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第 43 卷第 10 期2023 年 10 月 24 天然气工业Natural Gas Industry引文：曾大乾,张广权,杨小松,等.复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法J.天然气工业,2023,43(10):24-33.ZENG Daqian,ZHANG Guangquan,YANG Xiaosong,et al.Design method of key parameters of gas reservoir engineering for complex reservoir type underground gas storagesJ.Natural Gas Industry,2023,43(10):24-33.复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法曾大乾1张广权1杨小松1贾跃玮1朱思南1王志宝2张俊法1糜利栋1田洪维2秦余福31.中国石化石油勘探开发研究院2.中国石化中原油田公司勘探开发研究院3.中国石化天然气分公司摘要：我国地下储气库（以下简称储气库）建库目标包括复杂断块、强水侵、异常高压、高含油凝析气藏等复杂类型，普遍具有埋藏深、构造复杂、储层物性差、非均质性强等特点。常规气藏工程参数设计方法不适用，尤其在圈闭密封性分析、库容参数设计及注采能力评价等方面具有一定特殊性。为此，从建库目标地质特征出发，通过聚焦难点、自主创新、攻克技术瓶颈，形成了复杂断块储气库四维动态密封性评价技术，建立了异常高压储气库库容参数预测方法及水侵储气库分区带多因素耦合注采能力预测模型，论证了凝析气藏“提采协同储气”建库新模式和优化技术对策。研究结果表明：通过物理模拟实验揭示了复杂断块储气库盖层疲劳损伤和断层滑移机理，实现了动态密封性指标定量化评价，为复杂断块型储气库库址筛选奠定了基础；针对超高压裂缝型储气库岩石强应力敏感特性，建立了考虑压缩系数变化和束缚水膨胀的有效库容预测新方法，并形成了考虑周期时变和水侵影响的强水侵储气库不同区带多周期注采能力预测方法，实现了建库参数科学设计；建立了凝析气藏提高采收率协同储气库建设新模式，明确了“提采协同储气”合理转换时机，形成了分阶段建库参数设计方法和井网部署对策。结论认为，形成复杂油气藏型储气库气藏工程关键参数设计系列方法有力支撑了中国石化复杂油气藏型储气库建设和运行，并对同类储气库建设具有指导作用。关键词：地下储气库；动态密封性；库容参数；注采能力；协同；复杂断块；异常高压；水侵DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.10.003Design method of key parameters of gas reservoir engineering for complex reservoir type underground gas storagesZENG Daqian1,ZHANG Guangquan1,YANG Xiaosong1,JIA Yuewei1,ZHU Sinan1,WANG Zhibao2,ZHANG Junfa1,MI Lidong1,TIAN Hongwei2,QIN Yufu3(1.Sinopec Petroleum Exploration&Production Research Institute,Beijing 100083,China;2.Exploration and Development Research Institute,Sinopec Zhongyuan Oilfield Company,Puyang,Henan 457001,China;3.Sinopec Natural Gas Company,Zhengzhou,Henan 450046,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.10,p.24-33,10/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:The underground gas storages(hereinafter referred to as UGSs)rebuilt from oil and gas reservoirs in China are characterized by great burial depth,complex structures,poor reservoir physical properties,and strong heterogeneity.The UGS construction targets in China involve complex types,such as complex fault blocks,strong water invasion,abnormal pressure,and high oil content condensate gas reservoir,so conventional gas reservoir engineering parameter design methods are not applicable,and especially there are some special requirements for trap sealing analysis,storage capacity parameter design,and injectionproduction capacity evaluation.Focusing on these difficulties,this paper carries out independent innovation and technological bottleneck breakthrough.Beginning with the geological characteristics of UGS construction targets,the four-dimensional dynamic sealing evaluation technology for complex fault block UGSs is developed,and the storage capacity prediction method for abnormal pressure UGSs and the zonal multi-factor coupled injection and production capacity prediction model for water invasion UGSs are established.In addition,the new condensate gas-reservoir UGS construction model of Enhanced Oil Recovery(EOR)collaborationgas storage and the optimized technical strategies are demonstrated.And the following research results are obtained.First,physical simulation experiments reveal the fatigue damage and fault slip mechanisms in the cap rocks of complex fault block UGSs,so as to enable the quantitative evaluation of dynamic sealing indicators,which lays an importation foundation for the site selection of complex fault block UGSs.Second,in view that the rocks of ultra-high-pressure fractured UGSs exhibit strong stress sensitivity,a new effective storage capacity prediction method considering compressibility coefficient change and bound water expansion is established,and a multi-cycle injection and production capacity prediction method considering cycle time change and water invasion is formed for different zones of strong water invasion UGSs,so as to achieve a scientific design of UGS construction parameters.Third,a new model of condensate gas reservoir EOR collaborated with UGS construction is established,the rational transition timing of EORcollaborationgas storage is determined,and the staged UGS construction parameter design method and the well pattern deployment strategies are prepared.In conclusion,the proposed design method of key parameters in gas reservoir engineering of complex oil-and gas-reservoir UGSs provides a powerful support for Sinopecs construction and operation of complex oil-and gas-reservoir UGSs,and has a good guiding role in the construction of similar UGSs.Keywords:Underground gas storage;Dynamic sealing performance;Storage capacity parameters;Injection and production capacity;Collaboration;Complex fault blocks;Abnormal pressure;Water invasion基金项目：中国石化科技部项目“复杂地质条件地下储气库建库及安全高效运行技术研究”（编号：P21024）。作者简介：曾大乾，1965 年生，正高级工程师，博士，本刊编委；主要从事天然气开发与地下储气库设计方面的研究工作。地址：(102206)北京市昌平区百沙路 197 号。ORCID:0000-0001-7939-5321。E-mail:通信作者：朱思南，1986 年生，博士；主要从事地下储气库设计、数值模拟和地质力学方面的研究工作。地址：(102206)北京市昌平区百沙路 197 号。ORCID:0000-0002-3353-9841。E-mail: 第 10 期 25 曾大乾等：复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法0引言随着我国天然气消费量快速增长及对外依存度持续攀升，储气调峰能力不足的问题逐渐凸显。由于我国地下储气库建设起步较晚，天然气调峰能力仅占天然气消费量的 5%（截至 2022 年底），与国外12%15%的水平差距较大。迫切需要加大建库技术攻关，快速提升储气能力建设水平，建立完善的天然气“产供储销”产业体系1-4，保障国家能源安全。目前，国内外已建储气库以油气藏型和盐穴型为主。其中，油气藏型储气库占比 75%以上5-9，地质条件普遍较好，以整装气藏、浅层简单构造、中高渗透率储层为主。与国外储气库相比，我国建库目标埋藏深、构造复杂、断层发育、储层物性较差、非均质性强、气水关系复杂、油气藏型类型多，建库难度大。主要包括以下挑战：建库目标具有构造破碎、断裂发育、岩性复杂、砂泥岩互层沉积的特点，这类复杂断块型储气库在长期运行过程中，存在断层激活和盖层泄漏风险，密封性评价难度较大。我国东部断陷盆地油气型储气库大部分为边底水断块型，具有断层发育、水体能量强、气水关系复杂等特点。此类水侵型储气库存在多轮次气水互驱和有效储气空间损失现象，常规方法计算的库容量和注采能力精度偏低。超高压裂缝型碳酸盐岩储气库储层应力敏感性较强，如 QX 储气库埋深 4 300 m，原始地层压力 77.01 MPa，压力系数 1.82；此类储气库驱动机理复杂，有效库容难以准确评价。缺少在高含油凝析气藏提高凝析油采收率兼顾储气库调峰双功能建库技术成熟经验。针对复杂地质条件建库目标，常规储气库气藏工程参数设计方法在断层动态密封性评价、库容参数设计、注采能力预测等方面不适用，计算和预测精度有限。为确保以上复杂类型储气库“注得进、存得住、采得出”，通过聚焦难点、自主创新、攻克技术瓶颈，从建库目标地质特征出发，形成了以动态密封性评价、库容预测、注采能力及运行参数优化为核心的气藏工程关键参数设计方法，为复杂油气藏型储气库建设运行提供技术支撑，并为我国“十四五”期间储气库建设跨越式发展起到重要作用。1复杂断块储气库动态密封性评价地下储气库运行特点为多周期强注强采，由此导致地下储气空间的孔隙压力高低压交替变化，伴随地应力周期性扰动，断层、盖层存在密封性失效风险，潜在影响到储气库安全运行10-16。近年来，国外枯竭油气藏型储气库泄漏事故时有发生，其中因储气库地质完整性破坏导致气体泄漏至地表的事故占半数以上17-18。我国中东部地区储气库地质圈闭多为复杂断块类型，为密封性评价带来技术挑战。笔者通过开展盖层循环加卸载与断层抗剪实验，研究注采工况动态压力条件下泥岩盖层损伤机理与变化规律，建立断层临界失稳准则及临界开启压力模型。在此基础上，运用三维应力场时变数值模拟方法，开展地下储气库多周期注采盖层与断层四维动态密封性评价。1.1储气库盖层动态密封性物理模拟盖层对天然气的封闭能力一般用突破压力衡量19。通过大量实验发现，相同区域的盖层样品气测渗透率与突破压力具有较好相关性13。通过模拟储气库多周期注采地应力变化，开展盖层岩样三轴循环加卸载同步渗透率测试实验，可间接评估盖层动态密封能力变化特征。对ZJD储气库盖层岩样开展渗透率演化特征分析，基于地层条件设定围压 38 MPa，轴向循环荷载由最初的 50 90 MPa 逐步提升到破坏时的 150 200 MPa，每 5 次循环测试一次渗透率值，共循环 180 次。在初始循环荷载为 50 90 MPa 作用下，渗透率值由 0.475103 mD 逐 渐 降 低 到 0.023103 mD，岩样被逐渐压密，裂缝闭合；循环荷载提升为50 100 MPa 后，渗透率先增加到 0.126103 mD后又降低到 0.014 7103 mD，渗透率增加是因为增大荷载后样品产生了新的裂缝或者延展了旧裂缝，随后渗透率下降是因为微裂缝区域的矿物颗粒在循环载荷作用下重排压密，导致有效渗流通道减少。荷载循环 95 次时，声发射信号起跳明显，表明交变应力疲劳作用使泥岩内部产生了有效连通裂缝。在最大加载应力达到峰值强度的 60%80%时，泥岩经历 150 次循环后发生疲劳破坏，说明在循环荷载作用下泥岩力学强度发生缓慢弱化。通过分析确定 ZJD 储气库盖层临界承压能力为峰值破坏强度的65%（图 1）。1.2储气库断层剪切滑移实验分析目前断层密封性评价以静态地质分析为主，一般通过分析断层两盘地层岩性、厚度、充填物、断裂系统结构以及泥岩涂抹系数等开展评估20-23。而储气库周期性注采过程需开展断层力学稳定性评估。以 Y21 储气库为例，对岩石样品开展人工造缝以模2023 年第 43 卷 26 天 然 气 工 业拟储气库断层，基于储气库注采作业实际工况设计断层抗剪实验，并利用 L 型直剪实验装置开展直剪实验，模拟断层在地层中的受力活化过程，获取裂缝剪切强度与裂缝表面破损变形特征，确定断层动态滑移剪切应力。实验中对样品施加围压 20 MPa、孔隙压力 5 MPa。从图 2 可以看出，断层剪切滑移分为3 个阶段：在稳定阶段，外加剪切应力差持续升高（0 8 MPa）过程中，断层剪切位移基本保持不变；在滑动阶段，剪切应力差达到 8.5 MPa 时，初始裂缝开始滑移，随着剪切位移增大，剪切应力逐渐降低；在剪切破坏阶段，产生新剪切面，裂缝表面粗糙，剪切应力增加。式中 p 表示断层开启压力，MPa；表示剪切应力，MPa；表示断层面摩擦系数，无量纲；H表示最大水平主应力，MPa；h表示最小水平主应力，MPa；表示断层倾角，（）；pp表示孔隙压力，MPa。对 Y21 储气库进行断层临界开启压力计算可知，使断层失稳的地层压力为 28.5 MPa。1.3储气库四维动态密封性评价以高精度三维地质模型为基础，建立有限元网格模型，运用三维应力场时变数值模拟法，研究地下储气库多周期注采断层稳定性。首先，建立地下储气库单井一维和三维地质力学模型，并在初始地应力模拟基础上，基于渗流应力耦合模型开展数值模拟研究，分析不同注采周期条件下地层压力和有效应力变化规律；然后，分析注采井与断层附近孔隙压力、地应力分布特征，根据摩尔库仑准则判别断层和盖层安全风险。以 Y21 储气库为例，分别设定 20 MPa、25 MPa、30 MPa、35 MPa 注气压力条件，对应采气压力均为15 MPa。设定注气阶段为0180 d，采气阶段为 180 300 d。计算结果如表 1 所示。表1注采工况下地应力场模拟结果表 单位：MPa方案注气压力最小水平主应力最大水平主应力12019.3016.0822519.5916.3633019.8716.6543520.1616.93Y21 储气库断层安全指数模拟结果如图 3 所示，断层周边地层孔隙压力由 20 MPa 增加至 23.8 MPa，未超过上覆盖层突破压力。最小主应力由21 MPa增加至 25 MPa，最大主应力由 24.7 MPa 增大至 28.6 MPa，注采循环产生的盖层损伤较小。在圈闭北断层处，最大应力差为 6.2 MPa，在南断层处，最大应力差图1加卸载泥岩应力时间渗透率变化曲线图图2Y21储气库断层岩样剪切应力应变曲线图在地层原始条件下断层承受三向主应力作用几乎为稳定状态。当储气库注气作业时，随着注入压力的改变，地层应力场分布发生改变。基于断层抗剪实验结果，考虑断层表面粗糙度和动态摩擦系数差异，对断面地应力三坐标矢量场添加动态失稳准则，建立了考虑弱面效应的摩尔库仑断层临界失稳模型：（1）图3断层四维动态密封性数值模拟图第 10 期 27 曾大乾等：复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法为 5.5 MPa，均未超过断层的抗剪强度 8 MPa，可认为在注采工况下断层处于稳定状态。2异常高压裂缝型碳酸盐岩储气库库容预测超高压裂缝型碳酸盐岩气藏在开发及储气库注采过程中，储层应力敏感性较强，影响注采井吞吐作业效率24。通过开展超高压裂缝型储层变内压应力敏感实验，建立基于岩石压缩系数应力敏感和束缚水膨胀的库容评价方法，应用该方法开展有效库容评价。2.1碳酸盐岩储气库裂缝应力敏感评价随着储气库注采地层压力变化，超高压裂缝型储气库地层岩石孔隙、裂缝结构易发生改变。以 QX储气库为例，QX 气藏含气层系为飞仙关组三、四段，初始地层压力 77.01 MPa，压力系数 1.82，储层孔隙度 3.93%，为异常高压、低孔隙、裂缝发育的孔隙裂缝型碳酸盐岩气藏。依据超高压裂缝型储层应力敏感实验25，获取岩石压缩系数、渗透率随有效应力变化曲线。研究发现，渗透率随有效应力变化表现为明显的两段式特征：初期阶段渗透率急剧降低，主要反映裂缝应力敏感特征；后期阶段渗透率降低幅度较小，主要反映基质应力敏感特征。超高压气藏岩石压缩系数具有较强的压敏性，其岩石压缩系数为常规气藏岩石压缩系数的 20 倍。2.2超高压裂缝型碳酸盐岩储气库库容量预测基于超高压裂缝型碳酸盐岩储气库样品实验机理认识，建立了考虑压缩系数连续变化和束缚水膨胀的超高压储气库物质平衡方程。对 QX 储气库区域岩石压缩系数与有效应力曲线进行拟合，关系方程式如下：（2）式中 Cp表示岩石压缩系数，MPa 1；pi表示储层围压，MPa；pr表示储层压力，MPa。物质平衡可表述为：原始条件下烃类流体所占孔隙体积等于目前条件下烃类流体所占孔隙体积与烃类流体所占孔隙体积的减少量之和，由于 QX 气藏边底水能量较弱，在不考虑边水侵的情况下，物质平衡方程如下：（3）其中 整理后得到考虑压缩系数应力敏感及束缚水膨胀的库容表达式：（4）其中 式中 G 表示原始库容，108 m3；Bgi表示原始体积系数；Bg表示天然气体积系数；GV表示地层压力为 pr时的有效库容，108 m3；Vw表示束缚水体积膨胀量，108 m3；Vr表示岩石骨架体积膨胀量，108 m3；Cw表示束缚水压缩系数，MPa1；Swi表示束缚水饱和度；e 表示自然常数。通过计算得到 QX 库容量为 4.3108 m3，与只考虑气体压缩性的物质平衡方程相比，预测精度提高 30%（表 2）。表2超高压储气库库容量计算对比表计算方法岩石压缩系数/104 MPa1库容量/108 m3提高精度常规方法5.6物质平衡新方程43.9 15.04.330.2%3水侵型储气库分区带多周期注采能力优化储气库水淹区气井注采能力易受到多周期运行单井产水及储层物性变化因素影响26-27。利用不稳定试注生产数据，结合拟稳态法建立预测模型，可提高水侵型储气库注采能力计算精度。依据该方法，系统考虑井筒流动和冲蚀等影响，建立考虑多因素的一体化注采能力预测模型。通过优化井型和完井管柱参数，可有效提升储气库气井注采能力。3.1水侵型储气库多周期注采渗流机理3.1.1多周期注采渗透率应力敏感机理与气藏开发渗透率单向改变不同，储气库储层渗透率每个周期都会不断往复变化，随着多周期注采，渗透率整体呈降低趋势。主要由于储层岩石在采气过程中有效应力增大，发生塑性变形，而注气2023 年第 43 卷 28 天 然 气 工 业过程中渗透率无法恢复至初始状态，岩石孔隙结构发生改变。渗透率会在第 3 4 个注采周期后，下降幅度减小并趋于平稳（图 4）。形成“相渗滞后”现象28。在储气库多周期注采过程中，岩石渗透率越小，残余气饱和度增大对气水两相渗流能力的影响越大，“相渗滞后”效应越明显，束缚水饱和度下气相渗透率损失率越大。气相渗透率损失率与岩样渗透率满足幂函数关系（图 6）。图4渗透率与不同周期应力关系曲线图3.1.2多周期注采气水互驱相渗机理通过开展气水多轮次互驱相渗测定实验，发现受微观非均质性和多周期注采运行特征的影响，气驱水过程中易形成气锁，使束缚水饱和度增大；水驱气过程中存在指进现象，易水锁，形成残余气。在孔隙半径变小处（即喉道处），气相易由连续相变为分散相，分散气泡要克服贾敏效应所产生的渗流阻力才能采出。渗透率越小，渗流阻力越大，滞留在孔隙喉道中的残余气越多。随着多周期注采运行，每个注采周期均会形成残余气，残余气量随周期增加而逐渐递减，总体上残余气饱和度增大。同时，束缚水饱和度下气相相对渗透率（Krg）和残余气饱和度下水相相对渗透率（Krw）均减小（图 5），气相相对渗透率下降幅度较大，在多轮次气水互驱过程中图5多周期气水互驱气水相渗曲线图（T 表示注采周期）图6束缚水饱和度下气相渗透率损失率与渗透率关系曲线图3.2水侵型储气库不同区带多周期注采能力预测3.2.1纯气区多周期注采能力预测方法针对第一周期，通过综合测井解释储层物性参数、PVT 数据及井身结构数据，建立注入井单井模型，利用长时间（大于 30 d）试注动态数据，开展试注历史拟合，解释储层渗透率、泄气半径等动态参数，建立反映试注井地层特性的渗流模型。通过模拟稳定注入过程，获取稳定注入过程注气量和压力，评价气井注采能力。以 W 储气库为例，通过单井动态模型设计 3 个不同注入制度，将每个制度测试模拟时间延长为 12 天，使每一制度下的注入量、注入压力达到稳定，利用每一制度下的注入量除以注入压力平方差求得吸气指数，用 3 个制度下吸气指数的平均值，表征气井注入能力（表 3）。针对第二周期及后续周期，依据多周期渗透率应力敏感模型，结合稳定渗流理论，推导得到随多周期渗透率和有效应力变化的注采能力方程：（5）式中 qgT表示注釆能力，104 m3/d；Ts表示气体标准状态温度，；TR表示地层温度，；K0表示岩样气测渗透率，mD；red表示泄气半径，m；rwd表示等效井径，m；Z 表示气体偏差因子；g表示气体黏度，第 10 期 29 曾大乾等：复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法mPas；Sd表示表皮系数；peob表示目前压力对应的有效应力，MPa；peobi表示初始的有效应力，MPa。在有效应力减小（注入）周期：m=1.004，n=0.110 2，e=0.063 8，=0.434 0，f=0.344 7；在有效应力增大（采出）周期：m=1.004，n=0.110 2，=0.434 0，e=0.162 7(2T+1)0.467，f=0.543 7(2T+1)0.224 3。通过自研程序模块预测了多周期应力敏感对气井最大注采能力的影响。对于注入周期，初始注入时地层压力最低，气井对应的注入能力最大。由于应力敏感影响，气井的渗透率、最大注采能力都随注采周期增加而不断降低。在经历 6 7 个周期后，注采能力基本不再降低，因此以第 7 周期的注采能力作为气井建库注采能力与配产配注依据（图 7）。理，建立了气水两相注采能力方程：（7）气水两相渗流函数：（8）式中 qgsc表示气井井口注采气量，104 m3/d；K 表示地层有效渗透率，mD；Krw表示水相相对渗透率；Krg表示气相相对渗透率；h 表示地层有效厚度，m；g、w分别表示地层状态下气、水的黏度，mPas；Rwg表示生产水气比，m3/104 m3；S 表示真表皮系数；re表示井控半径，m；rw表示井的折算半径，m；r 表示折算的泄气半径，m；g、w分别表示地层压力条件下的气、水密度，g/cm3；gsc表示标准条件下的气体密度，g/cm3。通过数值迭代求解方程组（6 8），分析含水区气井多周期水侵对注采能力的影响。以W储气库为例，研究发现随着地层水侵入，气井注采能力降低明显，但 W 储气库产水较小，水气比平均约为 0.2 m3/104 m3，气井注采能力依然维持在较高水平。同时，受多周期相渗变化影响，随注采作业进行，气井注采能力不断降低，在 5 个周期后趋于稳定（图 8）。该方法表3W 储气库某井注入能力评价结果表测试制度测试时间/d气层原始压力/MPa注入流压/MPa注气量/(104 m3d1)吸气指数/104 m3(dMPa)11124.525.0800.1282124.530.01060.1183124.538.61560.105平均0.117图7纯气区气井注采能力随注入周期变化图3.2.2水淹区多周期注采能力预测方法基于多周期渗透率应力敏感机理及气水两相渗流理论，建立考虑渗透率时变和气水两相产能预测新模型，研究多周期渗透率时变及产水对低渗透气井注采能力的影响。多周期渗透率应力敏感新模型如下：（6）在有效应力减小（注入）周期：c=0.047 8T0.284 3，d=0.648 8T 0.054 1；在有效应力增大（采出）周期：c=0.047 8T0.284 3，d=0.648 8T 0.054 1。利用气水两相稳定渗流理论，结合物质平衡原图8多周期水侵对气井注采能力的影响图2023 年第 43 卷 30 天 然 气 工 业应用于 W 储气库注采方案设计，预测注采能力与实际符合率达 91%，为 W 储气库注采方案的配产配注提供依据。4凝析气藏注气提采与储气库建库协同技术目前，凝析气藏改建储气库主要按照储气库传统运行方式实施多周期注采。以我国早期建成的DZT 储气库为例，单井需承担注气与采气作业任务，导致注入气将凝析油推向地层深处，同时注入气对凝析气的置换不充分，采出气以干气为主，凝析油采出程度低。本文建立了凝析气藏提高凝析油采收率与储气库建设协同的新模式（图 9），分为 3 个阶段。第一阶段以提高采收率为主，储气调峰为辅；第二阶段提高采收率与储气调峰并重；第三阶段以调峰为主，提高采收率为辅。该方法除了经历常规凝析气藏循环注气提高凝析油采收率和储气库注气吞吐调峰两个阶段外，还有过渡协同期。在协同期内，利用储气库气源进一步注气驱油提高凝析油采收率，同时兼顾储气库调峰。通过协同建库渗流实验及机理分析，论证合理的协同建库技术政策，可最大限度提高凝析油采收率并发挥储气库调峰功能。置 6 个不同循环注气量（0.2 PV、0.5 PV、0.7 PV、1.0 PV、1.2 PV、1.5 PV）开展注气转协同模拟。协同期岩心入口端注气至上限压力 51 MPa 后停注，岩心出口端模拟开采至岩心平均压力达到下限压力45 MPa，循环 3 个轮次，确定合理循环注气转协同期时机。从图 10 可以看出，循环注气注入量越大，转协同 3 轮次后凝析油采收率越高。但当注入量在0.5 0.7 PV 时，凝析油采收率增速减少，存在明显的拐点。DLB 储气库循环注气协同的合理转换时机约在注入量为 0.6 PV 时。按同类凝析气藏循环注气 3.5%4%的年注入速度换算，循环注气协同转换时机约在循环注气 15 17 年后。图9凝析气藏注气提采与储气库协同示意图4.1凝析气藏协同建库渗流机理通过开展长岩心室内提采协同储气全周期模拟实验，论证不同阶段运行参数对提高凝析油采收率和储气调峰的影响，确定合理的转换时机。4.1.1循环注气转协同期时机模拟实验以 DLB 储气库为例，复配凝析气样品，凝析油含量 753.89 g/m3，原始地层压力 55 MPa，露点压力48 MPa，地层温度 137。选用总长度为 67.8 cm 的长岩心开展循环注气转协同期时机模拟实验。原始地层压力 55 MPa，模拟衰竭开采至 51 MPa，分别设图10循环注气协同转换时机确定曲线图4.1.2协同转储气期时机模拟实验该实验需连续模拟协同期注气驱油和储气期吞吐两种注采方式。在协同注气期模拟时，长岩心入口端注气，出口端关闭；协同采气期模拟时，入口端关闭，出口端采气。而储气期吞吐模拟时，长岩心出口端关闭，入口端注气，入口端采气。在协同期压力 51 40 MPa 下分别模拟 3 个和 5 个协同周期后转储气库多周期吞吐实验，储气库多周期吞吐共模拟 2 轮次。协同期注气驱油转储气库吞吐后，发现吞吐对提高凝析油采收率效果弱，此阶段流体相态变化复杂29，协同 3 轮次后转储气库多周期吞吐，凝析油采收率由 50.68%增加为 52.62%，仅增加 1.94%。在51 40 MPa 压力区间，协同 5 个轮次比 3 个轮次仅增加凝析油采收率 5%，驱替方式增油提采效果更明显（图 11）。同时，协同 4 周期和 5 周期相对于协同3 周期，凝析油采收率增速放缓，表明协同 5 个周期后，协同提高凝析油采收率的效果已经不明显，可以转为储气库阶段，以吞吐的方式注采，合理协同期为 5 年。第 10 期 31 曾大乾等：复杂油气藏型地下储气库气藏工程关键参数设计方法4.2提采协同建库分阶段关键参数设计凝析气藏提采、协同、建库 3 个不同阶段的目标和侧重点不同，在分阶段运行参数和技术政策优化设计上存在差别。4.2.1分阶段运行压力及工作气量设计以 B 凝析气藏开发协同建库为例，B 储气库气藏储层平均孔隙度 12.2%，平均渗透率 1.75 mD，平均地层压力 53 MPa，平均凝析油含量 420 g/m3，为低孔隙低渗透率高含油凝析气藏，内部发育次级小断层，储层连通性较好。B 凝析气藏改建储气库上限压力设计和常规储气库相同，需保证低于地层破裂压力，避免断层开启，确保注入设备性能满足需求，设计上限压力为 53 MPa。而下限压力在提采、协同、建库 3 个阶段设计各不相同。在注气提高凝析油采收率阶段，下限压力设计为 43 MPa，略高于露点压力（42.8 MPa），可防止反凝析并保证注入气能置换较重的凝析气，从而提高凝析油采收率，采气时间为 30 天；在协同阶段，保证一定的地层压力，确保凝析油饱和度进一步降低，在提高凝析油采收率的同时具备一定的工作气量规模，下限压力高于最大反凝析饱和度对应的压力区间（15 20 MPa），下限压力设计为 26 MPa。在储气库阶段，下限压力设计和常规储气库相同，保证采气末期具有较高的采气能力，设计下限压力为 20.5 MPa。提采、协同、储气不同阶段的工作气量见表 4。表4B 储气库协同建库各阶段指标设计表阶段上限压力/MPa下限压力/MPa工作气量/108 m3提采5343.00.56协同5326.01.13储气5320.51.804.2.2凝析气藏提采协同储气井网部署对策在储气库注采井网部署上，凝析气藏协同储气库与枯竭气藏型储气库不同。在提采和协同阶段，注气井和采气井原则上不能混用，从而避免注气时把井筒周围的凝析油推向远端，采气时只采出干气，不利于采出凝析油。在提高采收率阶段，主要利用老井，井网部署以驱为主。在协同建库阶段，在老井基础上，适当加密，由驱转储，储驱结合，加快建库速度并增大调峰能力。在储气库阶段，进一步加密井网，新井注采，老井采气，提高注采能力，实现最大调峰量。从整体上看，提采、协同、储气各阶段下限压力不断下降，结合井网加密和新老井灵活利用，可实现提高原油采收率，增加储气空间，提高储气库工作气量。采用提采协同储气建库新模式，通过数值模拟法预测 B 储气库可提高凝析油采收率 12.75%。5结论1）揭示了多周期交变应力下盖层损伤机理，确定了盖层临界承压能力；建立了断层开启压力计算模型。结合数值模拟方法，形成了复杂类型储气库圈闭四维动态密封性评价技术，实现了断层和盖层薄弱点及承压能力高精度预测。2）基于岩石压缩系数应力敏感和束缚水膨胀库容预测模型，充分考虑了超高压裂缝型储层岩石压缩系数、孔隙度和渗透率应力敏感，建立了库容参数预测新模型，大幅度提高了库容预测精度。3）揭示了水侵型储气库多周期气水互驱库容参数时变机理，形成了考虑多周期时变和水侵影响的水侵型储气库不同区带多周期注采能力预测方法，实现了复杂类型储气库建库参数的科学设计。4）形成了在产凝析气藏注气提采与储气库协同建设新模式，明确了“提采协同储气”合理转换时机，形成了不同阶段建库参数设计方法和井网部署对策，实现了提高凝析油采收率与储气调峰双收益。参考文献 1 曾大乾,张广权,张俊法,等.中石化地下储气库建设成就与发展展望 J.天然气工业,2021,41(9):125-134.ZENG Daqian,ZHANG Guangquan,ZHANG Junfa,et al.Sinopecs UGS construction achievement and development prospectJ.Natural Gas Industry,2021,41(9):125-134.2 张刚雄,李彬,郑得文,等.中国地下储气库业务面临的挑战及对策建议 J.天然气工业,2017,37(1):153-159.图11不同协同轮次转储气库吞吐凝析油采收率变化曲线图2023 年第 43 卷 32 天 然 气 工 业ZHANG Gangxiong,LI Bin,ZHENG Dewen,et al.Challenges to and proposals for underground gas