考虑出砂影响的地下储气库极限调峰能力评价——以准噶尔盆地H储气库为例

H地下储气库(以下简称储气库)位于准噶尔盆地南缘，是中国石油2010年启动建设的6座国家商业储气库之一，设计库容107×10⁸ m³、年工作气量45.1×10⁸ m³，是目前国内储气规模最大、调峰能力最强的储气库。受储气库周期运行时率短、调峰采气强度高、压力往复交变快等复杂运行模式的影响，H储气库表现出现有井网高峰调峰能力不足、注采井产量合理配置及优化调控难度大、供气高峰期部分注采井极易储层出砂等问题，特别是储层出砂问题直接影响储气库高峰极限调峰能力的充分发挥，且带来极大的安全风险。为此，针对储气库储层出砂风险，研究建立了注采井极限调峰能力评价方法，保障了储气库高效调峰及安全运行。研究结果表明：(1)通过对临界携液流量模型、临界冲蚀流量模型、临界出砂流量模型的研究，优选了适合准噶尔盆地H储气库的限制性流量模型；(2)利用节点分析方法结合限制性流量模型，可确定注采井合理调峰区间与应急增供区间；(3)利用限制性流量模型，可定量评价注采井在不同地层压力与井口压力条件下的极限调峰能力，最大限度地满足储气库季...     

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。     

中国天然气地下储气库重大科学理论技术发展方向

加快推进天然气地下储气库（以下简称储气库）建设是持续提升储气调峰能力,助力“双碳”目标顺利实现,保障国家能源安全的重要举措之一。由于中国地质条件复杂,储气库选址、设计、建设与运行面临一系列重大科技挑战。为此,在概述国内外储气库理论技术发展历程的基础上,结合国内以陆相沉积、中深层复杂断块为主的建库目标,提出了储气库科学建设亟待创新的交变载荷储气地质体动态密封、高速注采渗流、大井眼注采井高质量建设和地下地面注采全系统完整性监测等重大理论技术问题,并系统阐述了我国储气库建设理论技术未来发展方向。研究结果表明：(1)深化以动态密封性评价为核心的储气库地质理论体系攻关;(2)持续开展中低渗储层高效建库理论和设计方法研究;(3)加强注采转换灵活、高效和低能耗地面关键装备制造技术研发和国产化;(4)创建以微地震监测为核心的地层—井筒—地面“三位一体”风险实时预警技术;(5)加快开展储气库数字化建设和智能化调峰运行技术攻关。结论认为,随着我国储气库类型多元化、储气空间日益复杂化、储气库功能多样化,开展储气库基础理论与关键技术攻关十分必要。新理论与新技术的创新与融合将大幅提升储气库运行效率、降低建库投资...     

储气库建设技术再上台阶

正近20年来,中国石油组织科研团队,攻关复杂地质条件下储气库建设技术难题,建成22座气藏型储气库,年采气能力超过110亿立方米,最高日采气量超1亿立方米。中国石油建设气藏型储气库创新成果主要包括4个方面。创建了复杂地质体动态密封理论。这一创新成果,突破了复杂断块选库禁区,扩大了枯竭气藏改建成储气库的范围,为优选储气库址提供了理论和技术支撑。创建了复杂地质条件下气藏型储气库库容动用理论及优化设计方法。这一理论和方法解决了储气空间高     

油气藏型储气库地质体完整性内涵与评价技术

地下储气库(以下简称储气库)全生命周期完整性管理已成为其长期安全有效运行的重要保障,目前我国油气藏型储气库完整性及其评价技术以地面设施和注采井为主,地质完整性评价对象与概念不明确且缺乏系统的评价技术。为此,在总结相关研究成果的基础上,提出了以储气地质体为评价对象的地质体完整性概念,建立了油气藏型储气库地质体完整性评价技术体系,并以新疆呼图壁储气库为实例开展了储气库地质体完整性评价。研究结果表明:①储气库地质体完整性是指在储气库运行过程中,储气地质体各组成部分能够满足运行要求、安全经济地完成季节与应急调峰任务的各项性能指标的完整程度,其内涵是在储气库运行生命周期内,地质体的储层以及盖层、断层和圈闭可以为用户持续稳定提供气量,并保证储气库安全运行,其核心是在储气库运行生命周期内保持天然气存储的可靠性、安全性和经济性的程度;②地质体完整性评价技术体系由圈闭有效性、盖层完整性、断层稳定性、储层稳定性4项评价技术构成;③评价结果显示,呼图壁储气库具有提高上限压力扩大调峰气量的潜力。结论认为,油气藏型储气库地质体完整性评价技术体系的建立,健全了储气库完整性评价技术系列,对油气藏型储气库长期安全有效...     

不同类型复杂地下储气库建库难点与攻关方向

地下储气库（以下简称储气库）在保障天然气安全供应方面发挥了不可替代的重要作用。为推进中国储气库业务高质量发展，有效应对天然气安全保供压力，总结了国外储气库建设与运行关键技术现状，梳理了国内储气库建设历程和形成的特色理论技术，分析了我国储气库领域面临的突出挑战，提出了未来储气库发展与攻关方向。研究结果表明：(1)国外储气库建库与运行技术成熟、装备配套、标准完善，建成了气藏型、油藏型、盐穴型、水层型等多类型储气库；(2)中国在库容设计、井筒质量控制、大排量注采设计、地面处理工艺与装备、风险识别监测以及盐穴造腔等方面形成了特色技术；(3)中国储气库在“扩容、达产”及提高库容利用效率、高含水油藏与低渗透气藏和复杂连通老腔等新类型储气库建库技术等系列领域面临挑战；(4)亟需破解5大科学问题，即超压背景下储气地质体密封性弱化动力学机制、高含水油藏建库储气空间扩展与注排控制理论、盐穴储气库强制对流溶蚀—扩散流固耦合机理、大尺寸井井壁失稳力学—化学耦合机理、长周期注采储气库完整性失效机理与灾害演化机理；(5)亟需解决6大技术问题，即提高库容动用率、新类型储气库建库、提高单井产能和老井处置、地面处理关键...     

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。     

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。     

西气东输管道运行调峰技术

针对西气东输天然气管道供气用户多、用户类型不同、供气量峰谷变化大等造成管线运行不平稳的突出矛盾，分析了城市用户、工业用户、电厂用户等不同类型用户的用气峰谷变化规律及对管道平稳运行的影响；根据管道现有条件，提出了利用管段末端储气解决日调峰、全线储气解决周调峰、气田调控和储气库解决季节调峰等调峰技术措施,并对联络线调峰方式进行了探讨；同时针对现有储气库设计，提出改进储气库调峰功能的技术建议,尤其要从设备选型上满足储气库解决各类调峰问题的能力。     

油气藏型储气库钻井工程质量管理创新实践

<正>地下储气库因独有的“安全系数高、储气成本低、存储量大”等优点,已成为我国油气管网系统相配套重大民生工程。随着国家双碳战略实施,天然气消费量逐年攀升,储气库的应急调峰保供能力亟待提升,大批钻井工程陆续实施。据文献不完全统计,目前我国枯竭油气藏型储气库已钻注采井289口,老井利用56口,正钻井10口,总计355口井。国内在役油气藏型储气库生产层岩性主要为碳酸盐岩和砂岩,具有储层埋藏深,压力系数低,老井多且井况复杂特点。     

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.     

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。     

地下储气库

城市民用天然气用量随时间、季节变化而波动。用管道储气进行日用气不均衡调峰、地下储库储气进行季节用气不均衡调峰最佳。本文介绍了不同地下储气库的特点和建造、使用条件及各种不同的运行和经营效果。在众多的地下储气库种类中，枯竭气藏型地下储气库为最优。     

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。     

水侵气藏型储气库全周期高效建设微观模拟实验

借助微观可视化模型与微流控技术,开展了水侵气藏型储气库初期建库阶段注气驱水及循环储采阶段采气底水上侵、储气排驱水体的模拟实验,分析气液界面稳定机制、气液渗流与赋存规律,探索储气库全周期高效运行的优化调控方式。研究表明：储气库初期建库阶段应调控注气速度,充分发挥重力作用保证气液界面宏观稳定运移,大幅度提高气体的波及能力,为储气库后续循环储采阶段提供更大的储气孔隙空间。储气库循环储采阶段,恒定的储采气速度导致孔隙空间利用率低,逐渐提高储采气速度,从“小吞小吐”逐渐过渡到“大吞大吐”,可以持续打破孔喉内流体的平衡受力状态,扩大储气孔隙空间与流动通道,有利于储气库扩容增效和调峰保供。     

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。     

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。     

浅层气藏调峰极限地质储量的研究及应用

提出了浅层气藏的“调峰极限地质储量”的概念，用理论分析，生产实践，统计分析相结合的方法，确定并计算了“调峰极限地质储量”，在该理论的指导下，采用高强度复合防砂工艺，大幅度提高了单井产能，使浅层气藏得以高速合理开发，缩短了开采时间，大大加快了投资回收，先后在孤南，三合村有花沟等地的１２口气井上推广应用，新建产能４１．８×１０＾４ｍ＾３／ｄ平均单片井产能达到３．４８×１０＾４ｍ＾３／ｄ。     

地下储气库调峰产量与采气井数设计技术

地下储气库的调峰产量和采气井数是其设计的关键指标,目前国内主要以估算的方式来确定这两个参数,未见理论与实际成熟配套的技术方法,由此带来了地下储气库实际运行工作气量无法达标、采气调峰能力不足等后果,直接影响到了地下储气库的运行效果。为此,根据已建成的中国石油大港油田地下储气库群多年实际运行效果,在研究地下储气库实际调峰运行规律的基础上,以地下储气库不同调峰强度为模式,应用微积分数学描述方法,创建了以计算地下储气库日调峰气量、高峰期和低谷期采气井数为核心的马成MC公式,描述了地下储气库工作气量、调峰气量、单井产量、采气井数之间的数学关系,解决了在工作气量控制下调峰日产气量与采气井数的设计技术问题,对地下储气库的调峰产量预测和生产井数设计具有指导意义。