新疆H型储气库注采气能力评价方法

新疆H型储气库是目前中国最大的地下储气库,其注采气能力评价方法具有一定代表性。依据新疆H型气藏特点,采用节点分析法来评价储气库气井的注采能力。利用地层临界出砂压差、冲蚀流量、临界携液流量、地层破裂压力和地面压缩机额定功率来分别约束气体流入和流出方程,通过二者协调点确定气井的合理注采气量。研究表明：新疆H型储气库应采用φ11.43 cm油管,合理采气量为50×10⁴～118×10⁴ m³/d,合理注气量为48×10⁴～160×10⁴ m³/d。该研究为合理选择完井油管尺寸和控制不同注采周期中的井口压力提供参考。     

相国寺石炭系气藏改建地下储气库运行参数设计

相国寺气田位于重庆市渝北、北碚区境内。该气田石炭系气藏地理位置优越,储层分布稳定,储层渗流性好,气质纯,气井产能高,井间连通性好,开发中表现出视均质气藏特征,盖层和断层封闭性好,水体能量有限,地层水不活跃,非常有利于改建地下储气库。为此,在比较了枯竭气藏改建地下储气库与气藏开发的异同之后,根据相国寺地下储气库的定位及调峰需求（主要用于解决川渝地区天然气市场的季节调峰问题,可为中卫-贵阳管线提供季节调峰,同时具备天然气战略储备应急能力）,利用该气藏丰富的静态资料和长期开发的动态资料,优化设计了储气库的上限压力、下限压力、库容量、工作气量、垫底气量、注采井数等关键运行参数。模拟结果表明：相国寺气田石炭系气藏改建地下储气库后,运行压力介于11.7～28.0 MPa,库容量可达40.5×10⁸ m³,垫底气量为17.7×10⁸ m³,工作气量为22.8×10⁸ m³,储气库具备较强的调峰能力。最后还对该储气库的注采方案进行了设计分析。     

基于有效渗透率的单井增产潜力定量评价——以新疆H储气库为例

地下储气库为天然气季节调峰和应急安全供气提供重要保障,具有单井注采能力大、快速响应强注强采、大排量吞吐等特点。新疆H储气库是中国最大的地下储气库,在第1—第4周期注采运行过程中,存在同一构造区域内单井产能差异大、优化注采界限增产幅度有限的问题,因此开展了基于有效渗透率的单井增产潜力定量评价方法研究。利用动态和静态生产资料对单一产能主控影响因素进行分析,同时以稳定点二项式产能方程为基础,建立了一种基于修正有效渗透率的单井增产潜力定量评价模型,并绘制了模型图版,实现了对单井增产潜力的定量描述。截至第6周期采气末期,根据模型图版优选的5口措施井已完成酸化作业,总计增加产能191.0×10⁴ m³/d,模型预测产能符合率达93.8%,储气库整体调峰能力提升至1 691.0×10⁴ m³/d。     

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。     

辽河油田双6储气库单井采气能力评价

辽河油田双6储气库是中国最大的气顶油环边底水储气库,没有先例可以借鉴。注采井采气能力是储气库应急调峰的关键,以X井为例,建立了适合双6储气库的注采井采气能力评价方法。通过室内岩心出砂实验,确定储集层出砂临界生产压差;通过采气系统试井,建立注采井二项式产能方程;将储集层出砂临界生产压差代入注采井二项式产能方程,得到储集层能承受的采气能力;依据对不同尺寸注采管柱冲蚀流量的评价,对采气能力进行约束。综合评价结果表明,X井储集层可承受的采气速度上限可达到282×10~4m~3/d,但受到冲蚀流量的约束,采气速度上限被限制在122×10~4m~3/d.     

辽河油田双6储气库注采能力评价

为保证辽河油田双6储气库应急调峰期间强注强采和安全运行要求,以SL1井为例,综合考虑库区地层压力安全区间10~24 MPa、注采管柱抗冲蚀及地层携液能力三方面因素,开展双6储气库注采能力评价研究。在2017—2020年“四注四采”周期内,连续开展产能试井,监测流压与注采气量,建立二项式产能方程,计算不同地层压力下的极限注采气量;计算得到?114.3 mm气密封注采管柱的临界冲蚀流量及临界携液流量,确定单井安全注采制度;总结SL1井地层压力随累计注(采)气量变化规律,预测该井安全累计注气量为0.942×108~2.713×108 m3;在库区连通并达到统一压力系统后,预测当双6库区安全库容为7.623×108~34.510×108m3时,才能保证地层压力及注采气容量满足气库安全运行。     

储气库调峰能力数值模拟研究

针对喇嘛甸北块确定储气库调峰能力的问题,在油气过渡带油气运移规律研究的基础上,建立三维构造模型,对储气库油气之间的相互影响进行监测,确定油侵气窜发生的参数界限,进而得到油区气区之间的最大压差。运用数值模拟、气藏工程方法,从最大压差推导出储气库实际的调峰能力,从而确定储气库注采气阶段的调峰能力。研究表明,萨一组储气库最大注采气能力为１. ９０×１０^８ｍ^３;萨二组层储气能力为１. １０×１０^８ｍ^３,地下总供气能力为１. １０×１０^８ｍ^３。研究成果对指导储气库的扩建具有重要意义。     

基于压力监测的水平井临界出砂预警模型——以新疆H储气库为例

新疆H储气库作为中国最大的气藏型砂岩储气库,调整方案采用水平井整装部署,单井具有强注强采和大排量吞吐的特点,若生产压差过大,会破坏岩石骨架,携带出的砂粒冲蚀生产管柱甚至堵塞井筒导致气井停产,影响储气库的整体调峰能力。开展基于压力监测的水平井临界出砂预警模型研究,利用适用于H储气库的物质平衡方程、状态方程和流动方程,建立水平井动态生产压差监测模型;同时开展水平井临界出砂压差现场测试,确定岩石坚固程度判断指标“C”公式模型以预测临界出砂压差,二者结合形成水平井动态出砂压差预警模型,模型压力与实测压力吻合率超93%。不仅可以实现对水平井动态生产压差的实时监测,还为水平井最大调峰能力评价和后续调峰配产奠定了基础。     

双6储气库运行综合评价及扩容潜力研究

辽河油田双6储气库自2014年投入运行以来,已经历了“六注四采”的平稳高效运行,2018年在中国石油各大储气库中率先实现达容扩容,第6注气期末库存量达53.27×10⁸m³,达容率为129%。针对储气库未来扩容方向不明晰的问题,从气藏的地质特征和开发动态分析出发,综合运用动、静态资料和观察井监测数据,结合数值模拟技术,分析研究储气库的注采状况、压力变化、气液界面变化、圈闭密封性等情况,并在此基础上进行扩容调峰的潜力评价。研究结果表明,储气库的注采能力逐年趋好,采用的直井-水平井组合井网极大提高了运行效率,在反复注采过程中,原油的采出和边水外推是储气库扩容的主要原因。在生产动态分析的基础上,结合区块地质特征,新增部署15口注采井,预计新井实施后,库容的控制程度可提高至95%以上。研究成果为现场生产管理及扩容调峰提供了依据,对同类型储气库建设具有一定指导意义。     

低渗岩性气藏改建储气库的地质可行性与运行指标设计——以鄂尔多斯盆地S区块为例

目前国内外针对低渗岩性气藏改建储气库的地质可行性的研究尚无先例。以鄂尔多斯盆地S区块为例,从气藏地质特征入手,开展密封性、储气层条件、流体性质及气井产气能力等分析,并论证该类型气藏改建地下储气库的地质可行性。结果表明：S区块马五₅亚段岩性气藏封闭性好,中心区域属于中渗储层,气井产能较高,无隔夹层,储层内部连通性较好,无可动地层水,硫化氢含量低,具备建设储气库非常有利的地质条件。针对储层强非均质性特点,优化设计注采运行指标：运行压力为13.6～32.0 MPa,库容量为22.3×10⁸ m³,采用差异化井型,部署12口直定向井和3口水平井,对中心相对高渗区域进行充分动用,工作气量为10.8×10⁸ m³,工作气比例为48.4%,日最大调峰能力为1 260×10⁴ m³。研究认为,低渗岩性气藏具备改建地下储气库的地质可行性,利用少量井充分动用局部相对甜点,可形成相对高效的采气调峰能力。     

长庆气区储气库Y37-2H井长水平段钻井技术

鄂尔多斯盆地长庆气区Y37-2H井（完钻井深5 044 m,水平段长1 819 m）是国家储气库项目榆林储气库的第一口注采试验水平井,储气库的建设需要注采井不仅要达到强注强采（50×10⁴～100×10⁴ m³/d）的功能、还要满足长寿命（50年）要求。为此,在分析该区气井生产情况的基础上,采用Φ215.9 mm井眼钻长水平段并下Φ139.7 mm筛管完井方案来保障注采井强注强采功能;优选长半径水平井剖面,应用先进的随钻地质导向技术跟踪储层并控制水平段井眼全角变化率小于等于4°/30 m,满足了固井下套管对井眼轨迹的质量要求;应用水力振荡器在钻井液流过时产生的压力脉冲带动钻具产生温和振动,将钻具与井眼之间的静摩擦转换为动摩擦,有效地降低了摩阻和扭矩,改善了钻压传递,提高了水平段滑动钻井机械钻速和进尺;采用的无土相复合盐低伤害暂堵钻井（完井）液体系既能满足保护山₂³储层,又能满足长水平段润滑防卡和泥岩防塌的需要。该井的顺利实施,为长庆气区超大库容的储气库建设奠定了基础。     

孤家子气田储气库关键指标设计优化技术

从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发,以气藏为基础,以需求为依据,通过气藏工程理论分析和数值模拟计算等方法与技术对孤家子废弃气田改建储气库的气井注采能力、库存量、有效工作气量、注采井网优化等关键指标进行研究.设计孤家子储气库有效库容量4.6×108 m3,工作气量2.1×108 m3,上限压力15.6 MPa、下限压力8.5 MPa.基于分区产能方程,考虑冲蚀流量、最低携液流量、不同的井口压力与地层压力确立了注采周期不同注采阶段的气井的注采能力,并通过数值模拟方法得到验证.储气库运行采取注采同井方案,对6个独立的区块分别部署井网,共优化部署注采新井15口,其中注采气井10口、单采气井5口,数模论证最大调峰能力263×104m3/d.设计了孤家子储气库的气藏工程方案和技术政策,并对建设中的风险点进行优化,为吉林省第一座地下储气库地质方案的科学合理设计,提供了重要依据.     

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。     

考虑安全稳定运行的大型枯竭气藏储气库注采优化

大型枯竭气藏储气库通常含有多个注采区块,区块间地层压差过高会破坏储层的稳定性。为实现注采过程中地层压力均衡变化,以各周期区块间地层压力方差值最小化为目标函数建立优化模型。该模型将数学优化技术与储气库安全稳定性问题进行了结合,并以各区块开井数和单井注采气量为决策变量,以储气库注采气总量、最大单井注采气量、最大区块地层压力等为约束条件。将所建立的优化模型应用于文23大型枯竭气藏储气库,成功求解了该储气库在年工作气量为30×10⁸m³/a条件下的优化注采方案。研究结果表明,所获得的优化注采方案在满足储气库注采气量要求的前提下,不仅能够降低各区块间地层压差,实现储气库整体地层压力的均衡变化,还能有效避免极端高压区块的出现,进一步保障了储气库的安全稳定运行。该研究成果对储气库注采运行方案的设计具有一定的指导意义。     

深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点，采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题，考虑应力敏感和气体物性变化的影响，对二项式产能方程进行修正，在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法，并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算，进行影响因素分析。结果表明：对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层，气井合理采气量在低压下受流出动态控制，在高压下受冲蚀流量限制，合理注气量在高压下受流出动态控制，在低压下受冲蚀流量限制；而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层，气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%～9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%～35.29%;现有井筒结构条件下，当注气量为55×10⁴～70×10⁴m³/d时，摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑，对该类储气库的建设运行具有指导意义。     

金坛盐穴储气库注采运行参数优化设计研究

随着国家对能源需求量的日益增加,盐穴储气库在天然气应急调峰和能源战略储备中的作用越来越大。储气库的运行参数设计决定了库区的工作气量和日常调峰能力,是影响储气库经济效益的关键因素。以金坛储气库H1井为背景,建立三维地质力学模型,对腔体下限运行压力及采气速率进行优化设计和数值模拟计算,并引入稳定性评价指标对计算结果进行检验,探讨了盐穴储气库注采参数对腔体注采运行安全性的影响。结果表明腔体稳定性随下限运行压力的升高而增加,随采气速率的升高而降低,夹层和腔顶平直处是腔体安全性的薄弱位置。该研究可为盐穴型储气库注采运行参数设计提供参考。     

压降试井技术在辽河油田SL储气库中的应用

在储气库运行过程中,由于周期性注采气造成库区内压力频繁变化,导致储层注采能力及物性出现不确定性的变化,为此,持续开展了停注后压降试井工作,监测注采井压力与注采气量,总结库区内地层压力、储层物性参数(井筒储集系数、表皮因数、渗透率等)、储层边界随时间与累积注入量的变化规律,明确了注采井注气波及范围及地层连通情况,为地下储气库安全运行及科学管控提供了可靠依据。从建库初期至目前,压降试井技术现场应用50余井次,保证了注气压力、地层压力满足储气库安全运行设计要求,也为辽河油田其他储气库群监测工作提供了可借鉴的经验。     

文23储气库储层段钻井液及储层保护技术

针对中原油田文23储气库储层段施工过程中地层压力系数低、分布紊乱，水敏性强，储层保护要求高等特点，研发出抗温120℃、密度0.85～1.00 g/cm³的可调防漏型微泡钻井液，以及屏蔽暂堵和非渗透弹韧性水泥浆等关键技术，从而减少钻井液漏失，提高固井质量，保护油气层；同时，通过加强预封堵、强化微泡钻井液密度控制、做好固井前地层承压等工作，进一步完善了现场施工工艺。相关技术在文23储气库储层段应用66口井，漏失发生率仅为13.6%，储层段固井质量优良率达98.5%；后期注气作业中，单井平均注气速率达50×10⁴m³/d，超预测值15×10⁴～20×10⁴m³/d的1.5～2.0倍，且储层保护效果明显。     

油气藏型储气库出砂机理及防砂技术现状与发展趋势展望

油气藏型储气库的生产特点会加大储层出砂的风险,高效长期的出砂防控是储气库安全运行的重要技术保障。油气藏型储气库的生产工况为长周期高流量注采交替,引发地层压力/应力大小、流体流动方向和气水界面运移的循环交变,并造成其出砂机理与出砂预测相对更加复杂,给高效长期的出砂防控带来严峻挑战。首先系统分析油气藏型储气库生产工况特征及其对储层岩石物性的演变影响机制,分析总结诱发出砂加剧机理及主控因素,并总结目前出砂模拟与预测方法进展。在此基础上,分析总结国内外储气库防砂技术现状。总体而言,目前尚缺乏针对储气库生产特点的成熟防砂技术体系。最后,系统分析了储气库出砂防控技术亟待解决的工程难题和科学问题,并简要展望未来发展趋势,为未来储气库大规模建设中的防砂完井方案研究提供参考借鉴。     

含硫化氢储气库注采井环空带压分析与对策

储气库注采井"大吞大吐"式高速双向注采运行模式和储气库应急调峰保供的客观属性,使得近年来储气库注采井环空带压井比例较高,对储气库高效运行和注采井井筒完整性带来了巨大风险挑战.通过对华北地区X含硫化氢储气库H2-4井环空带压分析,在深入剖析环空流体组分来源和原井筒固井质量分析基础上,运用分布式光纤监测漏点识别技术和声速法...