复杂地质条件储气库“极限动用”理论与实践

针对复杂地质条件储气库，基于20余年的运行实践，结合储气库系列攻关成果，揭示了储气地质体承压动力学机制，发现了“多轮相渗滞后”和“分区差异动用”气水互驱渗流规律，提出了以“储气库储气最多、井注入产出能力最大、空间利用效率最高”为目标的复杂地质条件储气库“极限动用”理论，形成了储气地质体极限承压、井极限产能、储气空间极限调峰能力三位一体的评价方法。实现了储气地质体在上限压力条件下获得最大储气空间（库容）、充分发挥地层-井筒气体流动协调的井极限产能以及满足有限时率不稳定渗流条件的最佳井网密度，获得下限压力条件下的最大调峰能力，达到安全和能力的双重极限效果。新疆呼图壁、西南相国寺、辽河双6等地下储气库的运行实践证明，“极限动用”理论有力推动了中国储气库业务高质量发展。     

气藏型地下储气库地质体注采运行风险分级与管控

地下储气库（以下简称储气库）是由储气地质体、储气库井、地面设施组成的储气系统,其中储气地质体是必不可少的重要组成部分。目前气藏型储气地质体在完整性评价方面中研究较多,对风险分析与风险等级划分尚属空白。为此,在分析气藏型储气构造密封性失效的风险的基础上,完善了气藏型储气地质体的概念,然后对储气构造的危害因素进行识别、分析、等级划分。研究结果表明：(1)气藏型储气地质体是由储气构造和监测构造组成的地下三维空间内地层、构造、流体等的集合体;(2)气藏型储气地质体的风险评价技术系列由储气构造密封性失效、储气空间体积减少两项风险分析技术构成;(3)气藏型储气地质体风险等级从低到高可划分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级,分别对应可接受、可容忍、不可接受三类风险。结论认为,气藏型储气地质体风险分析与分级体系的建立,弥补了储气库风险分析缺少地质体的缺陷,为气藏型储气库安全运行管理提供了重要支撑,有力地保障了“天然气银行”的正常运行。     

枯竭油气藏型地下储气库库址优选研究

天然气地下储气库能够解决天然气供应与消费之间的矛盾。由于天然气地下储气库库址的确定具有多目标性,因此在选择和建设天然气地下储气库前期必须对储气库库址进行充分的技术和工程论证。文章针对枯竭油气藏型天然气地下储气库的特点,在研究确定枯竭油气藏型天然气地下储气库库址优选原则的基础上,采用模糊数学中的综合评判方法,对天然气地下储气库库址进行综合评判,得到了最优库址。确定了油气藏剩余价值、储层发育情况、储层埋深、储层厚度、盖层性质及厚度、储层孔隙度、储层渗透率和储气库容量8项评价因素,通过计算实例,验证了采用综合评判法优选枯竭油气藏型天然气储气库库址的可行性。     

中国地下储气库地质理论与应用

中国地下储气库经历了20余年的发展,由20世纪末的起步摸索期进入目前的快速发展阶段,亟需建立一套适用于中国复杂地质条件与大吞大吐、交变应力运行工况下的储气库地质理论。在借鉴国外储气库和总结中国储气库建设运行经验的基础上,提出了储气地质体与储气库地质理论的概念,创建了以储气地质体为评价对象、以储气圈闭构造地质学、储气空间储层地质学、交变载荷岩石力学、孔隙空间动用渗流力学等为主要内容的储气库地质理论体系,指导了地下储气库的选址评价、建库方案和扩容达产调整方案编制,对加快中国储气库建设,保障储气库长期安全高效运行意义重大,应用前景广阔。     

中国地下储气库地质理论与应用

中国地下储气库经历了20余年的发展，由20世纪末的起步摸索期进入目前的快速发展阶段，亟需建立一套适用于中国复杂地质条件与大吞大吐、交变应力运行工况下的储气库地质理论。在借鉴国外储气库和总结中国储气库建设运行经验的基础上，提出了储气地质体与储气库地质理论的概念，创建了以储气地质体为评价对象、以储气圈闭构造地质学、储气空间储层地质学、交变载荷岩石力学、孔隙空间动用渗流力学等为主要内容的储气库地质理论体系，指导了地下储气库的选址评价、建库方案和扩容达产调整方案编制，对加快中国储气库建设，保障储气库长期安全高效运行意义重大，应用前景广阔。     

气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术

气藏型地下储气库是目前全球最主要的地下储气库类型,其工作气量约占全球各类储气库总工作气量的75%。为了提高气藏型地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的科学性和可靠性、优化储气库运行参数,从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发,综合采用物理模拟和数值模拟两种技术手段,重点研究了复杂地质条件气藏改建储气库圈闭动态密封性和气水高速交互渗流机理,建立了盖层、断层动态密封性评价和库容参数评价的关键技术。研究结果表明:(1)储气库注采工况交变应力对盖层原始静态毛细管密封和力学完整性具有不同程度的弱化作用,采用动态突破压力、剪切安全指数等指标可以全面量化评价圈闭的密封性;(2)基于高速注采互驱实验揭示的孔隙局部动用机理,建立了以有效含气孔隙为基础的储气库库容量设计方法。矿场应用实例表明,该技术应用于大型多层H储气库,有效指导了储气库建库地质方案设计,该储气库经过5个周期注采后达容率为91.8%,调峰能力由投产初期的2.7×10~8 m~3快速增至36.3×10~8 m~3,运行指标与方案设计吻合程度高。     

鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏型储气库建库设计与运行优化关键技术

鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏改建地下储气库的储层条件多样,封闭条件复杂,局部含硫化氢等,地质评价和建设运行难度大。从储气库选址评价、指标设计、运行优化3个方面对鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏改建地下储气库开展研究攻关,总结了低渗岩性气藏型储气库建库设计与运行优化关键技术。通过研究：建立了低渗岩性气藏型储气库选址评价技术与库址筛选指标体系,筛选出建库有利区10块;形成低渗岩性储气库指标设计技术,提升气井注采能力,扩大了运行压力区间,优选注采井型和部署模式,有效支撑了4座储气库优化设计;形成储气库全生命周期运行优化技术,持续提升在役储气库调峰能力,优选硫化氢采气淘洗模式,地质—井筒—地面一体化进行完整性管理与评价,实现了低渗岩性储气库的长期安全运行。3项关键技术成功应用于鄂尔多斯盆地SH、YU、SD和LW储气库的选址、设计与运行,方案设计指标与实际动态评价基本吻合,建成调峰能力7.5×10⁸ m³,实现了8年以上的安全运行。     

气藏型地下储气库动态密封性评价——以新疆H地下储气库为例

为了有效指导地下储气库(以下简称储气库)运行上限压力和动态监测井网的优化调整、保障储气库运行安全,以目前中国库容最大、调峰能力最强的新疆H储气库为研究对象,根据储气库高速往复注采地应力场交替变化的特点,综合地质、地震、测井和各类室内岩心实验结果,建立了H储气库区域尺度三维精细地质模型和三维动态地质力学模型,综合评价了H储气库在经历原气藏14年衰竭式开发及其改建储气库后长期高速注采气过程中交变应力下的圈闭动态密封性。研究结果表明:(1) H储气库地层压力的变化对区域地应力场具有显著影响;(2)原H气藏开发后断裂两侧地应力具有较大差异,但盖层未发生变形破坏,作为含气边界的控藏断裂也未发生滑移,保证了H气藏改建储气库的安全性;(3)由于H储气库高速注采导致地应力场变得更加不均衡,对储气库注采井的完整性具有潜在的负面影响;(4) H储气库在长期高速注采运行过程中盖层未发生剪切和拉张破坏,但地质力学数值模拟显示储气库长期高速注采导致储层南部的H断裂两侧形成最大约5 cm的相对错动变形,H断裂的密封性成为影响储气库完整性的薄弱区域;(5)建议在储气库南部H断裂上盘部署监测井,加强注采动态监测。结论认为,该项研究从定性和定量两个方面评估了气藏型储气库在交变应力作用下圈闭的动态密封性,对保障H储气库长期注采运行安全具有重要的指导作用。     

基于ANSYS的断层安全性评价方法及应用——以苏北盆地东台坳陷白驹含水层储气库为例

含水层储气库利用多孔介质储层储蓄天然气,选址的地理范围较广,不依赖于大型盐矿或者衰竭油气藏,对我国天然气战略具有重大意义。含水层储气库通过天然断层封堵天然气、固井技术实现周期性注采,达到调节季节性峰值的目的,受注采压力变化的影响,运行过程断层容易开启或破裂,导致天然气泄漏。因此,含水层储气库断层安全性评价至关重要,而常见的断层评价和数值模拟方法没有涉及到多孔介质储层,对其膨胀机理研究尚浅,不适合用于含水构造的断层安全性评价。基于含水层储气库的基本特征,借助ANSYS有限元模拟和静态力学分析总结出一套完整的断层安全性评价方法。以苏北盆地东台坳陷大丰—兴化探区白驹储气地质体为例,构建出地层—断层的3D实体模型,根据初始应力平衡分析和断层岩石样本的轴压实验论证模型的有效性,通过位移约束法模拟不同运行压力条件下目标断层的应力状态,预测运行压力的极限值为29.50 MPa,超过该值断层可能发生拉张破坏。      

胜利油气区地下储气库库址选择研究

为配合我国天然气长输管线网络建设，满足山东地区对天然气的需求增长，保证山东大中城市安全平稳供气，管线突发事件和季节用气调峰的保安供气，利用胜利油气区停产废弃油气藏建设地下储气库。为此，依据胜利油气区浅层气藏地质特征和开发现状，确定了地下储气库库址的优选标准并优选出了气库目标区，从构造特征、储层特征、圈闭有效性、单井注采能力、储气库综合运行参数与地面建设工程等方面综合评价、分析认为，在胜利油气区建设地下储气库完全可行，并推荐永21块气藏作为首选的储气库库址。胜坨一区气顶油藏，可作为储气库建设的后续工程，并把玉皇庙气顶油藏作为储气库建设工程的长远规划区块。     

中国地下储气库现状及技术发展方向

中国地下储气库建设经过多年探索,已经进入一个新的发展阶段。已经投产的11座地下储气库群设计工作气量达到180×10~8 m~3,在国内天然气调峰安全保供中发挥了重要作用。但国内地下储气库建设仍面临不少困难:①储气库工作气量增长速度慢,落后于调峰需求量增长的速度;②建设工程技术难度大,投资成本高;③安全运行压力大,风险识别和控制困难;④库址资源少,建库条件复杂;⑤尤其是在现有天然气价格体制下,储气库难以通过自身运营获得经营效益。究其原因,主要是已经形成的运营方式和建库技术尚不足以应对市场和复杂地质条件所带来的挑战。为破解这一系列难题,在开展市场化运作模式探索的同时,更需要加大技术攻关力度,加强研究地质评价与气藏工程、钻井完井工程、储气库注采工程、地面配套工艺及储气库完整性评价等多个方面的核心技术,大幅提高储气库建库效率,以促进我国地下储气库的可持续发展。     

中国地下储气库的需求与挑战

建设地下储气库是保障安全平稳供气的主要手段之一.为此,介绍了国外地下储气库建设的主要特点和成功经验,并总结出了对中国建设地下储气库的3点启示:①地下储气库因其储气规模大、占地少、安全性能高、不污染环境等特点,成为当今世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段;②地下储气库工作气量应达到天然气年消费量的15％左右,才能有效保...     

中石化地下储气库建库关键技术研究进展

随着天然气需求量的增加和天然气对外依存度的上升,为了保障安全、平稳、连续、可靠的天然气供应,我国加大了地下储气库(以下简称储气库)的建设力度及相关技术攻关。为此,梳理了中国石油化工集团有限公司(以下简称中石化)储气库建设现状,分析了面临的机遇与挑战,总结了中石化储气库建库关键技术的研究进展。研究结果表明:①中石化储气库建设起步较晚,但发展潜力大;②中石化建库地质条件复杂,相对较差,但库址资源靠近消费区;③初步形成了包括库址筛选与评价、储气库动态密封性评价、地质重构、有效库容评价、库容参数与建库方案优化设计、全生命周期完整性评价等一系列复杂地质条件气藏型储气库建库关键技术;④同时开展了含水圈闭资源筛选、含水圈闭改建储气库地质评价、有效气顶形成机理、关键库容参数优化等关键技术研究,探索了含水层储气库建库关键技术;⑤攻关了盐穴储气库腔体设计与稳定性评价、多夹层垮塌与腔体形态控制等关键技术,厚夹层盐穴储气库建库技术取得突破性进展。结论认为,一系列建库关键技术有力地支撑了中石化储气库的建设和发展,助推了中石化天然气业务的快速有效发展。     

基于天然气全产业链评价储气库的经济效益

目前对于地下储气库（以下简称储气库）项目的经济效益尚缺乏具体可行的评价方法，无法为企业未来投资决策提供依据和参考。为了适应天然气业务发展及储气库建设项目投资决策的需要，根据储气库的技术经济特征，将其纳入整个天然气“产、运、销、储、贸”产业链系统加以考虑，基于理论与实践相结合、投入产出口径一致的原则，采用“有无对比”分环节评价方法和天然气产业链整体价值分析方法，分别建立各产业链条件下的经济评价模型，并以长庆油田—陕京二线管道—大港储气库这一个天然气产业链系统为实例进行测算。测算结果表明：①气田建设备用产能调峰费（“产”）、提升管网利用率调峰费（“运”）、高于均衡气价的销售调峰气价（“销”）分别为0.27元/m3、0.16元/m3和0.73元/m3，为建设和运行储气库而需付出的储转费（“储”）为0.80元/m3；②从整个陕京二线天然气产业链的角度来分析，由于销售端大港储气库调峰设施的存在，整个产业链的经济效益为0.36元/m3。结论认为，储气库调峰设施可以给天然气全产业链带来经济效益，即便是销售的调峰气价格低于储气库储转费，建设储气库对于天然气全产业链仍然具有社会效益和经济效益。     

有效的天然气调峰储气技术——地下储气库

有效的天然气调峰技术可确保输气干线高效运行,实现安全平稳供气。为此,分析了国内天然气调峰储气技术的发展状况,指出地下储气库调峰具有库容大、安全性好、储转费低等优点,可从根本上解决城市季节性用气调峰问题,是最主要和经济的城市供气调峰方式;地下储气库应距离城市用户及输气干线较近,其中气藏建库是最经济的储气方式。同时介绍了地下储气库地面工艺技术,探讨了地下储气库新技术的发展趋势,提出了对中国地下储气库建设的建议：①继续增大国家整体储气系数,除满足常规调峰外,在条件许可的情况下,扩大应急供气和战略储备系数;②继续优选建库目标及库址,降低储转气成本,提高气库利用率;③尽快形成调峰供气定价机制,实现地下储气库商业化运作,建议研究天然气储气支持政策,按天然气“季节差价”收取调峰储气费;④利用干线气源的高压力,有条件的分输站利用压差设置LNG液化装置,实现液化调峰;⑤合理布局LNG接受站、LNG液化厂,增加LNG储存及气化设施,实现LNG与地下储气库调峰的相互配合,二者优化运行,最大限度地满足用户调峰需求。     

利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库的可行性研究

我国天然气主要消费市场尤其是环渤海和华东地区,调峰和应急保障需求强烈,但地下储气库设施数量与规模都严重不足,与实际需求量差距很大。国外已有将煤炭矿井改造成地下储气库的经验,深层煤炭地下气化实验也已经取得成功。环渤海和华东地区已被证实存在大量的深部厚煤层,借鉴盐穴储气库建设、深层煤炭地下气化和煤穴封存CO_2的思路和技术,可将深层煤炭原位气化后所形成的煤穴空间改造为地下储气库。模拟案例分析结果表明,煤穴储气库在资源、选址、主体工艺、建设规模、建设周期和投资经济性等方面均较为可行,而且在投资经济性上优于环渤海和华东地区目前在建和规划建设的盐穴储气库。利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库,既能利用没有井工开采价值的深层煤炭资源,增加天然气供应量,又能提升天然气市场健康发展所急需的调峰和应急保障能力。最后建议:油气企业应与煤炭企业、燃气企业和研究院所等开展合资合作,在储气库调峰需求强烈的京津冀和华东地区,率先启动深层煤炭地下气化技术研究,开展矿场试验,尽快启动煤穴储气库建设。     

复杂气藏型储气库先导试验方案设计方法

国内现役地下储气库(以下简称储气库)的工作气量和调峰能力等关键参数达标率偏低,究其原因有可能是未及时开展先导试验对关键参数进行现场验证与核实,对储气库高强度快速往复注采所引起的关键特性认识不清,从而降低了方案指标的可靠性。为此,参照气藏开发先导试验定义,涵盖试验依据、试验目的、实施节点、试验内容等,首次建立了复杂气藏改建储气库先导试验方案设计方法。研究结果表明:①先导试验的核心要求是"科学性、安全性、经济性";②先导试验的主要内容包括圈闭密封性验证、有效建库空间定量评价、短期高速注采气能力核实、老井封堵工艺适应性评价和低压储层建井工艺适应性验证等5项;③先导试验方案包括优选试验井、部署现场试验和配套专题研究;④现场测试涵盖产能、连通性、边界和气液界面变化;⑤配套专题研究包括地质特征、注采机理、注采效果和钻采工艺。结论认为,该方法已成功应用于中国石油吐哈油田公司和中国石油吉林油田公司,指导了储气库先导试验方案设计和现场实施,为可研方案关键指标设计提供了新的认识和科学依据,有助于提升我国复杂气藏型储气库的设计水平和建库指标的可靠性。     

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地下储气库在燃气的开发和利用过程中担当重要角色,可以优化供气系统,满足天然气调峰、事故应急和战略储备,用作一种潜在的价格套利与贸易保值的工具等,具有其它储设施无法比拟的优势。地下储气库调峰量占当年气量的11％。建造地下储气库应当首选枯竭的油气藏,但对一些无此地质条件的地区来说,则应首先考虑利用地下含水层来建造储气库。尤其对“西气东输”工程所经过的长江三角洲地区来说,选择利用含水层储气方案是适宜的,从外国引进天然气,也必须会涉及到用含水层储气的问题。文章就如何利用地下含水层建造储气库的基本内容和研究方向进行系统、简要的论述。     

老井封堵技术在川东地区储气库建设中的应用

老井封堵作业是地下储气库建设的重要工作之一。四川盆地川东地区经过多年的开采,目前已进入生产中后期,天然气产量不能满足市场调峰需要,需要存储外来天然气以满足调峰要求。因此,近年来川东地区优选了部分枯竭油气藏作为调峰气藏。由于枯竭油气藏老井井筒的不完整性和复杂的地质构造,天然气在地层中窜漏,破坏了枯竭油气藏的封闭性,需要对老井进行治理。为此,针对川东气田纵向上层位多、生产层位压力系数低、老井固井质量差、套管腐蚀损伤严重等特点以及老井开采情况,提出了老井封堵的技术方案：①固化水堵漏;②注水泥浆封堵产层;③固井质量、套管腐蚀状况检测（套管段铣）;④注水泥塞+桥塞封堵。老井封堵重点是产层和井筒,主要采用暂堵技术、套管段铣技术,然后实施产层和井筒封堵。实际应用效果表明：依据封堵方案对老井实施永久性封堵作业后,井口压力为零,达到了有效治理老井的目的,从而确保了调峰气藏的安全平稳运行。