0 引言
海上油气田具有一定规模的储量和产量，才可能铺设外输管道进行经济性开发生产，对于距离大陆数十乃至数百千米之外的海上油田，其原油生产分离的伴生气以往一般会经处理后提供给海上平台等设施作为燃料气发电及供暖，多余的天然气通过火炬放空燃烧，存在资源浪费和环境污染的问题。据统计，全球有近2 000×108 m3伴生气直接排放或通过燃烧排放而浪费［1］。随着“双碳目标”和节能减排的要求，原油生产过程中的伴生气合理高效利用日益重要。而海上原油生产由于处理平台空间受限，大多数油田尚未开展三次采油。油田伴生气与原油同宗同源，相似相溶，既是宝贵能源，又是低碳、高效、可回收利用的三次采油驱油介质，因此充分利用生产分离的伴生气循环回注驱油开展三次采油研究及实践，不仅可提高原油的采收率，而且可暂时存储宝贵的天然气资源；随着天然气不断驱替采出原油，油藏也逐渐形成了“天然气储气库”。回收利用伴生气驱油提采不仅能满足节能减排和“双碳目标”的需要，而且提升了天然气储备调峰能力［2-4］，开展相关研究既为海上油气田的上产稳产增效、绿色低碳发展和储气调峰能力建设提供借鉴，也为CO2驱油协同地质封存提供参考。
1 海上伴生气驱油提采与储气库协同建库技术
海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建设的总体设计思路是采取气驱采油增储上产与天然气“产供储销”体系建设一体化设计，通过将油田生产过程中的伴生气在生产平台进行分离及粗处理后，压缩注入适合建库的油藏顶部，依靠其重力分异作用将油藏高部位的油水逐步驱替出来，形成人工气顶，即天然气的储集空间或储气库。该技术由于伴生气分离于原油，根据相似相溶原理，二者易于形成混相驱或近混相驱，波及范围大，驱油效率高。在注气驱油的同时，存储天然气，油藏逐步转为气藏，并逐渐扩容达产，最终建成油藏型储气库；由于气驱采油与储气库协同一体化建设，也被称为协同型储气库［5-8］。伴生气回收、回注、驱油提采与储气库一体化协同建设，一举多得，与枯竭油气藏改建储气库相比，经济效益和社会效益显而易见［9-10］。针对不同的地质油藏条件、伴生气资源、天然气调峰市场需求等多因素限定条件，一库一策进行储气库相关参数设计，并根据协同建设各阶段的监测分析和动态研究成果，优化调整注采井网，最大化提高原油采收率和储气调峰能力。
1.1 建设阶段划分
根据海上油田开发建设、气驱采油与储气库协同建设各阶段的任务特点，参考油藏数值模拟、物质平衡及油气水三相流产能计算方法得出的各阶段生产气油比，将协同型储气库的建设过程总体划分为4个阶段，包括油田开发建设阶段、伴生气驱油生产阶段、伴生气驱油提采与储气库协同建设阶段和储气库阶段。
1.1.1 油田开发建设阶段
该阶段为原油产能建设及生产阶段，油藏依靠岩石和流体弹性能量开发生产，产出物以原油为主，气油比小于200 m3/m3，与原始油藏接近，基本不含水。海上油田开发建设技术标准高、安全环保要求严，工程投资较大。早期规划为储气库的油田在建设过程中需整体考虑油气的集输、分离、处理、回注等流程，因此，规划建设初期需综合考虑注采井网、海上生产平台载荷及空间布局、管线路由及输送能力、陆上终端工艺等，进行整体规划设计和实施建设。在油田投产后，伴生气可通过分离处理、集输压缩回注筛选的目标油藏。
1.1.2 伴生气驱油生产阶段
随着油田的开采，地层压力逐渐降低，当地层压力降低到依靠天然能力不足以将地层流体驱替到井底时即进入油田伴生气驱油生产阶段，该阶段是通过注气井在油藏顶部注入伴生气提高原油产能，以驱油保压生产为主，注入过程中需严格控制注气速度，严防气窜，结合试点项目此阶段的生产气油比为200~500 m3/m3。若油田投产初期气油比较高，也可将伴生气注入油藏，从而使地层压力一直保持在较高水平，提高原油产量。
1.1.3 伴生气驱油提采与储气库协同建设阶段
协同建设阶段是利用油田伴生气回注目标油藏强化采油，同时逐渐形成次生气顶，该阶段处于油田生产调整阶段，基于构造特征、沉积微相、井间储层连通性及非均质性静态资料和生产动态资料，精细刻画剩余油分布，优化注采井网强化采油。该阶段早期原油保持高产，需要监测边底水动态，严防边底水侵入。试点项目在该阶段的生产气油比为500~2 000 m3/m3，在注气过程中兼顾驱油和储气库扩容［13］。
在天然气调峰保供期间，此阶段的储气库具备一定的调峰能力。油藏下限工作压力可以降低到最小混相压力以下，原油在回注伴生气重力驱和气压驱的作用下逐渐被置换采出的同时，油藏储气能力不断增大，在该阶段后期，储气库将初具雏形。
1.1.4 储气库运行阶段
该阶段油藏已建成储气库，该阶段主要功能是参与周期性天然气调峰保供。采出天然气仍有少量原油产出，作为储气库的伴生油，试点项目生产气油比将大于2 000 m3/m3。储气库在注采周期中继续扩容达产后稳定运行，进一步优化设计注采合理上限压力和下限压力，提升储气库工作气量和储气调峰能力。其中，上限压力的设计需遵循不破坏气藏原始密封性，确保储气圈闭完整性的原则，一般情况下上限压力取原始地层压力的1.0~1.1倍［14］，不超过1.2倍；下限压力决定储气库末期的调峰能力和经济性，确定下限压力需要考虑的因素较多［15］，除了要保障储气库具有一定的工作气量规模、调峰能力及最低的采气能力要求外，还需综合考虑采气末期井口外输压力、井筒冲蚀、地层出砂、积液、油/水侵等的影响，一般结合注采能力的评价结果，用气藏工程及数值模拟的方法确定下限压力范围（图1）。长庆油田S储气库选取气井末期生产能力与气库运行压力区间内平均生产能力比值为 0.5进行下限压力设计［16］。
4个阶段之间的转化时机影响着不同阶段的实施效果，以及最终的原油采收率、储气库的库容及工作气量。针对具体协同型储气库建设，实践表明应尽早注气保压驱油，以减少边底水侵入的可能。气驱采油协同建库过程中可通过生产测井、连续压力监测、产能测试对气顶和边底水侵入进行跟踪；储气库建成运行后，可综合利用微地震、阵列声波测井、监测井等技术手段录取的动静态资料进行全过程监测，建立全方位立体化监测体系，保障储气库的安全运行［17］。
1.2 协同建库关键技术要点
1.2.1 海上伴生气回收处理技术
1.2.2 伴生气驱油提采技术
由于海上平台空间受限，油田开发大多采用丛式不规则井网，在开发中期综合调整完善注采井网，设计时需基于目标层位考虑圈闭构造特征、油藏类型、地层倾角、储层连通性与非均质性、夹层与储层的沉积韵律、垂向渗透率与水平渗透率比值、油气水黏度、油气毛管压力等因素对伴生气驱油波及系数的影响，结合油田生产动态资料，筛选出最优的综合调整注采井网、注入压力、注入靶心目标，从而实现混相驱或近混相驱，以获得最大幅度提高原油采收率的效果，同时为协同建库的库容奠定物理空间基础。伴生气驱油提采技术体系涉及到的主要技术要点如下：
（1）协同型储气库实验室物理模拟技术。结合目标油藏构造、储层特征，选取代表性长岩心柱，进行储层岩石基础物性分析系列模拟实验，研究地层温度、压力下的注采渗流机理，揭示回注伴生气及油的渗流、空间波及范围、动用效率等的变化特征；通过地层流体基础物性系列实验，研究地层温度、压力下的注采相平衡机理，揭示油藏注采渗流及相态变化特征，进而为数值模拟提供科学依据。
（2）储气库数值模拟技术。在储气库物理模拟的基础上，建立储气库气、油、水宏观运动规律数值模拟模型，为伴生气回注及原油采出机理、油藏顶部回注气的库存分析、剩余油分布聚集规律、井网优化部署、排液增容、注采压力、生产制度调整等工作提供技术支撑。如果是已开发油藏，可先注后采，既能保证气驱效果，又能形成相对稳定的人工气顶和库容规模。采气时由构造高部位到低部位依次开井生产，逐步提升驱油效果和采气调峰能力，延缓边底水推进，储气库多周期吞吐运行后气液界面稳中有降，实现排水扩容。
（3）海上注采井网优化设计技术。针对不同的油藏特点，在积累的伴生气驱油开发机理、靶区适应性分析、动态监测及气窜防控作业经验的基础上，采用数值模拟手段，优化设计单井注采能力、生产压差、气驱效率、采油速度、最终采收率等参数；基于海上丛式定向井和水平井开发为主的原则，优选适合的注采井网，以抑制注入气的气窜和控制边底水锥近为原则；如果储层连续、厚度大可采用水平井和定向井组合井网控制。储层连续、气层厚度大的主体部位部署水平井；储层连续性差、气层厚度较薄，多套储层部署定向井。通过注采井网优化设计技术，注气时注入气平面逐级扩散，采气时气液界面稳定，多周期平面压力最终趋于一致，注采效果最优，实现驱油提采存气，并最终形成储气库的目标。
（4）气驱采油协同扩容联动技术。通过历史拟合校正数值模拟及精细油藏描述，不断深化对注气驱油形成的气顶油环型储气库剩余油分布认识。根据模拟结果，对于背斜圈闭油藏或带倾角的断块层状油藏，采取顶部强化注气，腰部缓注，低部位少注的气驱采油技术政策，建库前分散的剩余油，逐步在边部位或构造低部位形成了剩余油聚集带，便于油藏调整建库阶段的优化注采井网和加密井部署，提高气驱采油效果，协同提升储气库库容空间。
1.2.3 井筒完整性评价与治理技术
与陆上储气库相比，虽然海上油田生产井的井筒安全标准要求较高，如果转为注采井，其与储气库标准要求的满足强注强采、长周期高低压交互载荷安全生产的要求仍有一定提升空间，需进行井筒完整性综合评估，确保安全生产运营，如新钻注采一体化井，需按储气库的要求进行设计和实施。
1.2.4 海上工程完整性要求
随着多周期注气驱油，油井产出物气油比逐渐增加，注采井井口装置需要满足井流物和井口压力的设计。另外，除了海上油田伴生气回收处理、回注系统外，原有的油气外输系统、陆上终端处理系统根据建库阶段的转换和输气量的增加，都需要按照储气库的设计要求进行协同改造。本文涠洲油田群伴生气驱油提采及储气库协同建设项目已建成在生产油田群至涠洲岛油气处理终端的输气管线，以及涠洲岛至北海铁山港的输气管线，年输气能力5.4×108 m3，陆上天然气终端及陆上输气管网等配套设施也已建成投产，与北海LNG接收站进口气源及其他管网实现了互联互通。
2 海上协同型储气库建设效果及应用前景
2.1 南海涠洲12⁃1油田协同型储气库实施效果
涠洲12-1油田勘探发现于1989年，位于南海北部湾海域，距广西北海市约77 km，距涠洲岛约31 km，油田海域水深35 m左右，涠洲12-1油田周边通过滚动勘探评价和开发，目前已建成多个在生产油田，通过海上生产平台、输油气管网等共用设施形成涠西南油田群。
涠西南油田群探明原油地质储量为3.6×108 m3，天然气地质储量为337×108 m3，其中溶解气地质储量为280×108 m3，占比为83%，原始地层压力为28~32 MPa。油田群现有综合处理平台3座，井口平台23座，在生产油气田15个，先期主要采用注水开发，目前年产原油约为430×104 m3，综合含水率约为74.1%，采出程度为22.2%。随着原油的上产，开发初期伴生气产量呈逐年上升趋势，近年稳定日产约为180×104 m3，年产约为6.6×108 m3，预计可稳产15年；其中涠洲12-1油田是油田群伴生气主力产区，伴生气占总产量的45.5%，综合气油比约为674 m3/m3。
2.1.1 海上伴生气驱油提采效果分析
涠洲12-1油田整体为一被断层复杂化的断鼻构造，3井区涠三段和涠四段为辫状河三角洲亚相沉积，主要微相为水下分流河道和席状砂，3套砂体探明原油地质储量约为1 160×104 m3，储层孔隙度为15.7%~16.9%，渗透率为（84~140）×10-3 µm2，属中孔中渗储层高饱和油藏；断块内无明显断层发育，油藏埋深为2 275~3 160 m，边界断层封闭性好，地层倾角为20°~28°，构造倾角大，为实现高部位注气驱油提采及形成次生气顶提供极为有利的地质条件（图4）。
该项目1999年6月投产至2008年处于早期开发建设阶段，采用不规则井网多层系合采，利用天然能量开发。2003年短期注水开发效果不理想，气窜严重，压力下降快，及时关井停注。根据大量动静态资料，开展了多轮注水与注气驱油提采机理研究和比选［24-27］，2008年调整为伴生气注气驱油开发技术政策，至2019年为伴生气驱油生产阶段。2019年至目前属于伴生气驱油提采与储气库协同建设阶段，优化注采井网，原油生产维持高产稳产，目前采出程度达35%，气油比为920 m3/m3，综合含水14%。根据产量递减法和数值模拟多种方法预测，2028年采收率达46.1%，进入储气库阶段，以储气库周期性注采技术政策运行。
该油田伴生气每年除了平台燃气发电的自用气约1.5×108 m3外，剩余的伴生气优先用于3井区的回注驱油，然后根据下游天然气市场需要调峰供气。伴生气经一级分离器分离后，中间烃组分（C2—C6）摩尔含量约为30%，属富气范围，另外由于地层倾角较大和油气重力分异的共同作用，在油藏高部位注气抑制了气驱油的黏性指进，在气油界面附近形成近混相带，有利于提高注气驱油效果。2008年该断块的1口生产井转为注气井后，原油产量由年递减率17%转为年递增10%，2019年完善优化注采井网4注14采，提升注入量，注采比由注气开发生产阶段的0.8提高至协同建库阶段的1.0，实际注入压力为19.4 MPa，单井吸气量为60×104 m3/d，配注为40×104 m3/d，至目前维持高产稳产（图5），日产原油最高达1 500 m3，增幅高达3.7倍。
通过实验及油藏数值模拟分析，当注气量达到2 PV时，驱油效率约为68%（图6），预测伴生气驱油最终采收率达到46.1%，相比注水开发数值模拟结果提高21个百分点，低于中国石油塔里木盆地DH油田中心井组气驱采油为69.09%的采收率，与葡北油田混相驱最终原油采收率52%接近，驱油提采效果显著，同时为储气建库奠定了地下物理空间。
2.1.2 协同型储气库储气调峰能力
目前涠洲12-1油田中断块3井区处于伴生气驱油提采与储气库协同运行阶段，年注采气均为360 d，尚未进入储气库周期性注采运行阶段。目前注采井网为4口注气井和14口生产井，相比伴生气驱油生产阶段增加了2口注气井，在伴生气回注驱替原油过程中不断存储天然气，已形成库容7×108 m3的储气能力，气顶存气6×108 m3。为了维持地层压力驱油生产，目前年注气约为5×108 m3，日注气量为140×104 m3；年产原油约为30×104 m3，随原油生产伴生气3×108 m3，平均日产气82×104 m3。在气驱采油与建库协同阶段，伴生气回注量和外输调峰量可根据调峰市场需要灵活调整注气量和外输量，随着伴生气驱油提采库容增大，天然气存储能力和调峰能力将逐渐提高。
在进入储气库运行阶段后，考虑到区块周边有断层发育，设计储气库运行初期上限压力保持在原始地层压力附近，最大为35.2 MPa，即不高于原始地层压力的1.1倍，对应库容可达到13.6×108 m3。根据市场调峰需要，设计工作气量为5.4×108 m3，垫底气量为8.2×108 m3。结合气库工作气量、采气能力及海管外输连接井口的管道入口压力不能低于6~7 MPa的要求，确定下限压力为19.8 MPa；部分采油井可转为注采一体化井，进一步提升储气库注采量和调峰能力。根据下游市场调峰需要，设计注气期150 d，采气期180 d。
2.1.3 储气库阶段运营模式
由于试点项目处于南海北部湾海域，南方沿海地区天然气消费不均匀系数为0.6~1.8，没有北方冬季和夏季的“U型”峰谷的不均匀系数明显，而南方夏季电力存在一定程度的供应紧张，主要由燃气发电调峰弥补。多年数据表明，冬季国内及国际天然气价格一般较高，可通过调配原计划进口至北海LNG接收站的船运LNG直接运输至北方沿海LNG接收站卸载外输上岸，南方沿海地区由储气库资源供应，实现“南气北供”。因此在建成储气库后，运营模式设计为每年“两注两采”（图7），即冬季供暖季（3个月）和夏季燃气发电期（3个月）2个采气期，相应的春季和秋季需求淡季为注气期（5个月），每次注采转换期间设计半个月的储气库平衡期及设备检修，提升储气库的利用效率。
2.1.4 优势及实施效果分析
通过涠洲12-1海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建库的实践，总结该技术体系优势包括以下4个方面：①充分利用现有海上工程设施和生产井，实现了工程设施的再利用，较枯竭油气藏改建储气库投资降低了约50%，节约建库投资数十亿元；②通过油田群伴生气收集回注驱油，减少了清洁低碳伴生气的放空排放和资源浪费，且通过伴生气再利用实现了节能减排；③一般情况下油藏依靠天然能量衰竭开发原油采收率只有15%左右，注水开发25%左右，而注气开发可高达50%，提高了原油采收率，延长了油田稳产期，大大提升了油田开发的经济效益；④在伴生气驱油提采提升油田开发效益的同时，高效建成天然气储气库和储气调峰能力，完善天然气“产供储销”体系建设。
2.2 应用前景
2.2.1 实现海上油田伴生气高效利用、节能减排和绿色低碳油田建设
油田伴生气驱油提采协同储气调峰能力建设技术方案，不仅实现了伴生气的回收再利用，而且确保了原油稳产及增产目标，减少油田自用后富余伴生气的燃烧放空，在碳达峰和碳中和的“双碳”目标要求下，对于绿色低碳油田建设提供了多赢方案。特别是远海油田开发，早期高产时富余的伴生气回注存储不仅节能减排，还可以保障油田生产后期的自用气需求，解决油田全寿命周期自用气的供需平衡提供解决方案。
2.2.2 推进海上油田开发生产提质增效与储气调峰保供，保障海上油气田的稳定开发生产
海上油田伴生气驱油提采协同储气调峰能力建设方案，确保下游天然气市场需求波动的情况下，灵活调整注采井生产制度，确保油田群的稳定生产和下游用气的供应保障。在下游天然气市场供过于求时，伴生气作为储气库气源回注储气库，避免了以往确保原油稳产而伴生气燃烧放空的资源浪费，或因减排需要而关停生产井造成原油产量损失的矛盾；在下游天然气市场供不应求时，存储的天然气又可以采出调峰保供，起到缓冲天然气供求不平衡或平抑价格剧烈波动的“资源池”作用。由于储气库“资源池”的存在，还可以带动周边中小型边际油气田的经济有效开发，而不受下游市场供需或价格波动的影响。
2.2.3 对海上CO2驱油和地质封存提供解决方案
海上油气田伴生的CO2，以往分离后直接排放，在“双碳”目标下，在回注驱油提采的同时，协同进行地质封存，并且实现循环回注驱油封存，目前已在国内吉林油田开展CO2驱油和地质封存示范性项目实施，实现零碳排放油田［28］。渤海及南海海域也在开展示范性项目技术方案研究与实施，践行绿色低碳油田建设。
3 结论与建议
（1）海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建设划分为4个阶段，形成海上伴生气回收处理、注入油藏驱油提采存气、协同储气库建设的关键技术体系，在涠洲12⁃1油田中断块3井区试点效果显著，实现了大幅度提高原油采收率和高效扩容协同建库。
（2）海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建设解决了“双碳”目标下，海上伴生气“变废为宝”驱油提采的资源再利用方案，深度融合绿色低碳、增储上产、储气调峰能力建设的新要求，从油气产业技术链、经济效益和社会效益上实现了多重功能，是近海油气田绿色低碳开发生产提质增效的典范。
（3）海上油田伴生气驱油提采与储气库协同建设应及早整体规划设计，从整体上降低驱油提采及建库海上工程投资；优化注采井网，及早注气，减少边底水侵入和防控气窜，以达到最优的驱油效果，提高气库储气调峰能力。
（4）海上油田伴生气驱油提采与储气封存为远海油田绿色低碳开发生产提供了技术思路，也为海上油气田伴生CO2驱油协同地质封存提供借鉴参考。
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