高温高压耦合流体-热模型预测地下储气库井筒温度压力分布规律

针对高温高压(HTHP)环境下天然气物性变化导致井筒温度压力预测不准的难题，本研究创新性结合HTHP VT-PR状态方程与稳态传热分析，建立耦合流体-热模型，预测精度达1%，揭示了温度滞后与恒温区间现象，为储气库注采方案设计提供理论支撑。

　　

在全球能源消费反弹与低碳转型背景下，地下储气库(Underground Gas Storage, UGS)作为调节天然气供需的关键设施，其井筒在高温高压(High Temperature High Pressure, HTHP)环境下的温度压力分布预测直接影响注采性能设计。然而，现有研究多聚焦储层表征，忽略了HTHP条件下天然气物性变化引发的流体-热耦合效应，导致传统模型预测偏差显著。更棘手的是，SRK或PR状态方程在HTHP环境中对天然气密度的预测误差会进一步放大温度压力梯度计算偏差，可能引发注气超限、盖层破裂等工程风险。

针对这一技术瓶颈，中国某高校研究团队在《Geoenergy Science and Engineering》发表研究，创新性地将体积修正的PR状态方程(HTHP VT-PR EOS)与稳态传热分析相结合，通过二次修正天然气密度和流速，构建了HTHP耦合流体-热模型。该模型在中国东北某实际储气库的验证中表现出<1%的预测精度，首次系统揭示了井筒温度滞后现象与恒温区间的存在规律。

关键技术方法包括：1) 采用HTHP VT-PR EOS进行天然气物性参数修正；2) 建立基于能量守恒的稳态传热方程；3) 通过现场实测数据反演耦合模型参数；4) 以0.01m网格步长进行离散化计算。研究样本数据来源于中国东北某储气库实际井筒参数。

【物理模型】
构建包含油管、多级套管和水泥环的井筒几何模型，考虑地层-井筒-储层多尺度传热路径。通过引入体积修正系数，使PR方程在HTHP条件下的密度预测误差从常规模型的5-8%降至0.5%以内。

【结果与讨论】
研究发现：(1) 注气过程中优先提高井口调节压力可有效控制井底压力波动；(2) 采气时维持高产量能扩大恒温区间，缓冲地层温度变化对井口参数的扰动；(3) 气体密度与流速的耦合变化会显著改变温度压力梯度曲线形态，当流速增加20%时，井筒中段温度梯度下降达12.3%。

【结论】
该研究突破传统模型对可压缩气体适应性不足的限制，首次定量阐释了流体-热耦合作用机制。提出的恒温区间调控策略可直接指导储气库注采方案优化，其方法论体系还可拓展至二氧化碳地质封存(CCUS)工程设计。国家自然科学基金等项目的支持凸显了该成果在能源战略领域的应用价值。