魯洪江，楊洪志，Moh’d M.Amro，何勇明，徐偉，魯杰，M.Szabries

(1.成都理工大學能源學院，四川成都 610059；2.中國石油西南油氣田分公司，四川成都 610051；3.弗萊貝格工業(yè)大學鉆井與流體采礦研究所，薩克森弗萊貝格 09599)

地下儲氣庫是將從天然氣田采出的或運輸管線輸送來的天然氣重新注入地下圈閉空間而形成的一種人工氣田或氣藏，主要用于保障天然氣供氣安全及季節(jié)調(diào)峰需求，是天然氣儲運系統(tǒng)的重要組成部分，具有儲存量大、機動性強、調(diào)峰范圍廣、安全系數(shù)大等優(yōu)點[1-2]。目前世界各發(fā)達經(jīng)濟區(qū)都建設了多座天然氣地下儲氣庫[3]，其中絕大部分儲氣庫是利用油氣藏或含水層建成的[3-6]。

油氣藏型和含水層型儲氣庫都是在地下圈閉空間內(nèi)的儲層中形成氣藏。在原始條件下，油氣藏型儲氣庫的儲層中含有一定的束縛水飽和度；含水層型儲氣庫在建成注氣后，其儲層含水飽和度也基本被注入氣驅(qū)替到殘余水飽和度。在儲氣庫注采循環(huán)過程中，受來自管線的脫水干氣(干氣是指水蒸氣含量遠低于地下溫度壓力條件下飽和水蒸氣的天然氣)引起的蒸發(fā)作用影響，儲層含水飽和度或束縛水飽和度在井周圍區(qū)域會明顯降低，經(jīng)過年復一年的注采循環(huán)，會出現(xiàn)儲層干化現(xiàn)象。從目前國內(nèi)外文獻調(diào)研情況看，儲氣庫投入運行后儲層干化過程及其波及范圍等問題，還未得到關注，也沒有公開發(fā)表相關的論文。由于儲層巖石在含束縛水和完全干化情況下的力學參數(shù)存在一定差異[7-8]，因而儲層干化會對儲氣庫正常運營帶來影響。為此，筆者在分析儲層干化機理的基礎上，基于大張坨儲氣庫儲層參數(shù)及溫度壓力條件建立了單井組分模型，模擬研究了儲層干化過程及波及范圍，并對儲氣庫回采氣的水蒸氣含量變化規(guī)律進行預測分析。這為深入研究儲層干化現(xiàn)象對儲氣庫正常運營帶來的安全隱患奠定了基礎，對于深入理解和認識儲氣庫動態(tài)特征也具有一定的實際意義。

1 儲層干化機理

1.1 儲層中天然氣的飽和含水量

天然氣在地下儲層中總是與液態(tài)束縛水共存，水組分在液相和氣相間達到平衡狀態(tài)。氣相中水組分的含量與溫度、壓力、天然氣組分及地層水礦化度等因素有關。J.J.McKetta等人[9]基于實驗數(shù)據(jù)繪制了一個天然氣含水量估算圖版，從中可以發(fā)現(xiàn)，溫度越高，天然氣的飽和含水量越高；在等溫條件下，壓力越高，天然氣的飽和含水量越低。地層水礦化度對氣相含水量也有一定影響，隨著礦化度升高，氣相含水量也會降低，降低的幅度與礦化度約呈負相關關系。天然氣中重組分含量升高，含水量會有一定程度降低，可以依據(jù)天然氣相對密度或摩爾質(zhì)量引入一個校正系數(shù)(小于1)對含水量進行校正。當天然氣中H2S和(或)CO2含量較高時，其含水量會比常規(guī)天然氣的含水量明顯偏高[10]。

按照大張坨儲氣庫儲層的溫度壓力條件(105 ℃，29.77 MPa)[11]、氣體組分和地層水礦化度(天然氣相對密度為0.603 5，地層水為NaHCO3型水，總礦化度為7 084 mg/m3)[11-12]，根據(jù)McKetta天然氣含水量估算圖版[9]，大張坨地下儲氣庫中天然氣的飽和含水量約為5 500 mg/m3。

1.2 運輸管線中天然氣含水量的標準

天然氣中的水組分會給天然氣的運輸帶來兩方面的問題：1)由于溫度壓力降低，水組分會析出并形成天然氣水合物或冰，從而阻塞運輸管線；2)析出的水組分溶入酸性氣體后形成酸性溶液對管線及設備造成嚴重的腐蝕。因此天然氣從地下采出進入運輸管線之前，必須經(jīng)過脫水并達到一定的質(zhì)量標準[13-14]。

世界上不同國家或天然氣運輸公司都制定了進入運輸管線的天然氣質(zhì)量標準，其中對天然氣含水量的上限都給出了明確的數(shù)據(jù)[14-17]。例如，荷蘭和瑞典規(guī)定天然氣含水量低于32 mg/m3；德國規(guī)定在輸氣壓力不低于1 MPa的情況下，天然氣含水量應低于50 mg/m3；瑞士規(guī)定天然氣含水量低于60 mg/m3；美國和澳大利亞規(guī)定天然氣含水量低于112 mg/m3。我國目前執(zhí)行標準中還沒有統(tǒng)一明確的數(shù)據(jù)，只是規(guī)定了“ 在交接點壓力下，水露點應比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5 ℃”[18]，若按露點溫度-5 ℃和輸氣壓力5 MPa計算，含水量上限約為70 mg/m3。

與儲層中飽和水狀態(tài)下的天然氣含水量相比，脫水后的管輸天然氣含水量大概低2個數(shù)量級。當來自管線的天然氣重新注入地下儲氣庫后，其水組分呈不飽和狀態(tài)，會大量吸納儲層中液態(tài)束縛水蒸發(fā)而來的水組分，直至達到地下溫度壓力條件下的平衡飽和狀態(tài)。

1.3 儲氣庫注采過程中儲層干化機理

1) 氣井生產(chǎn)過程中的儲層干化。氣井生產(chǎn)過程中會在井周圍形成壓降漏斗，伴隨著氣體從遠井區(qū)流向井筒，壓力逐漸降低；氣體因壓力降低而膨脹，溫度也有降低的趨勢，但由于垂直方向的地溫梯度及水平方向熱流作用，近井筒儲層溫度的變化幅度很小[19]，因此可以近似看作一個等溫壓力降低過程。根據(jù)McKetta天然氣含水量估算圖版[9]，在等溫條件下，壓力降低(生產(chǎn)井壓降漏斗范圍內(nèi))，氣相飽和含水量會升高，儲層中的液態(tài)水會向氣相蒸發(fā)，從而引起井筒周圍儲層干化。E.Zuluaga等人[20-22]針對高溫高壓氣藏開發(fā)過程中井筒周圍儲層干化問題進行了實驗研究：先使砂巖巖心飽和地層水，并氣驅(qū)達到束縛水飽和度，然后繼續(xù)在不同溫度壓力條件下按一定流速注入氣體(甲烷或空氣)，通過測量出口端硅膠捕獲的水量變化計算蒸發(fā)帶出的水量。實驗結果發(fā)現(xiàn)，巖心中束縛水蒸發(fā)的速度與溫度、壓力和水的礦化度有關：溫度越高，蒸發(fā)速度越快；壓力的影響較溫度要小得多，平均壓力越高，蒸發(fā)速度越低；礦化度的影響相對最小，礦化度越高，蒸發(fā)速度越低。

2) 注氣過程中的儲層干化。J.Mahadevan等人[23-25]通過X射線掃描檢測了干氣流過巖樣的蒸發(fā)過程，實驗結果(如圖1所示[23]，圖例為驅(qū)替時間)發(fā)現(xiàn)，初期(驅(qū)替時間0～0.15 h)主要是注入氣對水相的驅(qū)替，巖心含水飽和度的降低主要源于驅(qū)替，水的蒸發(fā)只占很小的比例，可以忽略不計；驅(qū)替時間小于0.50 h時，巖心含水飽和度基本達到或接近殘余水飽和度，之后含水飽和度的降低主要源于殘余水的蒸發(fā)；驅(qū)替時間達到4.00 h時，巖心含水飽和度已很低，巖心接近干化。該實驗是在常溫(25 ℃)條件下完成的，若在地層溫度條件下，該干化過程還要快得多。這也充分證明，隨著干氣注入量增大，含水飽和度逐漸降低，儲層趨于干化。從圖1還可以看到，在含水飽和度剖面上有一個明顯的臺階狀前緣，J.Mahadevan等人將其歸因于毛細管滲吸作用。

圖1 注干氣過程中巖樣含水飽和度變化檢測結果[23]Fig.1 Water saturation profiles in a Berea sandstone during dry gas injection[23]

地下儲氣庫運行期間每個周期或年度都存在冷季采氣和暖季注氣兩個過程。上述相關文獻的實驗結果可以直接證實兩個過程都存在導致儲層干化的機理。冷季采氣過程中，隨著井周圍及氣庫壓力先后連續(xù)下降，儲層中的液態(tài)水(束縛水或殘余水)會向氣相蒸發(fā)，氣相中的水組分隨產(chǎn)出氣被帶出氣庫。在暖季注氣過程中，干燥天然氣注入地下儲層后，也會引起儲層巖石中的液態(tài)水向氣相蒸發(fā)，并在地層溫度壓力下達到平衡，也將導致注入干氣波及區(qū)域內(nèi)儲層逐漸干化。這是筆者研究的基礎機理和出發(fā)點。

2 數(shù)值模擬模型建立及參數(shù)取值

大張坨儲氣庫是在大張坨凝析氣藏基礎上建設的，也是我國京津地區(qū)第一個建設并投入運營的儲氣庫。該氣藏發(fā)現(xiàn)于1975年，早期執(zhí)行衰竭式開發(fā)，1995年開始循環(huán)注氣開發(fā)，1999年改建為儲氣庫，2000年開始投入運營[11]。其儲層巖性為砂巖，厚度4.6～12.4 m，平均8.3 m；孔隙度0.10～0.29，平均0.23；滲透率113～460 mD，平均200 mD。儲氣庫(氣藏)高點海拔-2 565 m，原始氣水界面海拔-2 675 m，氣藏氣柱高度110 m，含氣面積6.16 km2，地層溫度105 ℃，原始地層壓力29.77 MPa，氣庫運行壓力15～29 MPa，庫容量16.0×108m3，工作氣量6.0×108m3。

基于大張坨儲氣庫基本參數(shù)，針對氣藏高部位單井控制區(qū)域，利用Eclipse數(shù)值模擬軟件設計建立了單井組分模擬模型。鑒于本文的主要目的是研究儲氣庫注采循環(huán)過程中的儲層干化問題，對模擬模型進行了適當簡化處理并對相關參數(shù)取值如下。

1) 采用均質(zhì)網(wǎng)格模型：平面網(wǎng)格數(shù)為99×99，縱向網(wǎng)格數(shù)為10；平面網(wǎng)格步長為10 m，縱向網(wǎng)格步長為0.85 m。儲層主要屬性參數(shù)為：儲層埋深2 565 m，初始壓力30 MPa，溫度105 ℃，平面儲層滲透率150 mD，縱向儲層滲透率15 mD，孔隙度20%，孔隙度壓縮系數(shù)0.000 5 MPa-1，束縛水飽和度20%。井位于中間網(wǎng)格(50，50)，相當于氣藏高部位控制1 km2范圍的1口注采井。

2) 假設在注采循環(huán)過程中溫度保持不變，并參照實際氣藏溫度取105 ℃。

“我們在城市驛站建立臨時黨支部，目的就是將支部建在街上，讓黨建工作走出‘圍墻’，走上‘街頭’，更好地聯(lián)系群眾、服務群眾，更好地彰顯黨建工作的初心使命?！狈止艹鞘谢鶎狱h建工作的永濟市組織部副部長鐘士慷講到建立城市驛站臨時黨支部的初衷時說。

3) 鑒于儲氣庫儲存的天然氣通常以甲烷為主，且筆者主要研究地下儲氣庫注采循環(huán)過程中因水的蒸發(fā)而導致的儲層干化問題，因此將模擬模型簡化為兩相(氣相和水相)兩組分(甲烷組分和水組分)。狀態(tài)方程采用Peng-Robinson模型，參數(shù)取值見表1[26]。

表1 甲烷組分和水組分參數(shù)取值

4) 甲烷組分可以溶解于水相中，水組分可以從水相蒸發(fā)到氣相中。在地層溫度105 ℃和氣藏初始壓力30 MPa條件下，氣與水兩相達到平衡時，氣相中水組分和甲烷組分的摩爾分數(shù)分別為0.007 220和 0.992 780，水相中溶解的甲烷組分和水組分的摩爾分數(shù)分別為0.002 913和 0.997 087。該初始值的計算基于文獻[27-28]。

5) 儲層干化主要出現(xiàn)在氣藏高部位注采井所在區(qū)域，該區(qū)域遠離邊水，只有氣相單相流動，因此模型中假設初始含水飽和度為束縛水飽和度(即20%)。

6) J.Mahadevan等人[23-25]研究認為，因毛管力滲吸作用的影響，完全干化區(qū)和未完全干化區(qū)間有一個過渡臺階(見圖1)，但鑒于其寬度只是厘米數(shù)量級，因此，忽略毛管力的作用。

7) 氣相中水組分含量差異的前緣應該存在擴散作用問題，但由于目前還沒有相關實際數(shù)據(jù)可供參考，因此，數(shù)值模擬研究中忽略擴散作用的影響。上述毛管滲吸作用導致的含水飽和度臺階狀變化，應該也包括了擴散作用的影響，鑒于其寬度有限，該假設帶來的誤差應該是可以接受的。

采用單井注采方案模擬儲氣庫注采循環(huán)過程并做簡化處理，冷季從11月1日到次年4月30日生產(chǎn)(生產(chǎn)周期為181 d，閏年生產(chǎn)周期為182 d)，暖季自5月1日至10月30日改為注氣(注氣周期為184 d)(如圖2所示)，每個運行方案都分別按前后一致的注采氣量，以保證氣庫運行期間累積注采氣量保持平衡。大張坨儲氣庫實際單井注采氣量為(35～62)×104m3/d[11]，為此，筆者取年循環(huán)氣量高中低3個注采方案進行模擬研究，配產(chǎn)配注量見表2。大張坨儲氣庫實際運行方案中注氣井和采氣井是分開的，筆者在模擬研究中采用了多數(shù)儲氣庫采用的注采井共用方式。

圖2 生產(chǎn)井注采氣時段安排示意Fig.2 Time arrangement for production and injection

方案方案代號生產(chǎn)周期/d產(chǎn)氣量/(104m3·d-1)注氣周期/d注氣量/(104m3·d-1)方案1RUN1方案2RUN2方案3RUN3181(或182)35.0050.0065.0018434.2348.9163.58

暖季注入儲氣庫的天然氣為來自輸氣管線的脫水后的天然氣，筆者在模擬研究中取前述最高含水量112 mg/m3，即氣體中水組分的摩爾分數(shù)為0.000 139，甲烷組分摩爾分數(shù)為0.999 861。

3 數(shù)值模擬結果及討論

3.1 注采循環(huán)過程中儲氣庫動態(tài)特征

應用建立的數(shù)值模擬模型，采用Eclipse數(shù)值模擬軟件中的組分模擬器(E300)對上述3個注采方案進行了模擬計算，氣庫壓力模擬結果如圖3所示，累積產(chǎn)氣量和累積注氣量模擬結果如圖4所示。

圖3 3個模擬方案注采循環(huán)過程中氣庫壓力模擬結果Fig.3 Pressure performance during gas production and injection for three RUNs

圖4 3個模擬方案的累積產(chǎn)氣量和累積注氣量模擬結果Fig.4 Accumulative gas production and injection for three RUNs

由圖3可以看出，模擬單井控制區(qū)域內(nèi)氣庫壓力呈鋸齒狀周期性變化。在冷季采氣周期，隨著采出氣量線性增加，氣庫壓力呈近似線性降低，在采氣周期末氣庫壓力降至最低點；暖季轉(zhuǎn)為注氣后，隨著注入氣量線性增加，氣庫壓力呈近似線性增大，注氣周期末氣庫壓力恢復至初始最高壓力。實際氣庫壓力變化不會是簡單線性變化，會隨著注采氣量變化相應變化，該模擬結果只是用于說明3個模擬方案的氣庫壓力都控制在工作壓力(15～30 MPa)之內(nèi)。

由圖4可以看出，不同模擬方案的每個采注周期結束后，其累積產(chǎn)氣量和累積注氣量達到平衡交叉點。這與圖3中氣庫壓力變化是對應的，在每個注氣周期結束時，氣庫壓力恢復至儲氣庫最高壓力。

3.2 井周圍儲層干化過程及波及區(qū)域

從方案1數(shù)值模擬結果中提取出離井不同距離網(wǎng)格含水飽和度依次降至0的時間，繪制井周圍干化區(qū)域半徑隨儲氣庫注采周期變化的曲線，如圖5所示。由圖5可以看出：在第1個注氣周期后，干化區(qū)域半徑達到15 m以上，隨著注采周期增大，干化區(qū)域半徑繼續(xù)增大，到第30個注氣周期結束時，干化區(qū)域半徑達到105 m，干化區(qū)域面積達到整個井控區(qū)域(990 m×990 m)面積的3.5%；儲氣庫運行初期干化區(qū)域擴展速度較快，后期擴展速度逐漸變慢，曲線逐漸趨于平緩。

圖5 井周圍干化區(qū)域半徑隨注采周期變化的曲線(方案1)Fig.5 The enlarging process of dried area around well (RUN1)

圖6是3個模擬方案在第30個注氣周期結束時干化區(qū)域面積的對比。其中，藍色區(qū)域表示含水飽和度仍等于或接近束縛水飽和度(即初始含水飽和度)，紅色區(qū)域表示含水飽和度等于或接近0，代表已經(jīng)被干化的區(qū)域，干化區(qū)域中心為注采井。從圖6可以看出，隨著年注采循環(huán)氣量增大，干化區(qū)域也明顯增大。對于方案3(日產(chǎn)氣量和日注氣量最高的方案)，注氣周期內(nèi)日注氣量63.58×104m3，年循環(huán)比例(一個注采周期內(nèi)的注氣量與單井控制區(qū)域原始儲量的比值)達到37.6%的情況下，經(jīng)過30個注采周期，干化區(qū)域的半徑可達160 m以上，干化區(qū)域的面積達到總控制區(qū)域的8.2%，是方案1的干化區(qū)域面積的2.3倍，而方案3注采循環(huán)氣量僅為方案1的1.86倍，說明注采循環(huán)氣量越高，干化效率越高。

圖6 第30個注采周期結束時3個模擬方案的干化區(qū)域?qū)Ρ菷ig.6 Dried areas after 30th year for different RUNs with different gas cycling rate

圖7是方案1和方案3在離井眼115 m處相同位置的含水飽和度隨累積注氣量變化的對比圖。由圖7可以看出，對于方案3，在累積注氣量達到1.64×109m3時(第15個注氣周期開始)，含水飽和度開始降低，說明干化開始波及到該位置，累積注氣量達到2.01×109m3時該位置地層完全干化，期間經(jīng)過3個注采周期；對于方案1，在累積注氣量達到1.84×109m3時(第30個注氣周期)，該位置的含水飽和度才開始降低，而此時方案3在該位置處的含水飽和度已經(jīng)降低過半。由此可見，在累積注采循環(huán)氣量相同的情況下，井周圍儲層干化波及區(qū)域也有一定差異，高注采氣量方案的儲層干化效率明顯高于低注采氣量方案。

圖7 不同模擬方案在離井眼115 m處的儲層干化過程Fig.7 The decreasing process of water saturation in the grid block 115 m away from wellbore

在井周圍干化區(qū)域內(nèi)，由于束縛水或殘余水被蒸發(fā)，原來由液態(tài)水占據(jù)的孔隙體積會轉(zhuǎn)化為儲氣孔隙體積。方案3模擬結果顯示，在第30個注氣周期末，由于儲層干化而在井周圍區(qū)域內(nèi)增加的儲氣孔隙體積為32 169.9 m3，占整個單井控制區(qū)域內(nèi)儲氣孔隙體積的2.05%。如果考慮到儲層中水的礦化度，析出的固體礦物會占據(jù)一定的孔隙空間，則儲層中由束縛水蒸發(fā)增加的儲氣空間體積會比上述數(shù)據(jù)略微小一點。

3.3 儲層干化定量分析

目前關于儲層干化研究的文獻都是基于生產(chǎn)過程中存在壓差或壓力降低導致水分蒸發(fā)的干化機理，并將其作為氣井生產(chǎn)過程中對儲層傷害的機理之一[20，29-30]。對儲氣庫來說，由于存在生產(chǎn)和注氣2個周期性循環(huán)過程，從而2種儲層干化機理交替作用，筆者通過儲層干化定量分析來判斷2種機理的主次關系。

圖8是模擬方案1在第1個采注周期中距井眼5，15和25 m處含水飽和度變化曲線。對于井眼所在網(wǎng)格，相當于距井眼5 m的區(qū)域，由圖8可以看出：在第1個采氣周期內(nèi)，含水飽和度只有微小的下降幅度，這是由生產(chǎn)過程中壓力降低氣體膨脹引起的水分蒸發(fā)造成的；離井眼越遠的位置，含水飽和度的下降幅度越小，幾乎可以認為在采氣周期內(nèi)，由壓力降低引起的水分蒸發(fā)可以忽略不計；在緊隨其后的第1注氣周期內(nèi)，含水飽和度先后發(fā)生明顯下降而出現(xiàn)儲層干化；距井眼5 m處的區(qū)域，在注氣14 d后完全干化，距井眼15 m處的區(qū)域，在之后2個月完全干化，距井眼25 m處的區(qū)域，第1注氣周期結束后也接近完全干化。

圖8 第1個采注周期中距井眼不同距離處含水飽和度變化曲線(方案1)Fig.8 Water saturation decreasing process in grid blocks near wellbore (RUN1)

圖9是模擬方案1在30年注采周期內(nèi)的儲層干化過程。其中，不同曲線代表距井眼不同距離處含水飽和度變化過程。由圖9可以看出，距井眼25～115 m處的含水飽和度均呈臺階狀下降，相對平緩的臺階段均對應著儲氣庫回采周期，而相對陡的下降段均對應于儲氣庫注氣周期。這也說明儲層干化主要是由注氣周期內(nèi)注入干氣導致儲層束縛水蒸發(fā)而引起的。

圖9 模擬方案1在30年模擬期內(nèi)的儲層干化過程Fig.9 Water saturation decreasing process for grid blocks at different radius (RUN1)

通過以上定量分析可以斷定，儲氣庫儲層干化機理主要是注入干氣而引起儲層束縛水蒸發(fā)造成的；在儲氣庫回采生產(chǎn)過程中，由于壓力降低氣體膨脹而引發(fā)的儲層水蒸發(fā)作用是次要的，幾乎可以忽略不計。

3.4 儲氣庫回采天然氣含水量變化

注入儲氣庫的脫水干氣，在地下溫度壓力條件下，會吸納儲層中液態(tài)水蒸發(fā)來的氣相水組分，并趨向于達到新的平衡，因而在冷季回采周期，回采天然氣的含水量必然會高于注入天然氣的含水量。模擬方案1在不同回采周期氣體含水量的變化情況見圖10(圖例中不同曲線標注的數(shù)字代表回采年份)。由圖10可以看出，在每個回采周期的初期，天然氣含水量低，接近注氣周期內(nèi)注入干氣的含水量，之后逐漸升高到地下溫度壓力條件下的正常飽和含水量。也正因為注入的是含水量低的干氣，采出的是由于儲層中水蒸發(fā)而達到飽和含水量的濕氣，井周圍的儲層才逐步干化。由圖10還可以看出，隨著注采循環(huán)周期增多，采出天然氣含水量恢復到正常飽和含水量的時間越來越長。理論上，當注采循環(huán)次數(shù)足夠多時，地下波及區(qū)域內(nèi)儲層中的所有液態(tài)水都會被蒸發(fā)，則回采天然氣的含水量將保持與注入氣的含水量相同，并不再變化。

圖10 不同回采周期氣體含水量變化對比(方案1)Fig.10 The water vapor content in gas of different withdraw period (RUN1)

圖10中標注為1的近似直線是模擬采出氣藏原始飽和水蒸氣的天然氣含水量，隨著氣藏壓力降低，在等溫條件下，氣體含水量平緩地升高，整個壓降范圍內(nèi)，液態(tài)水向氣相蒸發(fā)，產(chǎn)出氣的含水量從最高原始壓力下的最低含水量逐步升高到最低地層壓力時的最高含水量。該氣藏轉(zhuǎn)為儲氣庫后，回采天然氣的含水量都逐步升高并趨近于這條線。這個結果與McKetta天然氣含水量估算圖版中蘊含的規(guī)律是一致的。

圖11是方案1和方案3在相同回采周期天然氣含水量對比情況(圖例中標注的第1個數(shù)字為模擬方案序號，第2個數(shù)字為回采年份)。

由圖11可以看出，在相同回采周期，采出天然氣的含水量變化趨勢大致相近，只是在不同注采方案下氣庫壓力差異造成的后期飽和含水期曲線斜率略有差異。 這與圖7顯示的在相同累積注采氣量情況下，低注采氣量方案的儲層干化效率略低的結果是吻合的。

需要說明的是，由于到目前為止，在已發(fā)表的國內(nèi)外文獻中還未見關于儲氣庫回采天然氣含水量系統(tǒng)檢測的實際數(shù)據(jù)，因此，關于儲氣庫回采氣含水量變化的規(guī)律性認識，還有待實際數(shù)據(jù)檢驗，同時也是對儲氣庫儲層干化過程及波及范圍的檢驗。

4 結論及建議

1) 來自天然氣運輸主干管線的脫水天然氣重新注入地下儲氣庫后，在地下溫度壓力條件下，儲層中的液態(tài)水會向氣相中蒸發(fā)，水組分會在氣液兩相間達到新的平衡，該平衡過程將導致井周圍儲層的含水飽和度逐步降低并趨于干化。隨著儲氣庫年復一年注采循環(huán)，干化范圍會逐步擴大。

2) 儲層干化速率及波及范圍與儲氣庫控制井年注采循環(huán)氣量、注入氣含水量和地下溫度壓力條件下飽和含水量的差異有關，且地層水的蒸發(fā)主要發(fā)生在注氣周期，回采周期由于壓力降低氣體膨脹引起的地層水蒸發(fā)對儲層干化的作用很小，幾乎可以忽略不計。

3) 從儲氣庫回采出天然氣的含水量呈現(xiàn)出規(guī)律性變化趨勢，從回采初期接近注入干氣的較低含水量逐步升高并趨于接近地層溫度壓力條件下的飽和含水量，該認識還有待現(xiàn)場實際檢測數(shù)據(jù)檢驗。

4) 巖石在含水和不含水情況下的力學參數(shù)存在明顯差異，鑒于儲氣庫在注采循環(huán)過程中存在儲層干化區(qū)域逐步擴大的情況，這是否會對儲氣庫安全帶來安全隱患及是否應采取防范措施需要業(yè)內(nèi)關注并深入研究。