地下储气库与天然气驱油协同建设实践与认识

江同文 王锦芳 王正茂 周代余

1.中国石油勘探与生产分公司 2.中国石油勘探开发研究院 3.中国石油塔里木油田公司

0 引言

储气库是通过储集和采出天然气实现季节调峰保供、优化管道运行、能源战略储备和获取经济效益等功能的储气设施，主要有地面球罐LNG和地下储气库（UGS，以下简称储气库）两种形式。其中后者的类型主要包括气藏型、油藏型、盐穴型、含水层型和废弃矿坑等。储气库是天然气产供储销体系的关键环节，对于完善国家天然气产业、保障国计民生和维护国家能源安全具有十分重要的意义。目前，我国储气库以气藏型为主，建库类型比较单一，储气库调峰能力占天然气消费量比例不足发达国家的1/4[1-3]，储气库建设任重道远。

油藏型储气库协同天然气驱油提高原油采收率一体化建库，是近年发展起来的新的储气库类型，被称为协同型储气库。天然气与原油同宗同源，相似相溶，既是宝贵能源，又是绿色、可循环利用的驱油介质。天然气驱油技术在黑油油藏、挥发油藏和凝析气藏等已取得了很好的开发效果，提高原油采收率超过20%[4-7]。为了提高储气库的储气能力和油藏的原油采收率，中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）开展了一系列储气库与天然气驱油协同建设重大开发试验，探索协同建设油藏型储气库，丰富了储气库建库模式，提高了天然气调峰保供能力，同时提高了油藏原油采收率，取得了较好的效果。为了进一步明确协同型储气库的优劣及其应用前景，笔者在分析储气库建设、天然气驱油发展现状的基础上，阐述了储气驱油协同建库的技术原理、阶段划分和关键技术，从建库周期、工作模式、运行方式和风险评估4个方面与气藏型、盐穴型和含水层型储气库进行了对比，详细分析了一体化建库的优势和实施效果，并对该技术的应用前景进行了展望，以期对类似储气库的规模化建设提供参考。

1 技术现状

1.1 储气库建设现状

自世界上第一座地下储气库于1915年在加拿大Welland气田利用枯竭气藏建成以来，国外已有百余年的地下储气库建设历史。据2018年国际天然气联盟最新资料统计，世界上共有689座地下储气库，总工作气量为4 165×108m3，占全球天然气总消费量（35 429×108m3）的11.8%，其中主要发达国家储气库工作气量占其消费量的19.5%[1]。美国地下储气库规模居全球首位，共拥有393座，年工作气量达到1 360×108m3，占其天然气年消费量的17.5%（表1）。

表1 中国与主要发达国家储气库建设规模统计表

中国第一座地下储气库于1965年在大庆油田建成投运，每个注采周期内，平均注气时间为168 d，采气时间为158 d，年注气量为985×104m3，产气量为877×104m3。1985年因该储气库设备老化，加之大庆油田天然气管网健全、油田无富裕气而停止使用。至此，该储气库历年累计注气量为9 246×104m3，累计采气量为9 649×104m3，该储气库有效地解决了当时萨尔图油田的生产、生活用气需求，缓解了冬季、夏季用气不均衡的矛盾。21世纪以来，中国开始大规模建设商业化储气库，先后建成DZT、J58和HTB等储气库，从起步探索阶段跨入了快速发展阶段。截至2020年底，我国已建成27座地下储气库，主要分布于环渤海、长三角等天然气消费市场区和重点管道附近[2-3]。设计总库容为500×108m3，总工作气量为219×108m3，其中气藏型储气库占比86%。目前，已建成储气库调峰能力147×108m3，占全国天然气消费量的4.4%。与国外相比，我国储气库调峰能力非常低，调峰能力占天然气消费量比例不足发达国家平均水平的四分之一。2010年以后，我国天然气消费量以年均15%的速度增长，2020年天然气消费量达到3 316×108m3，预计2030年天然气消费量将达到6 000×108m3。我国东部地区含油气盆地以油藏为主，同时也是天然气消费的主要市场，以油藏型储气库建设为主，应大力推动储气与驱油协同建设，快速大幅度提升我国储气库调峰能力，维护国家能源安全。

1.2 天然气驱油现状

国内外气体驱油介质主要包括二氧化碳、氮气、减氧空气、烟道气和天然气等。受油藏条件、气源和价格等因素的影响，各个国家和地区的气驱方式各有侧重（表2、图1）。国外气驱介质以二氧化碳为主，产量超过90%。我国目前以二氧化碳、减氧空气和天然气为主[8-9]。世界上最大天然气混相驱油项目位于美国Prudhoe Bay油田，该油田为带气顶的构造油藏。1982年开始注气，采出气全部回注气顶，初期日注气量为5 000×104m3，高峰期日注气量为1.96×108m3，2010年衰竭时注气原油采收率达到45%。国外油田天然气驱油项目主要应用在中高渗、油层厚度大和黏度低的油藏，采收率提高约20%，其中加拿大Nisku油田原油采收率提高到50%～70%。

表2 国内外气驱发展历程表

我国注气采油技术研究与世界基本同时起步，涉及的气体介质主要有二氧化碳、天然气、烟道气、氮气和空气等，其中天然气驱、减氧空气驱和二氧化碳驱产油量规模最大。目前，我国注气开发的技术水平、产油量规模总体处于加速追赶阶段。已开展的天然气混相驱油项目注气增油效果明显，然而受地质条件、压缩机等装备的影响，并没有大规模实施。我国南海北部湾盆地涠洲12-1油藏为断块封闭的构造油藏，前期采用衰竭式开发，2008年开始注气采油。截至2021年6月，已累计注气量为4.8×108m3，原油采出程度为24.4%，预期注气原油采收率为40%。吐哈盆地葡北油田中侏罗统三间房组油藏最初的天然气混相驱油项目采用面积驱替，油田开发经历了注气受效、注入气突破以及转注水3个阶段。虽然该油藏未能实现水转气切换，但是延长了无水及低含水采油期，实现了连续5年高速稳产，峰值年产油量为18×104t，采油速度为6.9%。国内天然气驱油项目主要应用在低渗透、油层厚度小和黏度高的油藏[10-16]，采收率提高约10%，其中渤海湾盆地文南油田72区块采收率提高幅度较大，提高了22%。国内天然气驱油项目还需要加大攻关和试验力度，探索储气库与天然气驱油提高采收率协同建设新途径，提升驱油效果和整体效益。

1.3 协同型储气库建库现状

协同型储气库建库的油藏一般考虑油藏储量、盖层特征、油层倾角和混相压力等因素，确保原油产量和采收率的增加幅度，同时考虑气源、区域和井况等因素，整体以安全建库和效益开发为目标。2013年以来，中国石油开展了以天然气为驱油介质的重大开发试验攻关，先后针对DH/TZ深层碎屑岩油藏、XG裂缝潜山油藏、PB废弃油藏等类型部署了4项天然气重力驱油先导试验，取得了成功。这4个油藏试验前石油地质储量采出程度为25.5%，采油速度为0.4%，亟需转换开发方式。2018年为了适应天然气生产调节、应急响应、冬季保供和战略储备的需求，提出了天然气驱油与储气库协同建设新机制。截至2020年底储气驱油协同试验已累注气量为7.6×108m3，累计产油量为114×104t，累计储气量为5.1×108m3，调峰保供能力超过了100×104m3/d。4个试验项目原油采收率可提高26.7%（其中，中心井组原油采收率提高了30%），最终采收率可达52.2%，新增原油可采储量2 084×104t，相当于新探明了1个亿吨级油田。

2 协同型储气库建库技术

2.1 技术原理

协同型储气库建库指向适合建库的油藏顶部注入天然气，依靠重力作用将油藏高部位的油水从低部位驱替出来，逐步形成次生气顶并成为储气空间（图2）。该技术气体波及体积大、驱油效率高，能够大幅度提高原油采收率，同时，注入油层的天然气在油藏高部位储集形成次生气顶并不断扩大，使得油藏逐步转变为气藏，通过配套地面处理系统，最终建成油藏型储气库，提升天然气储气能力，保障天然气安全供应。

天然气顶部重力驱油可以发挥天然气的重力、混相、脉冲渗吸和膨胀降黏等优势，能够获得更高的原油采收率[4,17-20]。与常规水驱油、气驱油相比，可以更大幅度地提高原油采收率，其驱油机理主要体现在重力分异、混相驱替、压力扰动和纳米驱油4个方面。

2.1.1 重力分异提高波及体积

由于地下油气密度差异较大，顶部注天然气形成人工气顶实现重力驱替，气体浮力实现油气再平衡，可延缓气窜，提高注气波及体积。根据塔里木盆地牙哈凝析气藏PVT实验（实验条件模拟油藏原始状态，地层温度为133 ℃，地层原始压力为49 MPa），在装有凝析气和凝析油的容器内从其顶部注入干气，每60 min记录一幅干气界面运移特征，干气和凝析气之间一直保持清晰的界面，并稳步下移，重力作用明显。牙哈凝析气藏通过循环注气开采后，采用模块式地层动态测试器（MDT）取样分析结果表明，注入的干气与气藏的凝析气因密度差产生明显的重力分异，构造高部位形成干气气顶（图3）。

2.1.2 组分传质混相提高驱油效率

毛细管准数越大，残余油饱和度就越低，因此增大毛细管准数，可以提高采收率。气—油传质混相后相界面消失，界面张力接近于0，毛细管准数呈数量级增大，残余油饱和度显著降低，有效萃取、剥离、驱替残余油，提高油藏采收率（图4）。

2.1.3 压力扰动提高波及系数

协同型储气库通过天然气春、夏、秋季注气，冬季采气过程中形成压力脉冲扰动。压力扰动过程中的渗吸作用可以对基质深部进行洗油。通过压力扰动天然气进入微孔道，可以动用水驱难动用的差储层（图5）。

2.1.4 纳米驱替提高波及系数

与注水开发相比，天然气气体分子更小且分子之间的引力很弱，处于离散状态的天然气分子可进入注水波及不到的纳米级孔道，有效动用微孔喉（差储层）中的剩余油，提高波及系数和驱油效率（图5）。

2.2 建库阶段

根据协同型储气库建设的任务特点，可以划分为驱油阶段、协同阶段和储气库阶段3个阶段。

2.2.1 驱油阶段

驱油阶段主要任务是通过顶部注入天然气提高油藏采收率。通过对水驱开发后的油藏再评价，针对剩余油潜力区域，进行井网调整和部署，优化合理水驱转气驱时机，尽量保持油藏压力在最小混相压力以上进行天然气注入，从而大幅度提高驱油效率和原油采收率。此阶段需要维持较高的地层压力开发，同时可采用控制注采速度、注水或者泡沫段塞、异步注采等方式抑制气窜。

2.2.2 协同阶段

协同阶段主要任务是提高油藏采收率和储气库扩容。当初步形成一定规模次生气顶后，兼顾驱油和储气库扩容、调峰任务，油藏下限工作压力可以降低到最小混相压力以下。原油在天然气重力驱和气压驱动作用下逐步采出，油藏储气能力越来越大，冬季停注参与调峰的同时，高气油比开井生产，进一步提升天然气调峰保供能力。

2.2.3 储气库阶段

储气库阶段主要任务是储气库注气、采气调峰保供。实现储气库扩容达产后稳定运行，优化设计合理的上限压力，进一步降低储气库下限工作压力，有效提升储气库的工作气量。

3个阶段之间的转换时机影响着不同阶段的实施效果。对于水驱开发油藏，包括水驱—气驱转换、气驱—协同转换和协同—储气转换3个时机。根据储气库的选址条件，对于适合建设协同型储气库的油藏，应“先建库、再驱油”，以储气库的标准进行方案设计和建设，尽早注入天然气驱油，减少边/底水侵入，提高井筒质量、降低注采井数，提升建库质量和协同效益。

2.3 关键技术

储气库与天然气驱油协同建设担负储气和驱油双重任务。基于协同型储气库的驱油机理和阶段任务，充分发挥重力、混相作用是驱油效果的关键，井筒完整性和地面集输处理等相关配套技术是储气库和驱油协同建设高效运行的保障。

2.3.1 气窜防控技术

国内油藏以陆相沉积为主，储层非均质性强，气窜防控技术水平要求高、难度大，该项技术制约着气驱油的工业化推广规模，通过控制注采压差和注采速度，或者注入泡沫段塞，延缓气窜时间，减少注入气无效循环，进一步提高驱油效果。

2.3.2 人工干预混相技术

混相驱替是天然气驱油获得大幅度提高原油采收率的关键，针对气驱近混相和非混相的油藏，通过注入轻烃或二氧化碳段塞等人工干预手段，在气顶和油带之间形成天然气/二氧化碳与原油混相带，实现混相驱替，确保可以获得更高的原油采收率。

2.3.3 井筒完整性评价与治理技术

与气藏型储气库相比，协同型储气库在建库初期井距更小，井网密度更大，油井的井筒安全标准相对较低。为了满足储气库强注强采、长周期高低压交互安全生产和老井利用的需要，对老井进行井筒完整性评价，并对套损井的变形、错断、破裂和外漏等开展专项治理，避免注采井带病生产，降低气窜和套损风险，同时新井按照储气库的要求进行设计。

2.3.4 地面集输与油气水分离技术

随着注气的进行，油井气油比逐渐增加，井流物和井口压力变化对已建集输、处理系统的要求越来越高，可能需要更换新的井口装置和集输系统，根据协同型储气库建库的阶段转换和产气量的变化，新建天然气处理装置，并充分利用已建站场的气液分离设备进行除油，确保驱油储气协同建设顺利运行。

2.4 协同型储气库优势

与气藏型、盐穴型、含水层型和废弃矿坑等类型储气库相比，协同型储气库在建库周期、工作模式、运行方式及风险评估等方面有着明显区别（表3），由于废弃矿坑类型储气库应用极少，笔者未进行对比。

表3 不同类型储气库建设及其运行情况对比表

2.4.1 建库周期

在协同型储气库建库初期，储层孔隙中通常存在高压油气水三相流体，在驱油阶段为了达到混相状态，油藏压力一直保持高位运行，上下限压力区间较窄；在协同和储气运行阶段，下限工作压力逐渐降低，上下限压力区间逐渐变宽，运行模式逐渐向气藏型储气库靠近。协同型储气库优先选择带天然气顶、异常高压或封闭边界等封闭性较好的油藏，可以实现及时注入，加上协同型储气库自身压力较高起到“垫气”作用，建设过程中，并不需要大规模垫气便可发挥调峰作用。若采用异步注采方式，建设周期2～3年即可发挥调峰保供作用，比如塔里木盆地DH油藏通过2年的建设，目前已具备100×104m3/d井口保供能力。

气藏型储气库多为水侵气藏，在建库初期气藏孔隙中仅存在低压饱和气体，气藏压力接近废弃压力，建设周期介于4～6年。盐穴型储气库以陆相盐湖沉积为主，夹层多、品位低，建腔规模小、有效利用率低，埋藏较深，建库条件复杂，建库周期介于8～10年。含水层型储气库是利用地下适宜的含水储层，通过人工注气驱水方式形成的次生气顶储存天然气，建设周期介于10～15年。油气区利用现有的勘探资料，寻找有利的水层建库目标潜力较大，非油气区含水层储气库资源勘探程度低，地质资料相当少，目前，我国含水层储气库尚在评价阶段。

2.4.2 工作模式

协同型储气库建设第一阶段能大幅度地提高原油产量和原油采收率，第二阶段能实现天然气调峰和进一步提高原油采收率，第三阶段天然气调峰能力更强，通过增加原油产量和天然气储转费两种模式盈利。协同型储气库不仅可以通过增加原油产量获得经济效益，而且还可以实现储气库的调峰作用，通过收取储转费盈利。气藏型、盐穴型和含水层型储气库按照工作气量收取储转费的模式盈利。

建库成本中，将协同型储气库生产的原油产量换算为天然气当量，平均建库成本为1～2 元/m3，是4类地下储气库中建库成本最低的储气库。比如，塔里木盆地DH油藏累计注气6.25×108m3，累计储气3.90×108m3，累计增油43.15×104t；含水下降10%，预计采收率提高超过20%。DH油藏通过协同建库，原油完全成本下降了17%。

2.4.3 运行方式

协同型储气库在建库初期保持高压注气，从初期的小吞小吐逐步过渡到大吞大吐，注气驱油阶段周期应力变化不强。气藏型储气库基本维持中等压力规模注气，整体上始终保持大吞大吐运行，注采周期内存在高强度应力变化。盐穴型储气库注气压力中等，具有较低的渗透特性、良好的蠕变特性和裂缝自愈性，力学性能较为稳定。含水层型储气库在建库之前地层完全被水饱和，注气压力较大。

2.4.4 风险评估

协同型储气库第一阶段任务是驱油，驱油过程中气窜风险较大，容易造成注入气无效循环。另外，协同型储气库一般是在濒临废弃的尾矿油藏进行建设，需要开展井筒完整性评估，老井治理是关键。而且协同型储气库存在油气水三相流体分布，剩余油分布复杂，对于储气库运行期间采气程度的提高具有较大的挑战。

气藏型储气库一般是在衰竭气藏中建设，建库气藏压力小，需要较大的垫气规模方可提升气藏压力，进而具备采出能力。盐穴型储气库夹层多、品位低，建腔规模小、有效利用率低，部分埋深接近2 000 m，全球95%的盐穴储气库埋深低于1 500 m，建库条件非常复杂。同时，盐穴建库存在卤水排放难等问题。含水层型储气库在我国目前仅开展前期综合评价，没有实际建库经验，建库技术尚不完备。在我国东北、华北、西南和西北等天然气资源分布区，由于发育良好的储盖组合，勘探程度亦较高，利用现有的勘探资料，寻找有利的水层建库目标潜力较大；长三角、中南和东南沿海3个非油气主产区的水层储气库资源含水层勘探程度低，地质资料相当少。整体来说，含水层储气库勘探风险较高。

因此，与其他类型地下储气库建设和营运相比，协同型储气库具有“选建周期短、油气双效益、周期应力弱”的优势，同时其建设和营运更加复杂，更需要加强基础理论、关键技术和管理模式研究。

3 协同型储气库建设效果与应用前景

3.1 实施效果

塔里木盆地DH构造整体表现为由北东—西南向倾伏的大型鼻状隆起，DH油藏中部埋深为5 760 m，原始地层温度为140 ℃，原始地层压力为62.38 MPa，地层水矿化度为234 g/L，为深层高温高盐油藏；油藏构造倾角介于4.5°～12°，油柱高度为120 m，地面原油密度介于0.85～0.87 g/cm3、地面原油黏度介于5.23～12.47 mPa·s。

DH油藏注入天然气后，地层压力上升，受效井17口，13口井产量翻倍，10口井转自喷，培育日产油量100 t井2口、日产油量50 t井8口。中心井组DH1-1GH井阶段累产油9.83×104t，采收率达到69.09%，提高了30%（图6）。

DH油藏实施协同建库后，整体产油量实现了止跌回升，综合递减率由14.3%降低到2.7%，含水上升率由8.13%降低到－2.76%，平均单井日产油量由14 t增加到27 t。DH油藏注天然气全面投产后，年产油量45.2×104t，最终采收率68.1%，较水驱采油的采收率可提高28.1%（图7）。

3.2 应用前景

协同型储气库具有驱油和储气双重功能，能大幅度提高油藏采收率、丰富我国建库类型、提升储气库调峰保供能力，是上游业务提质增效的重要方向，可进行大规模工业化推广试验。环京地区是我国天然气主消费区，需要更大规模的储气能力。渤海湾盆地以油藏为主，协同型储气库建设具有广阔的发展空间。目前，J58储气库、STZ、BN和DZT储气库群具有进一步扩容空间。

J58储气库是由一个衰竭的气顶油藏改建而成，建库层位主要为古近系沙河街组四段上亚段Ⅰ—Ⅳ砂组，平均孔隙度为26.4%，平均渗透率为191 mD。1989年投入开发，2005年枯竭，累计产油量为53.8×104t，累计产气量为7.4×108m3。2006年开始建库，设计库容量为8.1×108m3，工作气量为3.9×108m3。建库时原油可采储量的采出程度为85%，若采用驱油储气一体化建库，可进一步提升储气能力和原油最终采收率。

STZ构造带为北东向长轴背斜，南北翼倾没平缓，东西产状较陡，地层倾角介于5°～15°，构造高点的S6区块为气顶油环的边水油气藏，油气藏上覆泥岩厚度大，盖层条件好。沙河街组是主要目的层，油藏埋深介于2 200～2 550 m，储层平均孔隙度17.46%，平均渗透率160.77 mD，属于中孔中渗储层。储气库于2014年4月27日开始注气。截至2020年底，已完成七注五采，累计注气量为69.8×108m3，累计采气量为32.6×108m3。在采气期内均采出部分石油，累计采油量1.44×104t，具有进一步提升空间。

BN和DZT储气库群位于渤海湾盆地板桥凝析油气田，为带油环的凝析气藏改建，气藏构造为一鼻状隆起，在上倾方向由断层遮挡和砂岩尖灭所形成的断层—岩性复合圈闭，地层倾角介于5°～6°。目前，已建成工作气量为22×108m3。1994年6月该凝析气藏开始循环注气开采，年产油量为5.7×104t，1999年转储气库，年产油量1.7×104t，没有充分发挥驱油的优势，可通过进一步挖潜扩容建库。

储气库与驱油协同建设，可以通过春、夏、秋季注气、冬季采气发挥脉冲渗吸驱油作用，进一步提高天然气驱油采收率，同时实现一次建设、储气驱油双方受益，应尽早扩大产业化规模。

4 结论

1）储气库与天然气驱油协同建设具有驱油和储气双重功能，能大幅度提高油藏采收率和储气库调峰保供能力，是上游业务提质增效的重要方向，可进行大规模工业化推广试验。

2）天然气驱油具有重力分异、混相驱替、压力扰动和纳米驱油的机理作用。通过向适合建库的油藏顶部注入天然气，依靠重力作用将油藏高部位的油水从低部位驱替出来，注入油层的天然气在油藏高部位储集形成次生气顶并不断扩大，逐步扩容达产，最终建成协同型储气库。

3）协同型储气库包括驱油阶段、协同阶段和储气库阶段3个建设阶段，建库关键技术包括气窜防控、干预混相、井筒安全和地面集输与流体分离等技术。对于明确适合协同型储气库建设的油藏，应“先建库、再驱油”，以储气库的标准进行方案设计和建设，早准备，早注气，减少注采井数和边底水侵入，有利于降低建库投资和建库难度，提高储气库的安全性和整体效益。

4）与其他类型地下储气库相比，协同型储气库具有“选建周期短、油气双效益、周期应力弱”的优势。现场试验表明，中心井组可提高采收率30%，并具备了一定的调峰保供能力。协同型储气库建设和营运复杂，需要进一步加强基础理论、关键技术、技术标准和管理模式等研究。