天然气地下储气库是满足天然气市场调峰需求,保证城镇连续供气的最佳途径。改建为地下储气库最理想的气藏条件是单一砂岩孔隙结构的枯竭气藏。但我国现有的枯竭油气藏多分布在西北部等偏远地区,在亟需用气量的中东部地区鲜有适合建设地下储气库的地质条件,多为渗透率较低的非常规储层。迄今为止在世界范围内还没有低渗透气藏改建为地下储气库的研究工作。为了满足我国中东部地区城市调峰需求,需对低渗透气藏改建为地下储气库的可行性、注采特征和优化运行方案的制定,在理论与实验方面开展研究。本课题从低渗透气藏的成因着手,通过分析低渗透气藏的地质特征,研究了低渗透气藏改建为天然气地下储气库的可行性,以及存在的技术问题,为开展低渗透气藏改建天然气地下储气库的理论与实验研究提供了依据。首先通过实验测试了低渗透气藏基质系统和裂缝系统的渗透率和启动压力梯度。测试结果表明基质系统和裂缝系统的渗透率压力敏感效应不同,在固定实验围压为12MPa,孔隙压力由2MPa升高到10.8MPa时,裂缝系统和基质系统渗透率的变化率分别为52.97%和65.21%,基质系统的压力敏感效应高于裂缝系统。基质系统岩心的启动压力梯度远大于裂缝系统,最大可相差14.28倍。因此建立低渗透气藏储气库天然气注采模型时需分别考虑储层裂缝和基质的特征,而且需分别考虑渗透率压力敏感效应和启动压力梯度的影响。针对低渗透气藏储气库强注强采运行过程特性,基于数学反演理论,建立了低渗透气藏储层物性参数反演模型。通过求解地层压力对孔隙度和渗透率的变化率,利用共轭梯度法实现了储层渗透率和孔隙度的反演。以储气库中的某一区域为研究对象进行反演分析,结果表明储气库储层的渗透率和孔隙度随着地层压力的增加而增加,地层压力由10MPa增加到38.2MPa时,储层的孔隙度增加了20%,渗透率增加了68.64%。在低渗透气藏储气库注采模拟时,储层渗透率和孔隙度的变化不可忽略。基于低渗透气藏储层裂缝和基质的特征,通过引入沃伦-茹特模型,研究建立了低渗透气藏储气库天然气注采数学模型。在基质系统中考虑了启动压力梯度、滑脱效应和渗透率压力敏感效应的耦合影响,在裂缝系统中考虑了渗透率压力敏感效应和启动压力梯度的影响。并给出了求解方法,利用低渗透气藏的试井资料验证了注采模型的正确性。进一步借鉴我国某低渗透气藏的地质数据,分别对低渗透气藏储气库单井和多井注气过程进行了模拟分析。单井连续注气的储气库平均地层压力随着注气时间呈现增长趋势,注气初期平均地层压力增长较快,这是由于渗透率压力敏感效应的存在,储层的渗透率随注气时间逐渐增大导致的。储层中的压力分布不均匀现象严重,存在明显的压力梯度,最大压力差可达5.224MPa。储层中最大地层压力点出现在注采井处,日注气量为35×104m3时,注气的第170d已经达到39.822MPa,超过最大允许压力。单井间歇注气,由于关井期气体的运移,储层压力分布的更加均匀,但仍存在着很大的压力梯度,其最大压力差仍可达到3.372MPa。这说明即使采用间歇注气的方式,注采井的地层压力仍然可能会超过最大允许压力,从而影响气体的继续注入。多井同时注气时,在相同的注气量条件下,由于各注采井不同的地层特性,地层压力变化并不相同,位于储层中间的注采井地层压力升高速度最快,最终的地层压力也最高,为38.51MPa。连续注气和间歇注气的对比结果表明在扩容建库时,间歇注气可以有效改善地层压力分布的不均匀性。在满足天然气调峰需求时,提出了低渗透气藏储气库单井和多井优化运行模型及约束条件,并利用顺序求解方法对建立的双目标函数进行求解。与以各注采井井底压力标准差最小为单目标的优化注气相比,双目标优化注气后功耗减小了5.41%,井底压力标准差增加了0.064MPa。通过双目标优化的耦合求解给出了低渗透气藏储气库的最优注气方案。随着我国天然气工业的发展,城镇天然气的调峰需求将逐年增大,为了满足日益增长的天然气调峰需求,我国需加大天然气地下储气库建设的步伐。本课题的研究成果,可以为将来低渗透气藏地下储气库的建设提供理论依据和技术支撑。