江同文，王正茂，王錦芳

（1.中國石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100007；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 前言

歐美國家地下儲(chǔ)氣庫建設(shè)可以追溯到20世紀(jì)初，距今已有近百年歷史[1-3]。據(jù) 2018年國際天然氣聯(lián)盟（IGU）資料統(tǒng)計(jì)，目前世界上共有689座地下儲(chǔ)氣庫，總工作氣量達(dá)4 165.3×108m3，約占全球天然氣總消費(fèi)量（35 429×108m3）的12%，其中主要發(fā)達(dá)國家工作氣量占消費(fèi)量的19.5%[4]。全球地下儲(chǔ)氣庫總工作氣量中，油氣藏型儲(chǔ)氣庫工作氣量最大，占總工作氣量的80%，鹽穴型占9%，含水層型占11%[1]。

中國儲(chǔ)氣庫建設(shè)始于20世紀(jì)60年代大慶油田。21世紀(jì)以后，中國開始大規(guī)模商業(yè)化儲(chǔ)氣庫建設(shè)，先后建成大張坨、京58和呼圖壁等儲(chǔ)氣庫[3]。截至2020年底，中國27座儲(chǔ)氣庫設(shè)計(jì)總庫容500×108m3，設(shè)計(jì)總工作氣量219×108m3（氣藏型占比86%），目前已建成調(diào)峰能力147×108m3，占全國天然氣消費(fèi)量的4.4%。與國外相比，中國儲(chǔ)氣庫調(diào)峰能力嚴(yán)重不足，調(diào)峰能力占天然氣消費(fèi)量比例不足發(fā)達(dá)國家平均水平的四分之一?！蛾P(guān)于加快儲(chǔ)氣設(shè)施建設(shè)和完善儲(chǔ)氣調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制的意見》（發(fā)改能源規(guī)[2018]637號）要求“供氣企業(yè)2020年必須擁有不低于年合同銷售量10%的儲(chǔ)氣能力”。因此，大力推動(dòng)油藏型儲(chǔ)氣庫建設(shè)，對于豐富建庫類型、提升建庫技術(shù)水平、快速大幅提高中國儲(chǔ)氣庫庫容和工作氣量、保障國計(jì)民生和維護(hù)國家能源安全具有十分重要的意義[5]。

京58儲(chǔ)氣庫由一個(gè)衰竭的氣頂油藏改建而成，位于華北油田河西務(wù)構(gòu)造帶。京58斷塊自1989年3月投入試采，2006年油田開發(fā)終止后開始建儲(chǔ)氣庫，設(shè)計(jì)庫容 8.1×108m3，工作氣量 3.9×108m3，上限壓力20.6 MPa，下限壓力 11.0 MPa，平均日注氣量 210×104m3，平均日產(chǎn)氣量13×104m3。京58作為油藏型儲(chǔ)氣庫，僅考慮了儲(chǔ)氣庫建設(shè)，未與天然氣驅(qū)油提高采收率進(jìn)行協(xié)同開發(fā)[6]。

天然氣頂部驅(qū)油技術(shù)憑借重力、滲吸、膨脹降黏和混相等驅(qū)油機(jī)理優(yōu)勢，比水驅(qū)更能大幅度提高油藏采收率。國內(nèi)外天然氣驅(qū)油項(xiàng)目取得成功的案例較多[7-9]，比如，位于美國阿拉斯加北部的Prudhoe Bay油田是世界上最大的天然氣混相驅(qū)項(xiàng)目，該油田為一帶氣頂?shù)臉?gòu)造油藏，1982年開始注氣，采出氣全部回注氣頂，衰竭后注氣采收率提高至 45%。中國已開展的天然氣混相驅(qū)項(xiàng)目注氣增油效果明顯。葡北油田是短軸背斜構(gòu)造，閉合高度105 m，含油面積4.43 km2。該油田開發(fā)經(jīng)歷了注天然氣受效、注入氣突破以及轉(zhuǎn)注水 3個(gè)階段[10]，雖然全油藏未能實(shí)施水轉(zhuǎn)氣切換，但是延長了無水及低含水采油期，實(shí)現(xiàn)了連續(xù) 5年高速穩(wěn)產(chǎn)，采油速度達(dá)6.9%。

然而，天然氣驅(qū)介質(zhì)費(fèi)用比水驅(qū)更高，限制了天然氣驅(qū)油項(xiàng)目的應(yīng)用規(guī)模。如果將驅(qū)油與儲(chǔ)氣二者有效結(jié)合起來進(jìn)行一體化建庫，實(shí)現(xiàn)一次投入，原油開采和儲(chǔ)氣庫建設(shè)雙方受益，便可極大地節(jié)約投資，提升項(xiàng)目效益。

目前，國內(nèi)外天然氣驅(qū)油與儲(chǔ)氣庫建設(shè)，或是單純提高原油采收率，或是油藏廢棄后建設(shè)地下儲(chǔ)氣庫，并沒有驅(qū)油、儲(chǔ)氣一體化建設(shè)的先例，本文重點(diǎn)對驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫的技術(shù)內(nèi)涵和關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)行論證，并對一體化建庫的優(yōu)勢及潛力進(jìn)行分析。

1 驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫的技術(shù)內(nèi)涵

1.1 一體化建庫的技術(shù)內(nèi)涵及原理

驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫是指將天然氣重力驅(qū)開發(fā)油藏與注氣形成儲(chǔ)氣庫兩項(xiàng)工程協(xié)同起來，進(jìn)行一體化建設(shè)（見圖 1）。向油藏頂部注入天然氣，形成次生氣頂并不斷擴(kuò)大，利用原油重力作用將地層中的油驅(qū)替出來實(shí)現(xiàn)大幅度提高原油采收率的目的[11-13]。與此同時(shí)，注氣驅(qū)油使得油藏向儲(chǔ)氣庫轉(zhuǎn)變，并逐步擴(kuò)容達(dá)產(chǎn)，最終建成油藏型儲(chǔ)氣庫。

圖1 驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫原理示意圖

1.2 一體化建庫的階段劃分與任務(wù)

根據(jù)一體化建庫的特點(diǎn)，可以劃分為驅(qū)油、協(xié)同和儲(chǔ)氣庫3個(gè)階段（見圖2）：①驅(qū)油階段，主要任務(wù)是注氣和采油。在油藏頂部注入天然氣驅(qū)油開采，油藏壓力盡量保持在最小混相壓力以上，大幅度提高驅(qū)油效率和原油采收率。因此，此階段需要維持較高的地層壓力。比如，塔里木油田 DH油藏驅(qū)油階段地層壓力一直保持在最小混相壓力43.5 MPa以上，確保注入的天然氣與地層原油處于混相狀態(tài)，進(jìn)而大幅度提高原油采收率。②協(xié)同階段，主要任務(wù)是注氣、采油和采氣。當(dāng)初步形成一定規(guī)模次生氣頂后，兼顧驅(qū)油和儲(chǔ)氣庫擴(kuò)容、調(diào)峰任務(wù)，油藏下限工作壓力可以降低到最小混相壓力以下，原油在天然氣驅(qū)油作用下進(jìn)一步采出，原油剩余可采儲(chǔ)量越來越少，油藏儲(chǔ)氣量越來越大，已經(jīng)具備一定規(guī)模的天然氣調(diào)峰能力，可以進(jìn)行采氣。③儲(chǔ)氣庫階段，主要任務(wù)是實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)氣庫擴(kuò)容、達(dá)產(chǎn)、注氣采氣穩(wěn)定運(yùn)行。通過優(yōu)化設(shè)計(jì)合理的上限壓力，進(jìn)一步降低油藏型儲(chǔ)氣庫下限工作壓力，有效提升油藏型儲(chǔ)氣庫的工作氣量。

圖2 驅(qū)油、協(xié)同、儲(chǔ)氣壓力運(yùn)行蝸牛圖

1.3 一體化建庫與常規(guī)儲(chǔ)氣庫的差異

一體化建庫與氣藏型儲(chǔ)氣庫在建庫時(shí)機(jī)、工作模式和運(yùn)行方式等方面有著本質(zhì)區(qū)別（見表1）：①建庫時(shí)機(jī)不同。一體化建庫初期即驅(qū)油階段儲(chǔ)集層中存在高壓油氣水三相流體，油藏壓力一直保持高位運(yùn)行，上下限壓力區(qū)間較窄，在協(xié)同和儲(chǔ)氣庫運(yùn)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(yùn)行模式逐漸向氣藏型儲(chǔ)氣庫靠近。而氣藏型儲(chǔ)氣庫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，為了實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)氣庫的調(diào)峰作用，就需要較大規(guī)模的墊底氣，如果將在產(chǎn)氣田擇機(jī)轉(zhuǎn)為儲(chǔ)氣庫，可減少墊底氣規(guī)模。②工作模式不同。一體化建庫初期能大幅提高單井原油產(chǎn)量，中期能實(shí)現(xiàn)單井油氣產(chǎn)量兼顧，后期能實(shí)現(xiàn)天然氣生產(chǎn)調(diào)峰，通過增加原油產(chǎn)量和收取天然氣儲(chǔ)轉(zhuǎn)費(fèi)兩種模式盈利。氣藏型儲(chǔ)氣庫只是追求提高單井產(chǎn)氣量和工作氣量，則只能按照工作氣量收取儲(chǔ)轉(zhuǎn)費(fèi)的模式盈利[14]。③運(yùn)行方式不同。油藏型儲(chǔ)氣庫在建庫初期保持高壓注氣，投產(chǎn)初期為小吞小吐，逐步過渡到大吞大吐，注氣驅(qū)油階段周期應(yīng)力變化不強(qiáng)。氣藏型儲(chǔ)氣庫從低壓注氣逐步過渡到高壓注氣，整體上保持大吞大吐運(yùn)行，注采周期內(nèi)存在高強(qiáng)度應(yīng)力變化。因此，與氣藏型儲(chǔ)氣庫建設(shè)和營運(yùn)相比，氣驅(qū)采油與儲(chǔ)氣庫一體化建設(shè)、營運(yùn)更加復(fù)雜，更需要加強(qiáng)基礎(chǔ)理論、關(guān)鍵技術(shù)和管理模式研究。

表1 驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫與氣藏型儲(chǔ)氣庫差異表

2 驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫關(guān)鍵技術(shù)

2.1 一體化建庫油藏選址及評價(jià)技術(shù)

根據(jù)天然氣驅(qū)油機(jī)理[15-16]，結(jié)合儲(chǔ)氣庫建設(shè)經(jīng)驗(yàn)[17]，對一體化建庫的油藏選址應(yīng)該重點(diǎn)遵循協(xié)同型儲(chǔ)氣庫選址七原則：①滿足一定規(guī)模的地質(zhì)儲(chǔ)量，對剩余油的認(rèn)識基本清楚；②具有良好封閉性，比如帶天然氣頂、異常高壓或帶封閉邊界的油藏，或經(jīng)開發(fā)證實(shí)具有較好封閉性的油藏；③滿足一定的油柱高度，能夠發(fā)揮原油的重力作用，比如地層傾角較大的構(gòu)造油藏，油層厚度較厚的巖性油藏等；④盡量滿足天然氣混相需要，比如混相壓力較小，或者通過人工干預(yù)能實(shí)現(xiàn)混相的油藏；⑤距離天然氣管網(wǎng)和氣田較近，滿足氣源需求；⑥屬于天然氣戰(zhàn)略儲(chǔ)備地區(qū)或者天然氣主要消費(fèi)地區(qū)；⑦井況良好，套變套損井較少。

根據(jù)上述七原則，中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱“中國石油”）在9個(gè)油田篩選出可進(jìn)行驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫的20個(gè)區(qū)塊，覆蓋儲(chǔ)量超過2×108t。中國石油化工集團(tuán)有限公司和中國海洋石油總公司也具有類似條件的油藏。這些庫址重點(diǎn)圍繞在環(huán)京天然氣主要消費(fèi)區(qū)，具有很好的推廣前景。

2.2 天然氣頂部重力驅(qū)油技術(shù)

天然氣與地層原油、地層水具有較大密度差，存在重力超覆作用。因此，選擇具有一定構(gòu)造幅度且封閉性良好的油藏，采取頂部注氣方式，利用注入氣的氣壓驅(qū)動(dòng)和重力分異作用可實(shí)現(xiàn)重力驅(qū)替，延緩氣竄，從而大幅度提高注氣波及體積。

以塔里木油田 DH油藏為例，在地層條件下天然氣密度0.15 g/cm3，地層原油密度0.64 g/cm3，地層水密度1.20 g/cm3，數(shù)值模擬研究表明天然氣重力驅(qū)比水驅(qū)采出程度提高了20%（見圖3）。

圖3 重力和混相作用對采出程度影響

2.3 驅(qū)油壓力優(yōu)化技術(shù)

天然氣驅(qū)油壓力超過混相壓力以后，天然氣與地層原油開始混相，氣油傳質(zhì)混相后相界面消失，界面張力無限接近于0，毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)呈數(shù)量級增大，可有效萃取、剝離、驅(qū)替剩余油，顯著降低殘余油飽和度，提高油藏采收率。由于混相作用，混相驅(qū)采收率可在重力驅(qū)的基礎(chǔ)上再提高10%左右（見圖3）。塔里木油田DH油藏細(xì)管實(shí)驗(yàn)表明注干氣最小混相壓力43.5 MPa，混相驅(qū)驅(qū)油效率可超過90%（見圖4）。

圖4 天然氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)壓力與驅(qū)油效率關(guān)系曲線

天然氣驅(qū)油過程中，不同驅(qū)油壓力下驅(qū)油效率不同，驅(qū)油效率一般隨著驅(qū)油壓力的增加而增大，并且與注入孔隙體積倍數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系（見圖5）。根據(jù)驅(qū)油壓力-驅(qū)油效率關(guān)系曲線，可優(yōu)化獲得合理的驅(qū)油壓力。當(dāng)DH油藏驅(qū)油壓力為50 MPa（混相驅(qū)油）、注入孔隙體積倍數(shù)達(dá)到1.0時(shí)，驅(qū)油效率超過90%，比驅(qū)油壓力31 MPa（非混相驅(qū)油）時(shí)的驅(qū)油效率提高30%以上。驅(qū)油壓力為50 MPa時(shí)，地層壓力保持水平達(dá)到了80%（原始地層壓力62.4 MPa），符合礦場生產(chǎn)合理壓力水平經(jīng)驗(yàn)值的要求。

圖5 天然氣驅(qū)注入孔隙體積倍數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系曲線

對于難以混相的油藏，通過提高注氣壓力或改變注入天然氣組分使注入氣與地層原油混相，可大幅提高驅(qū)油效率[18-21]。如長慶油田 G52區(qū)塊，伴生氣中間烴（C2—C6）含量為31.1%，干氣中間烴含量為9.7%。原油與伴生氣的最小混相壓力為14.8 MPa，與干氣的最小混相壓力為38.9 MPa（見圖6），可見中間烴含量較高的伴生氣可大幅降低最小混相壓力。

圖6 長慶油田G52區(qū)塊注伴生氣降低最小混相壓力曲線

通常情況下，對于一個(gè)開發(fā)中后期的油藏，地層壓力相對較低，此時(shí)注氣一般不能形成混相驅(qū)，但是室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，天然氣溶解到原油中，能大幅提高原油的膨脹能力。在注入量達(dá)到0.65倍孔隙體積時(shí)，原油體積系數(shù)增大57%（見圖7），原油黏度可降低83%（見圖8），因此，注天然氣可大幅度提高地層原油的流動(dòng)能力[22-24]。

圖7 天然氣驅(qū)油原油體積系數(shù)變化曲線

圖8 天然氣驅(qū)油黏度變化曲線

2.4 驅(qū)油儲(chǔ)氣協(xié)同注采技術(shù)

天然氣驅(qū)油儲(chǔ)氣協(xié)同開發(fā)過程中，夏天注入、冬天采出天然氣。夏注冬采時(shí)在油層中形成壓力脈沖，通過滲吸作用可以提高驅(qū)油效率。長巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明，注入 0.8倍孔隙體積氣體，突破后驅(qū)油效率為63.7%，恒壓燜井過程中，驅(qū)油效率提高 5%，變化不大，繼續(xù)提壓燜井，累注6.5倍孔隙體積氣體驅(qū)油效率達(dá)88.4%，提高24.7%。提壓燜井可發(fā)揮氣體對基質(zhì)深部原油的滲吸驅(qū)替作用（見圖9）。

圖9 注氣燜井驅(qū)油效率曲線

遼河油田 XG油藏?cái)?shù)值模擬預(yù)測顯示，衰竭開采采收率 12%，連續(xù)天然氣驅(qū)替開發(fā)最終采收率為30.6%，夏注冬采驅(qū)油儲(chǔ)氣協(xié)同開發(fā)最終采收率可達(dá)40.4%，提高采收率9.8%（見圖10）。

圖10 不同方案預(yù)測采出程度曲線

2.5 一體化建庫參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

一體化建庫過程中需要重點(diǎn)優(yōu)化運(yùn)行上限壓力和下限壓力，做好油藏封閉性評價(jià)和風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)與控制，并計(jì)算墊氣量和工作氣量，優(yōu)化流程見圖11。以塔里木油田DH油藏為例，原始地層壓力62.4 MPa，儲(chǔ)氣庫注氣上限壓力應(yīng)保持在原始地層壓力附近，綜合考慮密封性、側(cè)向壓力、靜水柱壓力、壓縮機(jī)工況、斷裂開啟壓力和地層破裂壓力等因素，優(yōu)化上限壓力取值56.0 MPa；儲(chǔ)氣庫運(yùn)行能夠達(dá)到的最低地層壓力設(shè)置為下限壓力，為31.0 MPa；油藏壓力維持在下限壓力水平時(shí)，所需墊氣量34.2×108m3；上下限壓力區(qū)間運(yùn)行時(shí)采出的氣量作為工作氣量，為28.0×108m3；運(yùn)行到上限壓力時(shí)的氣量作為庫容量，為62.2×108m3（見圖12）。考慮驅(qū)油和儲(chǔ)氣協(xié)同開發(fā)，還需要優(yōu)化驅(qū)油與儲(chǔ)氣庫之間的協(xié)同壓力，以獲得更高的原油采收率。

圖11 一體化建庫參數(shù)優(yōu)化流程圖

圖12 塔里木油田DH油藏一體化建庫參數(shù)優(yōu)化結(jié)果

3 驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫實(shí)例

3.1 背斜構(gòu)造油藏一體化建庫

塔里木油田DH油藏為由北東向西南傾伏的大型鼻狀隆起構(gòu)造，油藏中深5 760 m，原始地層溫度140 ℃，原始地層壓力62.4 MPa，地層水礦化度23.4×104mg/L，為深層高溫高鹽油藏；油藏構(gòu)造傾角 4.5°～12.0°，油柱高度120 m，稠油墊平均厚度16 m。地面原油密度0.85～0.87 g/cm3，地面原油黏度5.23～12.47 mPa·s。經(jīng)前期注水開發(fā)證實(shí)該油藏具有很強(qiáng)的封堵能力，且鄰近主要輸氣干線，氣源條件充足，滿足一體化建庫油藏選址條件。

DH油藏1990年開始試采，隨后經(jīng)歷了上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、井網(wǎng)調(diào)整和層系調(diào)整等開發(fā)階段，至 2013年 12月，共有生產(chǎn)井25口，開井?dāng)?shù)21口，累計(jì)產(chǎn)油838.4×104t，平均單井日產(chǎn)油16.5 t，綜合含水率67.5%，綜合遞減率14.3%；至2014年初，開始實(shí)施天然氣重力混相驅(qū)開發(fā)試驗(yàn)，產(chǎn)量企穩(wěn)回升（見圖13）。

圖13 塔里木油田DH油藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

注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，其中日產(chǎn)量達(dá)100 t的井2口、達(dá)50 t的井8口。該油藏產(chǎn)量多年以來首次止跌回升，綜合遞減率降到2.7%，含水上升率由 8.13%降到-2.76%，平均單井日產(chǎn)油量由14 t增加到27 t。截至2020年12月，油藏累計(jì)注氣6.2×108m3，注氣階段累計(jì)產(chǎn)油104.0×104t，累計(jì)增油43.6×104t，累計(jì)存氣3.9×108m3，初步具備了天然氣調(diào)峰能力。

3.2 潛山油藏一體化建庫

遼河油田XG潛山構(gòu)造面積85 km2，平均有效厚度189.7 m，地層原油密度0.64 g/cm3，地層原油黏度0.38 mPa·s，飽和壓力21.3 MPa。XG潛山油柱高度752 m，有利于發(fā)揮天然氣重力驅(qū)油作用，且上部蓋層密封性較好，封蓋能力強(qiáng)，適合驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫。

XG潛山2007年開始進(jìn)行先導(dǎo)試驗(yàn)，2010年開始規(guī)模建產(chǎn)，形成百萬噸生產(chǎn)能力。2012年6月產(chǎn)量開始遞減。2015年底油藏日產(chǎn)油 808.0 t，累計(jì)產(chǎn)油612.68×104t，采油速度0.59%，采出程度10.1%。2016年建立 XG潛山注氣開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，采用頂部注氣為主、中下部注氣為輔的開發(fā)方式進(jìn)行規(guī)模注氣，徹底扭轉(zhuǎn)潛山產(chǎn)量持續(xù)遞減局面（見圖 14）。截至 2020年底累計(jì)注天然氣1.3×108m3，累計(jì)增油27.7×104t，累計(jì)存天然氣1.1×108m3，基本具備天然氣調(diào)峰能力。

圖14 遼河油田XG潛山開發(fā)綜合曲線

4 一體化建庫的優(yōu)勢及潛力

4.1 大幅度提高原油采收率

天然氣頂部重力驅(qū)油利用天然氣原油密度差、混相、脈沖滲吸和膨脹降黏等機(jī)理優(yōu)勢，能夠獲得更高的原油采收率[25]。2020年，中國石油篩選了4個(gè)油藏（塔里木油田DH、塔里木油田TZ、遼河油田XG和吐哈油田 PB油藏）開展天然氣驅(qū)與儲(chǔ)氣庫協(xié)同建設(shè)試驗(yàn)，覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量7 797×104t，目前采出程度25.5%，年產(chǎn)油35×104t，采油速度僅0.4%。開展驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫注氣后，4個(gè)協(xié)同項(xiàng)目峰值年產(chǎn)油可達(dá)104×104t，產(chǎn)量為注氣前的2.97倍，采收率平均提高26.7%，新增可采儲(chǔ)量2 084×104t（見表2）。

表2 驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫油藏參數(shù)及主要開發(fā)指標(biāo)

4.2 提升儲(chǔ)氣庫生產(chǎn)調(diào)峰和戰(zhàn)略保供能力

近年來，中國冬季天然氣需求量逐年增加，對天然氣冬季保供提出了更高要求，2020年全國日均供氣量同比增長10%以上（見圖15）。

圖15 中國近年來冬季保供天然氣量

中國石油 4個(gè)驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化儲(chǔ)氣庫建成后，總庫容 189.7×108m3，工作氣量83.0×108m3；最大日調(diào)峰能力0.77×108m3，冬季保供氣量近10.0×108m3，可大幅度增加儲(chǔ)氣庫庫容和工作氣量，有效提升儲(chǔ)氣庫戰(zhàn)略保供能力（見表3）。

表3 驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表

儲(chǔ)氣庫的生產(chǎn)調(diào)峰能力可有效平抑氣田生產(chǎn)的峰谷差，保持氣田的平穩(wěn)生產(chǎn)，延緩水侵，確保氣藏具有較高采收率和井筒安全。同時(shí)，還可以保證天然氣長輸管道的平穩(wěn)運(yùn)行。

中國某氣田天然氣生產(chǎn)冬夏峰谷差達(dá)2 500×104m3/d（見圖16），如果利用氣田產(chǎn)出的天然氣協(xié)同實(shí)施驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫，夏季油藏多注氣對氣田生產(chǎn)進(jìn)行“抑峰”，冬季油藏停止注氣轉(zhuǎn)采氣對氣田生產(chǎn)進(jìn)行“平谷”，可使氣田始終保持合理的開發(fā)速度，維持氣田長期平穩(wěn)生產(chǎn)。

圖16 中國某氣田日產(chǎn)氣曲線

4.3 實(shí)現(xiàn)油氣全產(chǎn)業(yè)鏈效益最大化

一體化建庫可以獲得更高的經(jīng)濟(jì)效益，體現(xiàn)在 3個(gè)方面：①可實(shí)現(xiàn)天然氣的高效利用。天然氣注入油藏，可作為提高采收率的驅(qū)替介質(zhì)，同時(shí)建成儲(chǔ)氣庫后可進(jìn)行調(diào)峰。②可實(shí)現(xiàn)鉆井和地面建設(shè)一次性投入，驅(qū)油和儲(chǔ)氣雙方利用。驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化建庫的井型和井網(wǎng)設(shè)計(jì)，可以同時(shí)滿足前期驅(qū)油提高采收率和后期儲(chǔ)氣庫大吞大吐生產(chǎn)的需要。鉆完井管柱的固井質(zhì)量、管材抗壓等級和抗腐蝕等級均滿足儲(chǔ)氣庫需要。地面處理系統(tǒng)、集輸系統(tǒng)和壓縮機(jī)注入系統(tǒng)等均滿足儲(chǔ)氣庫建設(shè)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，后期儲(chǔ)氣庫運(yùn)行可以直接利用，無需進(jìn)行改建或更換，從而節(jié)約投資。③天然氣驅(qū)油與儲(chǔ)氣庫協(xié)同一體化建設(shè)，各自均可達(dá)到行業(yè)基準(zhǔn)內(nèi)部收益率要求，協(xié)同項(xiàng)目總體也具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。

中國石油4個(gè)驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化項(xiàng)目評價(jià)期40年，按283美元/m3（45美元/bbl）固定油價(jià)計(jì)算，內(nèi)部收益率均超過6%，其中塔里木油田DH和TZ油藏驅(qū)油儲(chǔ)氣一體化試驗(yàn)項(xiàng)目內(nèi)部收益率超過8%。試驗(yàn)項(xiàng)目的順利實(shí)施，為中國石油建成“百萬噸油田和百億立方米氣庫”驅(qū)油儲(chǔ)氣示范工程奠定了良好的基礎(chǔ)。

5 結(jié)論

一體化建庫可充分利用天然氣驅(qū)油的重力、混相、降黏和滲吸等機(jī)理，既能大幅度提高原油采收率，又可逐步協(xié)同建成戰(zhàn)略儲(chǔ)氣庫，實(shí)現(xiàn)采油與天然氣調(diào)峰雙贏。

與氣藏型儲(chǔ)氣庫相比，一體化建庫具有增加原油產(chǎn)量和收取天然氣儲(chǔ)轉(zhuǎn)費(fèi)兩種盈利模式，效益更好；同時(shí)，一體化建庫在建庫初期保持高壓注氣，投產(chǎn)初期為小吞小吐，中后期過渡到大吞大吐，周期應(yīng)力變化不強(qiáng)，克服了氣藏型儲(chǔ)氣庫始終保持大吞大吐運(yùn)行、注采周期內(nèi)存在高強(qiáng)度應(yīng)力變化的缺點(diǎn)。

一體化建庫的關(guān)鍵技術(shù)為油藏選址及評價(jià)、重力驅(qū)油、驅(qū)油壓力優(yōu)化和儲(chǔ)氣庫運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化等技術(shù)。經(jīng)前期先導(dǎo)試驗(yàn)證實(shí)，該技術(shù)已初步取得成功，是中國快速發(fā)展儲(chǔ)氣庫建設(shè)的新思路。