$
开采至第k级压力时，剩余油气体系的摩尔组成为：
${{z}_{\text{res,}i}}=\frac{{{z}_{i}}{{N}_{\text{p,}0}}-\sum\nolimits_{j=1}^{k}{{{y}_{i,j}}\Delta {{N}_{\text{p, }j}}}}{{{N}_{\text{p,}0}}-{{N}_{\text{p},k}}}$
经k级衰竭开采至废弃压力时，剩余油气体系物质的量为：
${{n}_{\text{res}}}={{N}_{\text{p,}0}}-{{N}_{\text{p},k}}$
2.2 注气形成库容阶段
注采周期用s表示，在注气形成库容阶段，s=0，该阶段注气至上限压力时注入气体物质的量为：
${{n}_{\text{inj},s}}=\frac{{{p}_{\text{h}}}{{V}_{\text{d}}}}{{{Z}_{\text{inj}}}RT}$
注气至上限压力，油气体系总物质的量为：
${{n}_{\text{tol},s}}={{n}_{\text{res},s}}+{{n}_{\text{inj},s}}$
注气初始时刻，剩余油气体系物质的量等于经k级衰竭开采至废弃压力时油气体系物质的量，即nres,0=nres。
注气至上限压力，油气体系总摩尔组成为：
${{z}_{i,s}}=\frac{{{z}_{\text{res},i,s}}{{n}_{\text{res},s}}+{{z}_{\text{inj},i}}{{n}_{\text{inj},s}}}{{{n}_{\text{tol,}s}}}$
注气至上限压力，油气两相体积分别为：
${{V}_{\text{o,}s}}=\frac{{{f}_{\text{o,}s}}{{Z}_{\text{o,}s}}RT}{{{p}_{\text{h}}}}{{n}_{\text{tol,}s}}$
${{V}_{\text{g,}s}}=\frac{{{f}_{\text{g,}s}}{{Z}_{\text{g,}s}}RT}{{{p}_{\text{h}}}}{{n}_{\text{tol,}s}}$
注气至上限压力，油藏孔隙体积保持不变，利用牛顿迭代方法可确定注入气物质的量。
2.3 周期注采阶段
该阶段，注采周期s>0，同样设采出为分级采气，级次用m表示。在上、下限压力区间内，从上限压力开始，采气至第m级压力时，采出流体物质的量为：
$\Delta {{N}_{\text{p,}m\text{,}s}}=\frac{\left[ \left( {{V}_{\text{g,}m\text{,}s}}+{{V}_{\text{o,}m,s}} \right)-{{V}_{\text{d}}} \right]{{p}_{m}}}{{{Z}_{\text{g,}m\text{,}s}}RT}$
累计采出流体物质的量为：
${{N}_{\text{p},m\text{,}}}_{s}=\sum\nolimits_{j=1}^{m}{\Delta {{N}_{\text{p},j,s}}}$
剩余油气体系的摩尔组成为：
${{z}_{i,m,s}}=\frac{{{z}_{i,s-1}}{{n}_{\text{tol},s-1}}-\sum\nolimits_{j=1}^{m}{{{y}_{i,j}}\Delta {{N}_{\text{p},j,s}}}}{{{n}_{\text{tol},s-1}}-{{N}_{\text{p},m,s}}}$
油气体系的摩尔组成分别为：
${{y}_{i,m,s}}=\frac{{{z}_{i,m,s}}{{K}_{i,m,s}}}{1+{{\beta }_{m,s}}\left( {{K}_{i,m,s}}-1 \right)}$
${{x}_{i,m,s}}=\frac{{{z}_{i,m,s}}}{1+{{\beta }_{m,s}}\left( {{K}_{i,m,s}}-1 \right)}$
油相体积占总体系的百分比为：
${{S}_{m,s}}=\frac{{{Z}_{\text{o},m,s}}{{f}_{\text{o},m,s}}RT}{{{p}_{m}}{{V}_{\text{d}}}}\left( {{n}_{\text{tol},s-1}}-{{N}_{\text{p},m-1,s}} \right)\times 100%$
油相溶解气油比为：
$GO{{R}_{m,s}}=\frac{Z_{\text{g},m}^{\Theta }n_{\text{g},m,s}^{\Theta }}{Z_{\text{o},m}^{\Theta }n_{\text{o},m,s}^{\Theta }}$
采气至下限压力，剩余油气体系总物质的量为：
${{n}_{\text{res},s}}={{n}_{\text{tol},s-1}}-{{N}_{\text{p},m,s}}$
第s周期采气结束后，向剩余油气体系中注气提升压力至上限压力，模拟第s周期的注气过程，按照（9）—（13）式计算。
3 注采全过程油气相行为实验
在前述相行为数学模型基础上，以辽河双6带油环储气库为实例，开展储气库注采全过程油气相行为实验模拟，验证模型的准确性与可靠性。
3.1 实验装置
注采全过程油气相行为模拟实验装置如图1 所示，系统具有高压油气分离计量、流体组分在线分析等功能，系统内置压力传感器、温度传感器。相态模拟模块主体为超高压流体相态分析仪，其中反应釜容积400 mL，最高耐温200 ℃，最高耐压100 MPa。
3.2 注采全过程油气相行为模拟实验设计
基础参数：辽河双6储气库由带油环气藏改建而成，于2014年投产运行，设计运行压力为10~24 MPa，目前已完成“七注五采”，储气库基础地质、流体参数如表1 所示。
表1 双6储气库基础地质、流体参数表 |
| 参数 | 数值 | 参数 | 数值 |
|---|---|---|---|
| 孔隙度 | 17.3% | 油环脱气油密度 | 0.836 2 g/cm3 |
| 渗透率 | 224×10−3 μm2 | 气顶脱气油密度 | 0.748 9 g/cm3 |
| 原始压力 | 24.76 MPa | 油环溶解气油比 | 218 m3/m3 |
| 地层温度 | 89 ℃ | 气顶溶解气油比 | 2 548 m3/m3 |
表2 原始地层流体与复配地层流体组成对比 |
| 组分 | 气顶气中各组分摩尔分数/% | 油环油中各组分摩尔分数/% | ||
|---|---|---|---|---|
| 原始地层流体 | 复配地层流体 | 原始地层流体 | 复配地层流体 | |
| N2 | 1.45 | 1.43 | 0.27 | 0.13 |
| CO2 | 0.65 | 0.65 | 0.70 | 0.31 |
| C1 | 78.24 | 77.87 | 44.35 | 43.13 |
| C2 | 10.31 | 10.38 | 8.81 | 6.58 |
| C3 | 4.19 | 4.24 | 5.36 | 5.11 |
| iC4 | 0.37 | 0.32 | 3.07 | 6.36 |
| nC4 | 0.18 | 0.16 | 1.37 | 2.59 |
| iC5 | 0.38 | 0.35 | 3.07 | 5.22 |
| nC5 | 0.06 | 0.06 | 0.59 | 0.98 |
| C6 | 0.32 | 0.33 | 1.14 | 1.26 |
| C7 | 1.60 | 1.74 | 3.98 | 2.17 |
| C8 | 0.65 | 0.68 | 4.85 | 4.96 |
| C9 | 0.44 | 0.44 | 5.91 | 6.23 |
| C10 | 0.34 | 0.36 | 4.71 | 4.70 |
| C11+ | 0.82 | 0.99 | 11.82 | 10.26 |
实验步骤：根据双6储气库流体特征、带油环气藏建库注采全过程流体相行为阶段划分，按气藏衰竭开发、注气形成库容和周期注采3个阶段设计实验流程（见图2 ）：①气藏衰竭开采阶段，首先将气顶气和油环油样品按气藏气顶与油环的体积比加入高温高压反应釜，充分搅拌后稳定，从初始压力24.76 MPa经5级定容衰竭开发至废弃压力4.00 MPa[24]；②注气形成库容阶段，从反应釜顶部定流量100 mL/h注气，直至压力达到上限压力24.00 MPa；③周期注采阶段，将储气库上、下限压力差均分为6级，每级压力下定流量采气，最终采气至下限压力结束采气，随后从反应釜顶部定流量100 mL/h注气至上限压力完成1个注采周期。本次共进行5个注采周期。
3.3 注采全过程油气相行为数学模型验证
由注采全过程反应釜中油环油体积变化（见图3 ）可以看到，在气藏衰竭开采阶段，随体系压力降低，气顶气反凝析出的凝析液溶于油环油，油环油液面上升、体积增大；在注气形成库容阶段，体系压力逐渐升高至上限压力，气顶气蒸发抽提能力增加，油环油液面下降、体积减小；在周期注采阶段，随注采周期增加，经气顶气的多周期蒸发抽提，采气期末油环油液面逐渐降低、体积减小。
通过测量并计算储气库注采全过程关键阶段的油环油体积占比（见图4 ），可以发现，在衰竭开采过程中，油环油体积占比由初始的3.83%上升至12.00%；注气形成库容后，第1周期采气期末油环油体积占比降低至3.62%，油环油部分轻烃组分被蒸发抽提至气相采出，注气蒸发抽提现象显著；随着注采周期的进行，油环油体积占比进一步降低，在第4个周期后下降幅度减小，说明在周期注采阶段，随注采周期增加油环油所占据的孔隙空间比例逐渐减小并趋向稳定。同时可以看到，理论计算与实验结果非常接近，误差小于5%，说明本文建立的数学模型是可靠的。
4 注采全过程油气相行为特征
4.1 油气组分组成变化规律
将井流物组分构成划分为3个拟组分：轻质组分（C1+N2）、中间组分（CO2+C2—6）和重质组分（C7+），注采全过程油气组分变化如图5 所示。由图可知，原始地层条件下油气体系经衰竭开采至建库前压力，气顶气中重质组分反凝析至油环油中，气顶气中重质组分含量减少，油环油中重质组分含量增加；在建库前条件下注气形成库容并采气至第1周期采气期末，气顶气轻质组分含量升高，中间、重质组分含量降低，油环油重质组分含量降低，轻质、中间组分含量升高。随着注采周期数增加，气顶气轻质组分含量上升，中间组分含量降低，气顶气轻质化，蒸发抽提能力减弱；油环油经多次注采中间组分被抽提至气相采出，重质组分含量上升，油环油变重。
4.2 油气物性参数变化规律
油环油溶解气油比及体积系数变化如图6 所示。从原始地层条件衰竭开采至建库前压力，油环油溶解气油比由218.0 m3/m3减小至50.2 m3/m3，体积系数由1.701减小至1.275；在建库前条件下注气形成库容并采气至第1周期采气期末，油环油溶解气油比升高至94.0 m3/m3，体积系数升高至1.340，这是因为第1周期采气期末压力高于废弃压力，油环油能溶解更多气顶气。在周期注采阶段，随着周期数增加，油环油中间组分含量减少导致溶气能力降低，溶解气油比和体积系数均呈缓慢下降趋势。
气顶气、油环油黏度与密度变化如图7 所示。由图可知，从原始地层条件衰竭开采至建库前压力，油环油密度与黏度均达到最大值、气顶气密度与黏度达到最小值；在建库前条件下注气形成库容并采气至第1周期采气期末，油环油溶解气油比增大导致密度与黏度减小，气顶气由于体系压力升高，密度与黏度增大；在周期注采阶段，随着注采周期的增加，油环油的密度与黏度逐渐增大，气顶气随着周期数增加而轻质化，但对密度、黏度影响不大。
4.3 油气相包络线演变特征
分析原始条件与建库前条件下的油气体系相图（见图8 ）发现，定容衰竭开采至建库前压力时，气顶气和油环油相包络线重合区域减小，油气两相性质差异变大；气顶气的相包络线临界点向左侧（低温方向）远离原始条件临界点，油环油相包络线临界点向右侧（高温方向）远离原始临界点，表明油环油中重质组分含量增加，气顶气轻质组分含量增加。
4.4 油气相行为作用机制
储气库油气体系相行为规律性变化，主要与烃类组分的性质密切相关。在注气形成库容阶段，注入干气与油环油的性质差异很大，建库前条件下注气形成库容并采气至第1周期采气期末期间，油环油中的重质组分逐步被蒸发抽提至气相，油向气的相间传质作用强烈，主要表现为气顶气对油环油的蒸发抽提为主、溶解扩散为辅的相行为。当储气库进入到周期注采稳定运行阶段，气顶气对油环油的蒸发抽提能力逐渐减弱，相行为逐步过渡到以溶解扩散为主。随注采周期数增加，油环油逐步重质化；气顶气逐步轻质化，干化程度相应提高，注入气的蒸发抽提能力减弱，气向油的溶解扩散传质作用增强。
4.5 储气库多周期注采运行指标实例分析
使用本文建立的注采全过程油气相行为模拟方法计算的储气库油气物性参数，结合储气库多周期注采动态数据，评价得到辽河双6储气库自由气库容量和剩余油溶解气垫气量，分别如图11 、图12 所示。
由图11 可以看出，考虑注入干气与油环油多组分传质等相行为特征，评价双6储气库经历多周期注采后自由气库容量为38.04×108 m3，而原始气藏衰竭开发动态评价的有效库容量为34.56×108 m3，增加3.48×108 m3，增幅9.14%。注采全过程油气相行为模拟方法计算自由气库容量增大，主要是因为该方法考虑了储气库周期注采交变工况下的油气相行为特点。储气库建库及运行过程中，受注入干气与油环油多组分间传质作用的影响，油环油重质化，体积持续收缩，腾出更多储气空间，增大了自由气库容量。
由图12 可以看出，随注采周期增加，剩余油环油溶解气垫气量逐步降低。5个注采周期后，双6储气库剩余油环油溶解气垫气量从5.45×108 m3降为4.70×108 m3，降幅13.76%，主要是因多周期注采后剩余油环油逐步重质化，溶解气油比逐步减小，导致溶解气垫气量持续降低。
5 结论
储气库注采全过程油气相行为特征理论模型和实验模拟方法实现了储气库注采全过程油气相行为的仿真模拟，揭示了储气库油气体系相行为特征和作用机制，经验证，计算结果精度较高，实用性较强。
实验和理论研究表明，建库前条件下注气形成库容并采气至第1周期采气期末期间，油气相行为表现为气顶气对油环油的蒸发抽提为主、溶解扩散作用为辅，气顶气轻质组分含量升高，中间和重质组分含量降低，密度、黏度增大；油环油重质组分含量降低，轻质、中间组分含量升高，密度、黏度减小，体积系数、溶解油气比增大。
储气库周期注采稳定运行阶段，油气相行为表现为气顶气对油环油的蒸发抽提能力逐渐减弱，而溶解、扩散作用逐渐增强，气顶气中间组分含量缓慢降低，轻质组分含量缓慢上升，气顶气逐步轻质化，但对密度、黏度影响较小；油环油重质组分含量增大，中间组分含量降低，密度、黏度升高，体积系数、溶解油气比减小。
符号注释：
a——分子间引力系数，MPa·cm6/mol2；b——体积修正系数，cm3/mol；c——体积平移参数，cm3/mol；fg,k，fo,k——第k级衰竭开采后剩余油气体系中气相、油相摩尔分数，无因次；fg,s，fo,s——第s周期注气结束时油气体系中气相、油相摩尔分数，无因次；fo,m,s——第s周期m级采气后剩余油气体系中油相摩尔分数，无因次；GORm,s——第s周期m级采气后剩余油气体系中油环油溶解气油比，m3/m3；i——组分序号；j——衰竭开采阶段降压序号；k——衰竭开采阶段降压总次数；Ki,m,s——第s周期m级采气后剩余油气体系中组分i在气液两相中的平衡常数，无因次；m——周期注采阶段分级采气次数；M——平均摩尔质量，g/mol；no——原始地层条件下1 mol油气体系中油环油物质的量，mol；nres,0——注气初始时刻（建库前）油气体系物质的量，mol；nres——废弃压力时剩余油气体系物质的量，mol；ninj,s——第s周期注气结束注入气物质的量，mol；nres,s——第s周期采气结束后剩余油气体系物质的量，mol；ntol,s——第s周期注气结束后油气体系总物质的量，mol；$n_{\text{g,}m,s}^{\Theta }$，$n_{\text{o,}m,s}^{\Theta }$——第s周期m级采气结束后剩余油气体系中油相闪蒸至标准状态气相、油相物质的量，mol；Np,0——初始油气体系总物质的量，取值为1 mol；∆Np,j——第j级衰竭开采采出流体物质的量，mol；∆Np,j,s——第s周期j级采气采出流体物质的量，mol；Np,k——第k级衰竭开采累计采出流体物质的量，mol；Np,m,s——第s周期m级采气累计采出流体物质的量，mol；p——原始地层压力，MPa；ph——储气库运行上限压力，MPa；pk——第k级衰竭开采压力，MPa；pm——第m级采气压力，MPa；R——摩尔气体常数，取8.314 5 MPa·cm3/（mol·K）；s——注采周期；Sm,s——第s周期m级采气结束后剩余油气体系中油相体积占总体系百分比，%；T——原始地层温度，K；v——摩尔体积，cm3/mol；Vd——原始地层条件下1 mol油气体系总体积，cm3；Vg,k，Vo,k——第k级衰竭开采后剩余油气体系中气相、油相体积，cm3；Vg,s，Vo,s——第s周期注气结束时油气体系中气相、油相体积，cm3；Vg,m,s，Vo,m,s——第s周期m级采气结束后剩余油气体系中气相、油相体积，cm3；xi,m,s，yi,m,s——第s周期m级采气结束后剩余油气体系油相、气相中i组分摩尔分数，%；yi,j——第j级衰竭开采结束后剩余油气体系气相中i组分摩尔分数，%；zi——原始地层条件下油气体系中i组分摩尔分数，%；zi,m,s——第s周期m级采气结束后剩余油气体系中i组分摩尔分数，%；zi,s——第s周期注气结束时油气体系中i组分摩尔分数，%；zinj,i——注入气中i组分摩尔分数，%；zres,i——废弃压力时油气体系中i组分摩尔分数，%；zres,i,s——第s周期采气结束时剩余油气体系中i组分摩尔分数，%；Zg——原始地层条件下气相压缩因子，无因次；Zo,k，Zg,k——第k级衰竭开采后剩余油气体系中油相、气相压缩因子，无因次；Zinj——上限压力下注入气压缩因子，无因次；Zo,s，Zg,s——第s周期注气结束时油气体系中油相、气相压缩因子，无因次；Zg,m,s，Zo,m,s——第s周期m级采气结束后剩余油气体系中气相、油相压缩因子，无因次；$Z_{\text{g,}m}^{\Theta }$，$Z_{\text{o,}m}^{\Theta }$——第s周期m级采气（结束后剩余油气体系中）油相闪蒸至标准状态下气相、油相压缩因子，无因次；Zo——原始地层条件下油相压缩因子，无因次；$\alpha \left( {{T}_{\text{r}}},\omega \right)$——温度函数，无因次；ρ——密度，g/cm3；βm,s——第s周期m级采气结束后剩余油气体系中气相摩尔分数，无因次；η——原始地层条件下气顶与油环的体积比。