天然气在我国工业以及居民生活中的重要性与日俱增，但是我国天然气人均储量较少，对外依存度高[1-2]。从进口天然气的情况来看，2015—2019年，我国天然气的进口量不断增长，2019年进口天然气达到了9 656×104 t，同比增长了6.9%[3-4]。截至2021年，我国天然气消费量达3 726×108 m3，供需缺口达到1 675×108 m3，且全依靠进口, 天然气对外依存度达到45.0%[5]。我国天然气地域性和季节性供给不均，建设天然气地下储气库是有效解决应急调峰及战略储备等问题的手段。建设天然气地下储气库时，为防止水体侵入、保证储气库正常工作时的稳定性同时保持储层压力，需要在天然气地下储气库中注入垫层气[6-7]。垫层气约占地下储气库中总储气量的30%~70%，投入占储气库建设初期总投资的1/3~2/3，但垫层气一般在储气库正常运行调峰时不易被采出，若采用天然气作垫层气，会导致一笔巨大的“死资金”沉淀[8-10]。
Oldenburg等[11]基于CH4和CO2的性质，提出了评价储气库垫层气的数学模型，分析得出CO2作垫层气具有可行性。Kim等[12]通过对比CO2和N2的热力学性质，利用CMG的GEM模块进行了CO2和N2作垫层气的流动数值模拟分析比较，得出CO2更适合作垫层气。王希勇等[13]在Oldenburg的理论基础上，研究CO2和CH4的物理性质，利用数值模拟得出CO2比惰性气体更适合作垫层气，并分析了注气速率对库容的影响，但是并未明确给出CO2-CH4的混气规律。李国韬等[14]利用二维模型研究了CO2作垫层气的运移情况，结果表明，当温度在40 ℃左右、压力为6~10 MPa时，CO2作垫层气将有利于工作气有效储存空间的利用率，与Zhang等[15]的研究结论一致。林涛[16]引入分子扩散理论并对理论模型进行注采运移模拟，得出边部注入CO2作垫层气优于底部注入。王玉洁[17]的模拟结果指出，无论是边部注入还是底部注入，压力都不能过低，同时，针对采出气体中的CO2含量进行对比分析，得出CO2作垫层气的比例不能过大，否则会导致采出的天然气中含有CO2杂质。谭羽非等[18-19]利用气-水两相渗流模型和分子扩散模型，分析了多周期注采运行情况下垫层气和工作气混气带的发展和变化，确定垫层气的需求量和注采天然气所需的最佳储气压力。Sadeghi等[20]研究不同采气速度对混气规律的影响，发现回采速度越快，回采气体中CO2-天然气混气现象越早出现。杜思宇等[21]从动静两方面详细综述了CO2作垫层气与工作气的混合因素，指出CO2适合作垫层气，同时还提出影响CO2-天然气混合的主要因素和“气-水-岩”的相互作用对储层稳定性的影响。上述研究大都没有对关井后混气带的稳定性进行研究，关井后混气带的稳定时间决定着调峰效率，若关井后气体混合程度小，意味着短时间内能进行调峰，调峰效率得以提高。目前，国内外很少有真正将CO2作垫层气的成功案例，本研究采用数值模拟法模拟CO2作天然气地下储气库垫层气的高强度注气过程，在储气库注气后的关井阶段观测CO2-天然气的混合情况，研究CO2作垫层气在关井期间与天然气的混合程度。同时通过研究注气和关井过程探究动态参数(注气压力、注气速度和垫层气比例)对混气带的影响，旨在为CO2作天然气地下储气库垫层气的应用提供参考。
CO2作垫层气首先要建立相应的模拟模型，不考虑地层岩石的压缩系数，建立的储气库数学模型基于以下假设条件：
1) 地下储气库中的流体是连续分布的，每一种气体都充满整个储气库空间，气体连续方程见式(1)。
式中：x、y、z为坐标轴x、y、z方向单位速度，无量纲；t为单位时间，无量纲；Φ为孔隙度，%；ρg为气体密度，mg/m3；Vx、Vy、Vz为x、y和z方向的气体体积，m3。
2) 天然气基本微分方程见式(2)~式(3)。
式中：$\nabla p_{\mathrm{s}} $为拟压力，MPa；η为气体导压系数，cm2/s；K为渗透率，mD；$ \overline{p_{\mathrm{R}}}$为平均压力，Pa; μ为气体黏度，Pa·s。
3) 在地层中由于气体的黏度小，在地层中扩散速度快，通常产生非线性渗流。
气体稳定渗流方程见式(4)~式(5)。
式中：qsc为标准条件下气井流量，m3/s；C为与岩石和流体性质有关的常数，无量纲；pe为边界压力，Pa；pwf为井底压力，Pa；n为渗流指数，0.5≤n＜1.0；h为气层厚度，m；C2为气层及流体参数有关的系数，无量纲；ρgsc为标准状态下气体密度，kg/m3；Tsc为标准状态下温度，℃；Z为平均压力下气体的压缩因子，无量纲；psc为地面标准压力，取0.101 MPa；rw为气井半径，m；re为边界半径，m。
针对储层物性对CO2与天然气混气带的影响，设计了一个800 m×800 m的二维模型(图 1)，模拟地下986 m的储层进行同井注采，地层压力为10.7 MPa，地层温度为43.1 ℃，渗透率为100 mD，孔隙度为11.7%。该模型有限元网格合计957个，最小单元质量为0.664 6，平均单元质量为0.924 8，均为三角形网格。取天然气地下储气库1/4部分，右上角只有一口天然气注采井。本研究的前提是假设CO2已经被注入到储层内作垫层气，模拟储气库在注入以及焖井两个过程中动态参数对混合带面积影响规律。分析在注气、关井阶段，影响CO2和天然气混合程度的动态因素。
数据模拟参数如表 1所列。由表 1可知，压力变化会改变分子的扩散系数，从而对工作气和垫层气的分子扩散产生影响。因此，需要探究不同注气压力对CH4-CO2混气带的影响程度。注气压力需要注意地面压缩机和经济条件的要求，注气压力过大可能会使地层压破，导致气体漏失；注气压力过小，会导致工作气的采收率降低，同时，因CO2垫层气无法维持储气库整体压力，存在地面塌陷的隐患。因此，注气压力分别设置为11 MPa、12 MPa、13 MPa和14 MPa。
注气速率对天然气-CO2混合程度会造成极大的影响。注气速率过快，工作气和垫层气的混合程度可能会增加，需要对注气速率制定合理的优化方案。在注气时间相同的条件下，模拟注气速率分别为：0.5×108 m3/d、0.7×108 m3/d、0.9×108 m3/d。
天然气地下储气库中垫层气比例也尤为重要。CO2气体在储气库内过多，虽然可以节约一大部分资金，但会导致垫层气和工作气的混合程度变大，严重影响天然气的采收率，并会造成储气库压力过大，地层严重变形，甚至导致地层出现大量裂缝。而垫层气过少，又无法维持地层压力，造成储气库塌陷等严重问题。因此，合理的垫层气比例是在不影响天然气采收率的前提下，增加储气库内CO2储存量，在不浪费投资资金的同时实现收益最大化。这里将CO2占总气量的摩尔分数(以下称CO2垫层气比例)设为10%、20%和30%。
在注入天然气后关井80 d，储气库的整体压力变化如图 2所示，注气压力为11 MPa、12 MPa、13 MPa和14 MPa时，整体呈现稳定往外传递的趋势。随着注气压力的增加，压力峰值的区域随之增大，注气压力为11 MPa、12 MPa和13 MPa的压力峰值区域基本靠近整个储气库的右下角。而注气压力为14 MPa时，出现了2个压力峰值区域，分别位于左上角和右下角。注气压力为12 MPa、13 MPa和14 MPa时，右上角靠近注入井的压力出现下降趋势，且压力梯度开始淡化。
在注入天然气后关井80d，储气库的天然气含量变化见图 3。由图 3可知，在关井期间，注气压力对混气带的影响不大，混气带趋于稳定，CO2和天然气两种气体没有发生明显的混合迹象，混合带面积也未发生明显变化。同时，随着注气压力的增加，天然气的储存面积也在增加。不同注气压力下混气带面积占比见表 2。由表 2可知，随着压力的增加，纯天然气面积增加，混气带面积也在增加，同时，混气带面积占比在减小。当注气压力为12 MPa时，相较于注气压力为11 MPa时，混气带面积减小，同时，相较于注气压力为13 MPa时混气带面积占比减小。
综上所述，随着注气压力的增大，混气带面积大致呈扩大趋势，储存天然气的面积增大，天然气的储量也在上涨，混气带面积占比呈减小趋势。
图 4为以不同注气速率注入25 d的天然气含量。从图 4(a)、图 4(b)和图 4(c)可以看出，随着注气速率的加快，气体混合面积在增大，储存的天然气面积也在增大，从整体来看，两种气体还是大体以分层的形式向前推进。同时在注入井附近出现了天然气与CO2混合区域，随着注气速率的增大，混合区域变大，但混合区域内的混合程度减轻。
不同注气速率下混气带面积占比如表 3所列，在相同的注入时间以及相同的焖井时间内，随着注气速率的增大，混气带面积占比也在减小。
当注气速率增至0.7×108 m3/d，混气带面积迅速增大，混气带面积占比迅速下降。当注气速率增长至0.9×108 m3/d时，混气带面积的增长趋势明显下降，同时混气带面积占比下降趋势减小。综上所述，随着注气速率的增长，混气带面积占比呈下降趋势，最佳注气速率为0.7×108 m3/d。
图 5为CO2垫层气比例分别为10%、20%、30%时的天然气含量，由图 5(a)、图 5(b)和图 5(c)可以看出，随着CO2垫层气比例的上升，混气带的相对宽度也在明显增加，天然气的可储存区域减小。同时，在CO2垫层气中出现了部分CO2-天然气混气区域，且随着CO2垫层气比例的增加，垫层气中的CO2-天然气混气的区域也在增加，且混合程度也在变大。由此可见，CO2垫层气比例并非越大越好。
不同CO2垫层气比例下混气带面积占比见表 4，由表 4可知，随着CO2作垫层气比例的增加，混气带面积增加，同时，混气带面积占比也在成倍上升，天然气的可储存面积显著下降。综上所述，最佳垫层气比例为20%。
1) 随着注气压力的增加，注入天然气量也随之增加，混气带面积减小。当注气压力达到12 MPa时，混气带面积占比相对于整体而言明显下降，由28.795 7%下降到23.731 5%，继续增加注气压力会增加注入难度和成本，故可将注气压力可以设置为12 MPa。但是总体来说，注气压力对于混气带的影响程度不大。
2) 随着注气速率的增加，混气带面积占比急剧下降，由36.666 7%急剧下降至13.974 1%，这是因为随着注气速率的增加，进入的气体体积也在增加，虽然混气带面积占比下降，但是在注气口附近会出现很大一部分天然气和CO2的混合区域，如果后期焖井处理不当，会导致回采天然气时出现大量的混合气体，降低天然气的发热量，所以注气速率也不是越大越好，宜合理控制在0.7×108 m3/d左右。
3) 混气带面积占比和CO2垫层气比例成正比，当CO2垫层气比例为10%时，混气带面积占比最小，为3.636 5%，但是这时的垫层气并不能很好地为整个储气库提供足够的地层能量，当CO2垫层气比例为30%时，这时混气带面积占比成倍上升，增加至14.920 8%。同时，由于地下储气库中30%以上的气体无法采出，只能以“沉淀资金存在”，从而增加前期投入成本，增加垫气层比例可减少此部分成本投入，可大致确定最佳的垫层气比例为20%左右，这时不仅混气带面积的占比相对较小，而且有足够的垫层气为储气库提供能量，使储气库的运作更具经济效益。
2024, Vol. 53 Issue (3): 37-42 2024, Vol. 53 Issue (3): 37-42