地下储气库（UGS）需保持约15–75%的“垫层气”以维持最低运行压力，但垫层气占用资金高、投资回收慢。本文提出以廉价“智能气体”（Smart Gas）部分替代垫层气，通过调节其组成，在满足“注入压力低于破裂压力、产出气质量达标”两大约束下，最大化替代比例。研究以干空气为候选气，利用CMG-GEM组分模拟器建立三维地质模型，并耦合WinProp相态软件完成状态方程（EoS）拟合；为减少大量模拟运算，构建代理模型（Proxy Model）快速寻找最优CO₂含量。研究为枯竭气藏转型储气库时降低初期投资、同步实现CO₂地下利用提供了技术-经济可行的模板。

CMG软件应用情况

  1. 模块与版本：CMG-GEM （三维组分模拟器）+ WinProp（Peng-Robinson三相EoS拟合）。
  2. 模型规模：14×100×4非正交角点网格，总节点≈5.6万；平均孔隙度0.21，渗透率23.7 mD；无含水层。
  3. 关键设置：
    – 注入/产出气不同组分，启用全组分跟踪与混合计算；
    – 破裂压力梯度0.68 psi/ft，按90%安全系数设定注入井底压力上限2310 psia；
    – 历史拟合5口井累计产气55.2 BCF，井口压力误差<3%。
  4. 代理模型：以CO₂含量为输入、储层压力及产出组分为输出，用二次+对数+指数复合函数拟合，调整R²>0.9999；将数百次模拟缩减至<20次，显著缩短优化时间。
  5. 运算方案：
    – 快速枯竭方案：补钻5口水平井，4年恒定6.5 MMSCF/d产气，采收率34.7%；
    – 储气运行方案：7个周期“注6个月-停半个月-采5个月”，最优注气速率220 MMSCF/d、采气速率268.4 MMSCF/d；
    – 垫层气替代方案：在奇数周期同时注入“智能代垫气”，替代比例14.2%→28.4%，采收率增幅9.28%→18.55%。

主要结论

  1. 普通空气（78%N₂-21%O₂-1%CO₂）因粘度高、注入压力易超破裂压力，不适合直接替代垫层气。
  2. 通过降低CO₂含量至20.08%、相应提高N₂至58.92%，可在保持储层压力≥1776.8 psia的同时，把注入压力控制在破裂门槛以下，实现28.4%垫层气替代。
  3. 优化后产出气质量全程达标，Well V3在第七周期CO₂峰值仅2.004%，相对误差0.2%，代理模型预测精度极高。
  4. 相比纯枯竭开发，智能代垫气方案提高最终采收率18.55%，并节省近30%的垫层气投资，项目经济性显著改善。
  5. 代理模型-全组分模拟耦合方法可推广至其他含CO₂、N₂或 associated gas 的储气库方案快速优化。

作者单位

伊朗大不里士 萨汉德科技大学，石油与天然气工程系

569. GEM Gas storage

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