海上废弃气藏改建地下储气库可行性——以琼东南盆地H气田为例

目前离岸远、水深较深的海上废弃气藏改建地下储气库的研究尚处于起步阶段.为此,以琼东南盆地H气田岩性气藏为例,以气藏构造特征、密封性评价、储层特征及气藏特征等静态特征研究为基础,结合气藏开发过程中产能评价、动储量评价、连通性分析研究,开展储气库库容参数、注采能力、工作气量、井数及井网等储气库运行参数设计论证,最后以数值模...     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。     

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。     

��ԭ�������´������ַѡ���о�

为充分发挥“西气东输”管线和规划中的中国石化塔巴庙—济南长输管道系统的输气能力，确保季节调峰和供气的安全性，需建设配套的地下储气库。河南、山东所处中原地区与西部气源相距远，天然气管道输送距离很长，而中原油区恰好位于河南、山东两省交界处，具有丰富的天然气资源，同时具备多个建设地下储气库的枯竭性气藏。因此，宜在中原油区建设天然气地下储气库。对比国内外地下储气库建设情况，结合中原油区气藏地质特征和开发现状，提出了气藏改建为地下储气库的标准，然后对中原油区现有气藏进行筛选，从气藏的构造、断层及盖层的封闭性、储集层的物性、单井注采气能力与储气库容量等方面，综合分析气藏建库的可行性。在上述工作的基础上，优选出文96等4个气藏进行综合地质评价，评价结果认为在中原油区建设地下储气库完全可行，同时认为文96气藏可作为首选的储气库库址，卫11气藏可作为继文96气藏后的建设储气库的后续工程，文23气田、文13西气藏作为长远建设储气库工程的规划。     

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.     

水淹枯竭气藏型地下储气库盘库方法

地下储气库多周期运行盘库,是研究气库运行规律、分析漏失、进一步提高气库运行效率和降低气库运行成本的关键环节。已建立的未水淹气藏型地下储气库盘库数学模型却并不适用于水淹枯竭气藏型地下储气库,评价结果明显高于实际注采气量。为此,通过深入分析水淹枯竭气藏型地下储气库气驱排水扩容机理、多周期注采运行过程中气水两相宏观与微观运动规律及可能的分布状态,创新性提出了可动用库存量的概念,以注采气量与视地层压力在一个注采周期内满足定容压升降方程为评价准则,建立了水淹枯竭气藏型地下储气库盘库模型。实例验证结果表明,该模型计算的结果与实际吻合,可用于水淹枯竭气藏型地下储气库多周期运行盘库计算和分析。为储气库运行、管理及调整提供了依据。     

永22潜山油气藏改建地下储气库可行性评价

经过多年的评价论证,华北油田永22潜山储气库于2009年开始钻探。从油气藏的构造特征、储层特征、断层及盖层的封闭性、储气库的容积计算等方面综合评价了永22潜山油气藏改建地下储气库的可行性。根据储气库规划设计原则确定了建库方案：在潜山构造高部位新钻5口水平井作为注采井,既能保证单井的高注采量,又能充分利用现有地面设施,可节约大量投资。     

永22含硫气藏改建地下储气库钻注采工艺技术

永22地下储气库是我国第一座由含硫气藏改建的碳酸盐岩储层的地下储气库。针对其储层埋藏深、安全要求严、施工难度大的特点,对永22储气库的钻井、注采、措施改造、联作工艺等钻采一体化工艺技术进行了论述。现场应用表明:各工艺满足生产工况条件,施工成功率达到100%,实现了经济、安全、可靠的设计目标,形成了含硫气藏改建地下储气库的钻、注采一体化工艺技术。     

大张坨地下储气库数值模拟研究

在大张坨凝析气藏地质研究的基础上，结合该气藏的生产，测度及高压物必分析地该气藏改建为我国第一座地下储气库进行了数值模拟研究，通过研究气藏边水的活动能力，凝析油采收率的变化，储气库的库容量等，对储气库的调峰能力作出正确的评价，促进我国天然气的发展和利用。     

川渝地区相国寺地下储气库库址选择

为确保川渝地区天然气季节性调峰和供气的安全性,充分发挥"中卫—贵阳联络线"管道系统的输气能力,迫切需要建设配套的地下储气库。川渝地区处于"中卫—贵阳联络线"中段,天然气需求旺盛,天然气资源较丰富,因天然气开发历史长,具有多个可用于建设地下储气库的枯竭性气藏。在借鉴和对比国内外地下储气库库址选择方法和建库经验的基础上,提出了适合川渝地区地下储气库库址优选的标准:地理位置优越、地质条件符合建库要求、注采能力和库容满足应急与调峰需要以及储气库气源有保障等。利用该标准对现有的几个气藏进行了筛选,其中相国寺气田石炭系枯竭气藏建设地下储气库地质上具有完整性,气库功能和气库库址具有明显优势,进而分析了用其建库的可行性;最后对相国寺地下储气库进行了初步规划设计。     

凝析气藏型地下储气库多周期运行盘库方法

地下储气库多周期运行盘库过程,是对气库库存量、库容量、工作气量以及气垫气量的全过程实施跟踪的过程,是研究气库运行规律、漏失分析以及进一步提高气库运行效率、降低运行成本的关键环节。为此,针对凝析气藏型地下储气库库内凝析气与注入干气混气的特点,从库存量的定义入手,利用摩尔体积权衡混合流体密度计算方法和气体状态方程,提出了定容和弱边底水凝析气藏型地下储气库多周期运行系列盘库计算的数学模型。所建立的盘库计算模型（库存量计算模型、注气末气体孔隙体积和库容量计算模型、采气末气垫气量计算模型、采气阶段工作气量计算模型）通过实例验证有两个显著特点：一是充分考虑了库内混合流体性质改变的影响;二是以注气过程分析含气孔隙体积和库容量变化,同时将该过程求得的含气孔隙体积作为下一采气过程分析气垫气量和工作量的主要依据,依次交替计算从而使盘库系列数据的规律性和可靠性大大增强。应用实表明该数学模型具有较高的准确性。     

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。     

The Optimization of Underground Gas Storage in a Partially Depleted Gas Reservoir

Abstract

Underground gas storage (UGS) is a well-known technology to supply variable demand of natural gas market. The objective of this work is to demonstrate the feasibility of UGS development in an Iranian depleted fractured gas reservoir. For this purpose, gas demand analysis was conducted based on yearly consumption, and the peak condition demand was obtained. Then, a full-field multicomponent reservoir model was constructed based on the rock and fluid data and comprehensive production history. A modified Peng-Robinson equation was used to estimate the phase behavior of the reservoir and injection fluid. The compositional model was verified through performing history matching on gas production rate.

After history matching, an injection/withdrawal (I/W) schedule was designed to meet necessary gas consumption. Production scenarios were conducted to obtain optimum operating conditions for this reservoir. It was determined that at least four new wells are required to establish successful UGS plan to meet the target withdrawal rate. Results show that the use of a horizontal well is superior to a vertical well because of less water production during storage cycles. Water cut, productivity, and injectivity indexes of individual wells were considered as prominent factors to find the optimum well pattern, using a connection transmissibility factor to compare the capacity of each well to produce. In addition to constant I/W rate, a variable I/W rate scenario was proposed whose result showed no difference compare to the results obtained in previous runs.

Results show that the reservoir under study is capable of providing peak gas consumption during the cold months in Iran.     

Physical simulation of the mechanism for operation of water-encroached (flooded) underground gas storage facilities

We have developed a physical simulation model for gas injection/withdrawal consistent with the characteristics of water-encroached (flooded) underground storage facilities and we have simulated the construction and operation of the storage facility. Based on the operating schedule for the flooded underground gas storage and the mechanism for gas and water percolation in the flooded reservoir, we determined the important characteristics of flooded storage facilities including porosity, degree of flooding, and degree of heterogeneity of the reservoir as well as the operating scheme. We found that the degree of flooding and the heterogeneity of the reservoir are the crucial parameters for flooded storage facilities. We show that homogeneous reservoirs should be used as the main target layer of an underground gas storage facility. The water content in the reservoir must be taken into account during injection and withdrawal of gas from the storage facility.     

CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的扩容分析

低渗透碳酸盐岩气藏在开发后期为了提高气井产量,经常采用加压开采和水力压裂等技术,导致储层被水侵且含有大量微裂缝。因此,当CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气时,如何快速有效地注气驱水扩容和制定气水边界稳定运移的控制策略就成为低渗透气藏改建地下储气库扩容的关键问题之一。为此,建立了双重孔隙介质储层中注CO_2驱水的气水两相渗流的数学模型,以国内某裂缝性气藏改建的地下储气库为研究对象,主要分析了边缘气井注CO_2驱水扩容的气水界面的运移规律,并讨论了CO_2溶解、井底流压、注气流量、微裂缝参数等因素对储气库扩容时气水界面稳定性的影响。结果表明:(1)储气库采用"多注少采"的方式扩容时,扩容速度在第5周期达到最大值,随后逐渐降低;(2)CO_2在水中溶解度随储层压力而变化的特性有利于储气库扩容时气水边界的稳定;(3)定井底流压和定流量扩容时,适当地增大井底流压和中心区域气井的注气流量能有效提高储气库的扩容速度;(4)在高渗透率区域和裂缝—基质渗透率比值较大的储层区域,应适当地降低注气流量,防止因渗流过快造成气水界面的指进现象,同时应通过观察井严密监控气水界面的运移,以防止气体从边水突破逃逸或高渗透带见水或水淹。该研究成果为我国应用CO_2作为低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的驱水扩容提供了技术和理论支持。     

裂缝性油藏改建地下储气库注采能力评价

陕京二线的开工建设，大大提高了西部油气田向华北地区大中城市供气的能力。作为该项目的配套工程，在华北地区建设大型地下储气库，确保对京、津、冀等的平稳供气，具有非常重要的意义。通过前期库址筛选，任丘油田任11井古潜山油藏具有改建地下储气库的有利条件。改建储气库研究过程中，对改建后储气库注采能力的评价，是一项非常重要的工作。文章详细分析了任11井古潜山油藏的地质特征和开发特点，并在此基础上应用常规的油藏工程等方法，对古潜山油藏注采气能力进行了评价研究。通过油藏工程理论计算和类比采液指数方法，估算的采气指数都很高，反映任11井古潜山油藏裂缝系统的渗流能力相当好，认为地层基本达到了无限供流的条件。     

水驱砂岩气藏型地下储气库长岩心注采实验研究

水驱砂岩气藏型地下储气库通过注气驱水扩容,但是受储层非均质性以及水侵等因素的影响,实际运行过程中的库容量和工作气量大多低于设计值。为进一步优化气库注采效果,开展了多轮次的长岩心注采实验,分析注采过程中压力场分布及库容动用特征,研究影响扩容效果的因素。研究结果表明:随着注采轮次增加,注气排驱难度加大,排驱效果逐渐变差,趋于最大库容量;远井地区储层不能有效参与气库运行,注气后气库平衡压力低于上限压力,采气后气库平衡压力高于下限压力,导致实际库容量和工作气量达不到设计值;受储层孔喉分布非均质性、气驱压力梯度的限制以及采气循环边水的影响,排驱扩容增加的库容有限,注采模拟结束后,库容动用率仅为30%,工作气量占比也仅有21.6%。研究结果为水驱砂岩气藏储气库方案设计提供技术支持。     

地下储气库应力敏感性实验研究

在储气库运行过程中，由于气体的采出和注入，使得多次注采期间岩石净上覆压力发生周期性变化，随之导致储层岩石物性参数发生周期性变化，从而影响储气库的注采能力，因而研究储气库储层应力敏感特征具有重要意义。为此，以实验手段研究了地下储气库在气体注入和采出过程中地下储层的应力敏感性。实验选用2块渗透率不同的人造砂岩岩心，测试了在4次净上覆压力升降过程中的储层渗透率变化。实验结果表明：随着净上覆岩层压力的增加，岩心渗透率呈下降趋势，初期渗透率下降较快，后期渗透率下降程度减小，应力敏感性变弱；净上覆压力周期性变化过程中，岩石渗透率不可能完全恢复到原始值，存在着一定程度的滞后效应；岩石渗透率越高，应力敏感特性越明显。     

水驱气藏型储气库储集空间动用率实验评价

水驱气藏型储气库高速注采气运行过程中伴随水体往复运移,建库储层地质条件和水体渗流特征对储气库储集空间动用效率影响较大。针对国内典型水驱气藏储气库储层特征,开展周期注采模拟饱和度场、核磁共振分析等实验。将物理模拟结果与数值模拟相结合,通过多方案对比分析注采参数,并利用相似准则转换为矿场指标。研究结果表明:水驱气藏型储气库多周期注采运行过程中,出现部分储集空间未动用的现象,三维饱和度场和核磁特征谱表明气驱纯气带是提高空间动用的主力区,而气水过渡带是导致储气库空间动用效果变差的主要区域,排驱扩容、气水互锁作用效果与储气库的注采速度和储集空间物性分区密切相关;对于华北典型水驱气藏型储气库多周期注采运行而言,在注气速度为291×104m3/d、采气速度为533×104m3/d时,26%库容为无效库容。研究结果为水驱气藏改建储气库及优化注采运行提供参考。     

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。