【摘 要】
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目的 为避免地下储气库中的垫层气损失，采用经济气体CO2作为垫层气，目前CO2作垫层气实际运用中存在各种条件限制且对关井阶段研究较少，有必要对在关井阶段CO2作垫层气对天然气储气库运行影响因素进行研究。方法 利用有限元模拟CO2作储气库垫层气时，关井阶段储气库动态参数(注入压力、注气速度和CO2垫层气比例)对混气带的影响规律研究。结果 研究表明关井阶段，注入压力对混气带影响不大，注入压力控制在12
【基金项目】
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国家自然科学基金“枯竭油藏型储气库二氧化碳作垫层气机理及注采动态规律研究”（52174020）资助； 国家重点研发计划“二氧化碳提高油藏采收率与地质封存一体化关键技术及应用示范”（2022YFE0206700）；
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目的 为避免地下储气库中的垫层气损失，采用经济气体CO2作为垫层气，目前CO2作垫层气实际运用中存在各种条件限制且对关井阶段研究较少，有必要对在关井阶段CO2作垫层气对天然气储气库运行影响因素进行研究。方法 利用有限元模拟CO2作储气库垫层气时，关井阶段储气库动态参数(注入压力、注气速度和CO2垫层气比例)对混气带的影响规律研究。结果 研究表明关井阶段，注入压力对混气带影响不大，注入压力控制在12 MPa左右最为合理、效益化，这时混气带占储气面积的比例为23.731 5%；混合带占比随注气速率增大而减小，但是在注气口附近会出现的混合区域，导致回采天然气时出现大量的混合气体，所以速度控制在7×107m3/d为合理，这时混气带占比为18.324 6%；CO2作垫层气的比例对天然气-CO2之间的混合影响明显，当比例为20%时，混气带占比为7.236 5%。结论根据实验结果设计针对混合带的控制措施，当注入压力控制为12 MPa，注采速度为7×107 m3/d，垫层气的比例为20%时，能让储气库的运作更为效益化，为实际储气库建设提供参考。
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