江同文 王錦芳 王正茂 周代余

1.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司 2.中國石油勘探開發(fā)研究院 3.中國石油塔里木油田公司

0 引言

儲氣庫是通過儲集和采出天然氣實現(xiàn)季節(jié)調(diào)峰保供、優(yōu)化管道運行、能源戰(zhàn)略儲備和獲取經(jīng)濟效益等功能的儲氣設施，主要有地面球罐LNG和地下儲氣庫（UGS，以下簡稱儲氣庫）兩種形式。其中后者的類型主要包括氣藏型、油藏型、鹽穴型、含水層型和廢棄礦坑等。儲氣庫是天然氣產(chǎn)供儲銷體系的關鍵環(huán)節(jié)，對于完善國家天然氣產(chǎn)業(yè)、保障國計民生和維護國家能源安全具有十分重要的意義。目前，我國儲氣庫以氣藏型為主，建庫類型比較單一，儲氣庫調(diào)峰能力占天然氣消費量比例不足發(fā)達國家的1/4[1-3]，儲氣庫建設任重道遠。

油藏型儲氣庫協(xié)同天然氣驅(qū)油提高原油采收率一體化建庫，是近年發(fā)展起來的新的儲氣庫類型，被稱為協(xié)同型儲氣庫。天然氣與原油同宗同源，相似相溶，既是寶貴能源，又是綠色、可循環(huán)利用的驅(qū)油介質(zhì)。天然氣驅(qū)油技術在黑油油藏、揮發(fā)油藏和凝析氣藏等已取得了很好的開發(fā)效果，提高原油采收率超過20%[4-7]。為了提高儲氣庫的儲氣能力和油藏的原油采收率，中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）開展了一系列儲氣庫與天然氣驅(qū)油協(xié)同建設重大開發(fā)試驗，探索協(xié)同建設油藏型儲氣庫，豐富了儲氣庫建庫模式，提高了天然氣調(diào)峰保供能力，同時提高了油藏原油采收率，取得了較好的效果。為了進一步明確協(xié)同型儲氣庫的優(yōu)劣及其應用前景，筆者在分析儲氣庫建設、天然氣驅(qū)油發(fā)展現(xiàn)狀的基礎上，闡述了儲氣驅(qū)油協(xié)同建庫的技術原理、階段劃分和關鍵技術，從建庫周期、工作模式、運行方式和風險評估4個方面與氣藏型、鹽穴型和含水層型儲氣庫進行了對比，詳細分析了一體化建庫的優(yōu)勢和實施效果，并對該技術的應用前景進行了展望，以期對類似儲氣庫的規(guī)?；ㄔO提供參考。

1 技術現(xiàn)狀

1.1 儲氣庫建設現(xiàn)狀

自世界上第一座地下儲氣庫于1915年在加拿大Welland氣田利用枯竭氣藏建成以來，國外已有百余年的地下儲氣庫建設歷史。據(jù)2018年國際天然氣聯(lián)盟最新資料統(tǒng)計，世界上共有689座地下儲氣庫，總工作氣量為4 165×108m3，占全球天然氣總消費量（35 429×108m3）的11.8%，其中主要發(fā)達國家儲氣庫工作氣量占其消費量的19.5%[1]。美國地下儲氣庫規(guī)模居全球首位，共擁有393座，年工作氣量達到1 360×108m3，占其天然氣年消費量的17.5%（表1）。

表1 中國與主要發(fā)達國家儲氣庫建設規(guī)模統(tǒng)計表

中國第一座地下儲氣庫于1965年在大慶油田建成投運，每個注采周期內(nèi)，平均注氣時間為168 d，采氣時間為158 d，年注氣量為985×104m3，產(chǎn)氣量為877×104m3。1985年因該儲氣庫設備老化，加之大慶油田天然氣管網(wǎng)健全、油田無富裕氣而停止使用。至此，該儲氣庫歷年累計注氣量為9 246×104m3，累計采氣量為9 649×104m3，該儲氣庫有效地解決了當時薩爾圖油田的生產(chǎn)、生活用氣需求，緩解了冬季、夏季用氣不均衡的矛盾。21世紀以來，中國開始大規(guī)模建設商業(yè)化儲氣庫，先后建成DZT、J58和HTB等儲氣庫，從起步探索階段跨入了快速發(fā)展階段。截至2020年底，我國已建成27座地下儲氣庫，主要分布于環(huán)渤海、長三角等天然氣消費市場區(qū)和重點管道附近[2-3]。設計總庫容為500×108m3，總工作氣量為219×108m3，其中氣藏型儲氣庫占比86%。目前，已建成儲氣庫調(diào)峰能力147×108m3，占全國天然氣消費量的4.4%。與國外相比，我國儲氣庫調(diào)峰能力非常低，調(diào)峰能力占天然氣消費量比例不足發(fā)達國家平均水平的四分之一。2010年以后，我國天然氣消費量以年均15%的速度增長，2020年天然氣消費量達到3 316×108m3，預計2030年天然氣消費量將達到6 000×108m3。我國東部地區(qū)含油氣盆地以油藏為主，同時也是天然氣消費的主要市場，以油藏型儲氣庫建設為主，應大力推動儲氣與驅(qū)油協(xié)同建設，快速大幅度提升我國儲氣庫調(diào)峰能力，維護國家能源安全。

1.2 天然氣驅(qū)油現(xiàn)狀

國內(nèi)外氣體驅(qū)油介質(zhì)主要包括二氧化碳、氮氣、減氧空氣、煙道氣和天然氣等。受油藏條件、氣源和價格等因素的影響，各個國家和地區(qū)的氣驅(qū)方式各有側重（表2、圖1）。國外氣驅(qū)介質(zhì)以二氧化碳為主，產(chǎn)量超過90%。我國目前以二氧化碳、減氧空氣和天然氣為主[8-9]。世界上最大天然氣混相驅(qū)油項目位于美國Prudhoe Bay油田，該油田為帶氣頂?shù)臉嬙煊筒亍?982年開始注氣，采出氣全部回注氣頂，初期日注氣量為5 000×104m3，高峰期日注氣量為1.96×108m3，2010年衰竭時注氣原油采收率達到45%。國外油田天然氣驅(qū)油項目主要應用在中高滲、油層厚度大和黏度低的油藏，采收率提高約20%，其中加拿大Nisku油田原油采收率提高到50%～70%。

表2 國內(nèi)外氣驅(qū)發(fā)展歷程表

我國注氣采油技術研究與世界基本同時起步，涉及的氣體介質(zhì)主要有二氧化碳、天然氣、煙道氣、氮氣和空氣等，其中天然氣驅(qū)、減氧空氣驅(qū)和二氧化碳驅(qū)產(chǎn)油量規(guī)模最大。目前，我國注氣開發(fā)的技術水平、產(chǎn)油量規(guī)?？傮w處于加速追趕階段。已開展的天然氣混相驅(qū)油項目注氣增油效果明顯，然而受地質(zhì)條件、壓縮機等裝備的影響，并沒有大規(guī)模實施。我國南海北部灣盆地潿洲12-1油藏為斷塊封閉的構造油藏，前期采用衰竭式開發(fā)，2008年開始注氣采油。截至2021年6月，已累計注氣量為4.8×108m3，原油采出程度為24.4%，預期注氣原油采收率為40%。吐哈盆地葡北油田中侏羅統(tǒng)三間房組油藏最初的天然氣混相驅(qū)油項目采用面積驅(qū)替，油田開發(fā)經(jīng)歷了注氣受效、注入氣突破以及轉(zhuǎn)注水3個階段。雖然該油藏未能實現(xiàn)水轉(zhuǎn)氣切換，但是延長了無水及低含水采油期，實現(xiàn)了連續(xù)5年高速穩(wěn)產(chǎn)，峰值年產(chǎn)油量為18×104t，采油速度為6.9%。國內(nèi)天然氣驅(qū)油項目主要應用在低滲透、油層厚度小和黏度高的油藏[10-16]，采收率提高約10%，其中渤海灣盆地文南油田72區(qū)塊采收率提高幅度較大，提高了22%。國內(nèi)天然氣驅(qū)油項目還需要加大攻關和試驗力度，探索儲氣庫與天然氣驅(qū)油提高采收率協(xié)同建設新途徑，提升驅(qū)油效果和整體效益。

1.3 協(xié)同型儲氣庫建庫現(xiàn)狀

協(xié)同型儲氣庫建庫的油藏一般考慮油藏儲量、蓋層特征、油層傾角和混相壓力等因素，確保原油產(chǎn)量和采收率的增加幅度，同時考慮氣源、區(qū)域和井況等因素，整體以安全建庫和效益開發(fā)為目標。2013年以來，中國石油開展了以天然氣為驅(qū)油介質(zhì)的重大開發(fā)試驗攻關，先后針對DH/TZ深層碎屑巖油藏、XG裂縫潛山油藏、PB廢棄油藏等類型部署了4項天然氣重力驅(qū)油先導試驗，取得了成功。這4個油藏試驗前石油地質(zhì)儲量采出程度為25.5%，采油速度為0.4%，亟需轉(zhuǎn)換開發(fā)方式。2018年為了適應天然氣生產(chǎn)調(diào)節(jié)、應急響應、冬季保供和戰(zhàn)略儲備的需求，提出了天然氣驅(qū)油與儲氣庫協(xié)同建設新機制。截至2020年底儲氣驅(qū)油協(xié)同試驗已累注氣量為7.6×108m3，累計產(chǎn)油量為114×104t，累計儲氣量為5.1×108m3，調(diào)峰保供能力超過了100×104m3/d。4個試驗項目原油采收率可提高26.7%（其中，中心井組原油采收率提高了30%），最終采收率可達52.2%，新增原油可采儲量2 084×104t，相當于新探明了1個億噸級油田。

2 協(xié)同型儲氣庫建庫技術

2.1 技術原理

協(xié)同型儲氣庫建庫指向適合建庫的油藏頂部注入天然氣，依靠重力作用將油藏高部位的油水從低部位驅(qū)替出來，逐步形成次生氣頂并成為儲氣空間（圖2）。該技術氣體波及體積大、驅(qū)油效率高，能夠大幅度提高原油采收率，同時，注入油層的天然氣在油藏高部位儲集形成次生氣頂并不斷擴大，使得油藏逐步轉(zhuǎn)變?yōu)闅獠?，通過配套地面處理系統(tǒng)，最終建成油藏型儲氣庫，提升天然氣儲氣能力，保障天然氣安全供應。

天然氣頂部重力驅(qū)油可以發(fā)揮天然氣的重力、混相、脈沖滲吸和膨脹降黏等優(yōu)勢，能夠獲得更高的原油采收率[4,17-20]。與常規(guī)水驅(qū)油、氣驅(qū)油相比，可以更大幅度地提高原油采收率，其驅(qū)油機理主要體現(xiàn)在重力分異、混相驅(qū)替、壓力擾動和納米驅(qū)油4個方面。

2.1.1 重力分異提高波及體積

由于地下油氣密度差異較大，頂部注天然氣形成人工氣頂實現(xiàn)重力驅(qū)替，氣體浮力實現(xiàn)油氣再平衡，可延緩氣竄，提高注氣波及體積。根據(jù)塔里木盆地牙哈凝析氣藏PVT實驗（實驗條件模擬油藏原始狀態(tài)，地層溫度為133 ℃，地層原始壓力為49 MPa），在裝有凝析氣和凝析油的容器內(nèi)從其頂部注入干氣，每60 min記錄一幅干氣界面運移特征，干氣和凝析氣之間一直保持清晰的界面，并穩(wěn)步下移，重力作用明顯。牙哈凝析氣藏通過循環(huán)注氣開采后，采用模塊式地層動態(tài)測試器（MDT）取樣分析結果表明，注入的干氣與氣藏的凝析氣因密度差產(chǎn)生明顯的重力分異，構造高部位形成干氣氣頂（圖3）。

2.1.2 組分傳質(zhì)混相提高驅(qū)油效率

毛細管準數(shù)越大，殘余油飽和度就越低，因此增大毛細管準數(shù)，可以提高采收率。氣—油傳質(zhì)混相后相界面消失，界面張力接近于0，毛細管準數(shù)呈數(shù)量級增大，殘余油飽和度顯著降低，有效萃取、剝離、驅(qū)替殘余油，提高油藏采收率（圖4）。

2.1.3 壓力擾動提高波及系數(shù)

協(xié)同型儲氣庫通過天然氣春、夏、秋季注氣，冬季采氣過程中形成壓力脈沖擾動。壓力擾動過程中的滲吸作用可以對基質(zhì)深部進行洗油。通過壓力擾動天然氣進入微孔道，可以動用水驅(qū)難動用的差儲層（圖5）。

2.1.4 納米驅(qū)替提高波及系數(shù)

與注水開發(fā)相比，天然氣氣體分子更小且分子之間的引力很弱，處于離散狀態(tài)的天然氣分子可進入注水波及不到的納米級孔道，有效動用微孔喉（差儲層）中的剩余油，提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率（圖5）。

2.2 建庫階段

根據(jù)協(xié)同型儲氣庫建設的任務特點，可以劃分為驅(qū)油階段、協(xié)同階段和儲氣庫階段3個階段。

2.2.1 驅(qū)油階段

驅(qū)油階段主要任務是通過頂部注入天然氣提高油藏采收率。通過對水驅(qū)開發(fā)后的油藏再評價，針對剩余油潛力區(qū)域，進行井網(wǎng)調(diào)整和部署，優(yōu)化合理水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)時機，盡量保持油藏壓力在最小混相壓力以上進行天然氣注入，從而大幅度提高驅(qū)油效率和原油采收率。此階段需要維持較高的地層壓力開發(fā)，同時可采用控制注采速度、注水或者泡沫段塞、異步注采等方式抑制氣竄。

2.2.2 協(xié)同階段

協(xié)同階段主要任務是提高油藏采收率和儲氣庫擴容。當初步形成一定規(guī)模次生氣頂后，兼顧驅(qū)油和儲氣庫擴容、調(diào)峰任務，油藏下限工作壓力可以降低到最小混相壓力以下。原油在天然氣重力驅(qū)和氣壓驅(qū)動作用下逐步采出，油藏儲氣能力越來越大，冬季停注參與調(diào)峰的同時，高氣油比開井生產(chǎn)，進一步提升天然氣調(diào)峰保供能力。

2.2.3 儲氣庫階段

儲氣庫階段主要任務是儲氣庫注氣、采氣調(diào)峰保供。實現(xiàn)儲氣庫擴容達產(chǎn)后穩(wěn)定運行，優(yōu)化設計合理的上限壓力，進一步降低儲氣庫下限工作壓力，有效提升儲氣庫的工作氣量。

3個階段之間的轉(zhuǎn)換時機影響著不同階段的實施效果。對于水驅(qū)開發(fā)油藏，包括水驅(qū)—氣驅(qū)轉(zhuǎn)換、氣驅(qū)—協(xié)同轉(zhuǎn)換和協(xié)同—儲氣轉(zhuǎn)換3個時機。根據(jù)儲氣庫的選址條件，對于適合建設協(xié)同型儲氣庫的油藏，應“先建庫、再驅(qū)油”，以儲氣庫的標準進行方案設計和建設，盡早注入天然氣驅(qū)油，減少邊/底水侵入，提高井筒質(zhì)量、降低注采井數(shù)，提升建庫質(zhì)量和協(xié)同效益。

2.3 關鍵技術

儲氣庫與天然氣驅(qū)油協(xié)同建設擔負儲氣和驅(qū)油雙重任務?；趨f(xié)同型儲氣庫的驅(qū)油機理和階段任務，充分發(fā)揮重力、混相作用是驅(qū)油效果的關鍵，井筒完整性和地面集輸處理等相關配套技術是儲氣庫和驅(qū)油協(xié)同建設高效運行的保障。

2.3.1 氣竄防控技術

國內(nèi)油藏以陸相沉積為主，儲層非均質(zhì)性強，氣竄防控技術水平要求高、難度大，該項技術制約著氣驅(qū)油的工業(yè)化推廣規(guī)模，通過控制注采壓差和注采速度，或者注入泡沫段塞，延緩氣竄時間，減少注入氣無效循環(huán)，進一步提高驅(qū)油效果。

2.3.2 人工干預混相技術

混相驅(qū)替是天然氣驅(qū)油獲得大幅度提高原油采收率的關鍵，針對氣驅(qū)近混相和非混相的油藏，通過注入輕烴或二氧化碳段塞等人工干預手段，在氣頂和油帶之間形成天然氣/二氧化碳與原油混相帶，實現(xiàn)混相驅(qū)替，確?？梢垣@得更高的原油采收率。

2.3.3 井筒完整性評價與治理技術

與氣藏型儲氣庫相比，協(xié)同型儲氣庫在建庫初期井距更小，井網(wǎng)密度更大，油井的井筒安全標準相對較低。為了滿足儲氣庫強注強采、長周期高低壓交互安全生產(chǎn)和老井利用的需要，對老井進行井筒完整性評價，并對套損井的變形、錯斷、破裂和外漏等開展專項治理，避免注采井帶病生產(chǎn)，降低氣竄和套損風險，同時新井按照儲氣庫的要求進行設計。

2.3.4 地面集輸與油氣水分離技術

隨著注氣的進行，油井氣油比逐漸增加，井流物和井口壓力變化對已建集輸、處理系統(tǒng)的要求越來越高，可能需要更換新的井口裝置和集輸系統(tǒng)，根據(jù)協(xié)同型儲氣庫建庫的階段轉(zhuǎn)換和產(chǎn)氣量的變化，新建天然氣處理裝置，并充分利用已建站場的氣液分離設備進行除油，確保驅(qū)油儲氣協(xié)同建設順利運行。

2.4 協(xié)同型儲氣庫優(yōu)勢

與氣藏型、鹽穴型、含水層型和廢棄礦坑等類型儲氣庫相比，協(xié)同型儲氣庫在建庫周期、工作模式、運行方式及風險評估等方面有著明顯區(qū)別（表3），由于廢棄礦坑類型儲氣庫應用極少，筆者未進行對比。

表3 不同類型儲氣庫建設及其運行情況對比表

2.4.1 建庫周期

在協(xié)同型儲氣庫建庫初期，儲層孔隙中通常存在高壓油氣水三相流體，在驅(qū)油階段為了達到混相狀態(tài)，油藏壓力一直保持高位運行，上下限壓力區(qū)間較窄；在協(xié)同和儲氣運行階段，下限工作壓力逐漸降低，上下限壓力區(qū)間逐漸變寬，運行模式逐漸向氣藏型儲氣庫靠近。協(xié)同型儲氣庫優(yōu)先選擇帶天然氣頂、異常高壓或封閉邊界等封閉性較好的油藏，可以實現(xiàn)及時注入，加上協(xié)同型儲氣庫自身壓力較高起到“墊氣”作用，建設過程中，并不需要大規(guī)模墊氣便可發(fā)揮調(diào)峰作用。若采用異步注采方式，建設周期2～3年即可發(fā)揮調(diào)峰保供作用，比如塔里木盆地DH油藏通過2年的建設，目前已具備100×104m3/d井口保供能力。

氣藏型儲氣庫多為水侵氣藏，在建庫初期氣藏孔隙中僅存在低壓飽和氣體，氣藏壓力接近廢棄壓力，建設周期介于4～6年。鹽穴型儲氣庫以陸相鹽湖沉積為主，夾層多、品位低，建腔規(guī)模小、有效利用率低，埋藏較深，建庫條件復雜，建庫周期介于8～10年。含水層型儲氣庫是利用地下適宜的含水儲層，通過人工注氣驅(qū)水方式形成的次生氣頂儲存天然氣，建設周期介于10～15年。油氣區(qū)利用現(xiàn)有的勘探資料，尋找有利的水層建庫目標潛力較大，非油氣區(qū)含水層儲氣庫資源勘探程度低，地質(zhì)資料相當少，目前，我國含水層儲氣庫尚在評價階段。

2.4.2 工作模式

協(xié)同型儲氣庫建設第一階段能大幅度地提高原油產(chǎn)量和原油采收率，第二階段能實現(xiàn)天然氣調(diào)峰和進一步提高原油采收率，第三階段天然氣調(diào)峰能力更強，通過增加原油產(chǎn)量和天然氣儲轉(zhuǎn)費兩種模式盈利。協(xié)同型儲氣庫不僅可以通過增加原油產(chǎn)量獲得經(jīng)濟效益，而且還可以實現(xiàn)儲氣庫的調(diào)峰作用，通過收取儲轉(zhuǎn)費盈利。氣藏型、鹽穴型和含水層型儲氣庫按照工作氣量收取儲轉(zhuǎn)費的模式盈利。

建庫成本中，將協(xié)同型儲氣庫生產(chǎn)的原油產(chǎn)量換算為天然氣當量，平均建庫成本為1～2 元/m3，是4類地下儲氣庫中建庫成本最低的儲氣庫。比如，塔里木盆地DH油藏累計注氣6.25×108m3，累計儲氣3.90×108m3，累計增油43.15×104t；含水下降10%，預計采收率提高超過20%。DH油藏通過協(xié)同建庫，原油完全成本下降了17%。

2.4.3 運行方式

協(xié)同型儲氣庫在建庫初期保持高壓注氣，從初期的小吞小吐逐步過渡到大吞大吐，注氣驅(qū)油階段周期應力變化不強。氣藏型儲氣庫基本維持中等壓力規(guī)模注氣，整體上始終保持大吞大吐運行，注采周期內(nèi)存在高強度應力變化。鹽穴型儲氣庫注氣壓力中等，具有較低的滲透特性、良好的蠕變特性和裂縫自愈性，力學性能較為穩(wěn)定。含水層型儲氣庫在建庫之前地層完全被水飽和，注氣壓力較大。

2.4.4 風險評估

協(xié)同型儲氣庫第一階段任務是驅(qū)油，驅(qū)油過程中氣竄風險較大，容易造成注入氣無效循環(huán)。另外，協(xié)同型儲氣庫一般是在瀕臨廢棄的尾礦油藏進行建設，需要開展井筒完整性評估，老井治理是關鍵。而且協(xié)同型儲氣庫存在油氣水三相流體分布，剩余油分布復雜，對于儲氣庫運行期間采氣程度的提高具有較大的挑戰(zhàn)。

氣藏型儲氣庫一般是在衰竭氣藏中建設，建庫氣藏壓力小，需要較大的墊氣規(guī)模方可提升氣藏壓力，進而具備采出能力。鹽穴型儲氣庫夾層多、品位低，建腔規(guī)模小、有效利用率低，部分埋深接近2 000 m，全球95%的鹽穴儲氣庫埋深低于1 500 m，建庫條件非常復雜。同時，鹽穴建庫存在鹵水排放難等問題。含水層型儲氣庫在我國目前僅開展前期綜合評價，沒有實際建庫經(jīng)驗，建庫技術尚不完備。在我國東北、華北、西南和西北等天然氣資源分布區(qū)，由于發(fā)育良好的儲蓋組合，勘探程度亦較高，利用現(xiàn)有的勘探資料，尋找有利的水層建庫目標潛力較大；長三角、中南和東南沿海3個非油氣主產(chǎn)區(qū)的水層儲氣庫資源含水層勘探程度低，地質(zhì)資料相當少。整體來說，含水層儲氣庫勘探風險較高。

因此，與其他類型地下儲氣庫建設和營運相比，協(xié)同型儲氣庫具有“選建周期短、油氣雙效益、周期應力弱”的優(yōu)勢，同時其建設和營運更加復雜，更需要加強基礎理論、關鍵技術和管理模式研究。

3 協(xié)同型儲氣庫建設效果與應用前景

3.1 實施效果

塔里木盆地DH構造整體表現(xiàn)為由北東—西南向傾伏的大型鼻狀隆起，DH油藏中部埋深為5 760 m，原始地層溫度為140 ℃，原始地層壓力為62.38 MPa，地層水礦化度為234 g/L，為深層高溫高鹽油藏；油藏構造傾角介于4.5°～12°，油柱高度為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油藏注入天然氣后，地層壓力上升，受效井17口，13口井產(chǎn)量翻倍，10口井轉(zhuǎn)自噴，培育日產(chǎn)油量100 t井2口、日產(chǎn)油量50 t井8口。中心井組DH1-1GH井階段累產(chǎn)油9.83×104t，采收率達到69.09%，提高了30%（圖6）。

DH油藏實施協(xié)同建庫后，整體產(chǎn)油量實現(xiàn)了止跌回升，綜合遞減率由14.3%降低到2.7%，含水上升率由8.13%降低到－2.76%，平均單井日產(chǎn)油量由14 t增加到27 t。DH油藏注天然氣全面投產(chǎn)后，年產(chǎn)油量45.2×104t，最終采收率68.1%，較水驅(qū)采油的采收率可提高28.1%（圖7）。

3.2 應用前景

協(xié)同型儲氣庫具有驅(qū)油和儲氣雙重功能，能大幅度提高油藏采收率、豐富我國建庫類型、提升儲氣庫調(diào)峰保供能力，是上游業(yè)務提質(zhì)增效的重要方向，可進行大規(guī)模工業(yè)化推廣試驗。環(huán)京地區(qū)是我國天然氣主消費區(qū)，需要更大規(guī)模的儲氣能力。渤海灣盆地以油藏為主，協(xié)同型儲氣庫建設具有廣闊的發(fā)展空間。目前，J58儲氣庫、STZ、BN和DZT儲氣庫群具有進一步擴容空間。

J58儲氣庫是由一個衰竭的氣頂油藏改建而成，建庫層位主要為古近系沙河街組四段上亞段Ⅰ—Ⅳ砂組，平均孔隙度為26.4%，平均滲透率為191 mD。1989年投入開發(fā)，2005年枯竭，累計產(chǎn)油量為53.8×104t，累計產(chǎn)氣量為7.4×108m3。2006年開始建庫，設計庫容量為8.1×108m3，工作氣量為3.9×108m3。建庫時原油可采儲量的采出程度為85%，若采用驅(qū)油儲氣一體化建庫，可進一步提升儲氣能力和原油最終采收率。

STZ構造帶為北東向長軸背斜，南北翼傾沒平緩，東西產(chǎn)狀較陡，地層傾角介于5°～15°，構造高點的S6區(qū)塊為氣頂油環(huán)的邊水油氣藏，油氣藏上覆泥巖厚度大，蓋層條件好。沙河街組是主要目的層，油藏埋深介于2 200～2 550 m，儲層平均孔隙度17.46%，平均滲透率160.77 mD，屬于中孔中滲儲層。儲氣庫于2014年4月27日開始注氣。截至2020年底，已完成七注五采，累計注氣量為69.8×108m3，累計采氣量為32.6×108m3。在采氣期內(nèi)均采出部分石油，累計采油量1.44×104t，具有進一步提升空間。

BN和DZT儲氣庫群位于渤海灣盆地板橋凝析油氣田，為帶油環(huán)的凝析氣藏改建，氣藏構造為一鼻狀隆起，在上傾方向由斷層遮擋和砂巖尖滅所形成的斷層—巖性復合圈閉，地層傾角介于5°～6°。目前，已建成工作氣量為22×108m3。1994年6月該凝析氣藏開始循環(huán)注氣開采，年產(chǎn)油量為5.7×104t，1999年轉(zhuǎn)儲氣庫，年產(chǎn)油量1.7×104t，沒有充分發(fā)揮驅(qū)油的優(yōu)勢，可通過進一步挖潛擴容建庫。

儲氣庫與驅(qū)油協(xié)同建設，可以通過春、夏、秋季注氣、冬季采氣發(fā)揮脈沖滲吸驅(qū)油作用，進一步提高天然氣驅(qū)油采收率，同時實現(xiàn)一次建設、儲氣驅(qū)油雙方受益，應盡早擴大產(chǎn)業(yè)化規(guī)模。

4 結論

1）儲氣庫與天然氣驅(qū)油協(xié)同建設具有驅(qū)油和儲氣雙重功能，能大幅度提高油藏采收率和儲氣庫調(diào)峰保供能力，是上游業(yè)務提質(zhì)增效的重要方向，可進行大規(guī)模工業(yè)化推廣試驗。

2）天然氣驅(qū)油具有重力分異、混相驅(qū)替、壓力擾動和納米驅(qū)油的機理作用。通過向適合建庫的油藏頂部注入天然氣，依靠重力作用將油藏高部位的油水從低部位驅(qū)替出來，注入油層的天然氣在油藏高部位儲集形成次生氣頂并不斷擴大，逐步擴容達產(chǎn)，最終建成協(xié)同型儲氣庫。

3）協(xié)同型儲氣庫包括驅(qū)油階段、協(xié)同階段和儲氣庫階段3個建設階段，建庫關鍵技術包括氣竄防控、干預混相、井筒安全和地面集輸與流體分離等技術。對于明確適合協(xié)同型儲氣庫建設的油藏，應“先建庫、再驅(qū)油”，以儲氣庫的標準進行方案設計和建設，早準備，早注氣，減少注采井數(shù)和邊底水侵入，有利于降低建庫投資和建庫難度，提高儲氣庫的安全性和整體效益。

4）與其他類型地下儲氣庫相比，協(xié)同型儲氣庫具有“選建周期短、油氣雙效益、周期應力弱”的優(yōu)勢?，F(xiàn)場試驗表明，中心井組可提高采收率30%，并具備了一定的調(diào)峰保供能力。協(xié)同型儲氣庫建設和營運復雜，需要進一步加強基礎理論、關鍵技術、技術標準和管理模式等研究。