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。     

地下储气库注采动态预测模型

我国地下储气库建设才刚刚起步,目前尚缺乏一套相对成熟的地下储气库注采周期内动态模拟预测以及调峰气量计划配置的实用方法。从气体状态方程入手,推导出了一种预测地下储气库压力和注采气量关系的实用二元回归模型。经国内某地下储气库实例计算表明,该回归模型实用性较强,在地下储气库一个注采周期内的预测精度完全可以满足矿场要求,有利于运行管理部门优化配置地下储气库运行中的天然气供应、销售及储存。     

地下储气库多周期运行注采气能力预测方法

注采气能力预测是地下储气库安全运行的核心技术之一,其预测值的准确与否直接影响到上游气田和整个天然气管网的调配生产以及下游用户的用气安全。为此,基于有水气藏型地下储气库多周期注采运行规律,根据地下储气库多周期运行盘库分析方法,利用地下储气库盘库库容参数的定义,通过一系列的数学推导,创建了地下储气库多周期运行注采气能力预测数学模型及预测方法。实例应用结果表明：①该模型预测结果与地下储气库实际运行结果十分接近,预测模型适用性较好、预测精度高;②通过地下储气库多周期运行动态分析并准确把握库容参数未来变化趋势,能够合理预测及评价地下储气库多周期运行注采气能力的变化。目前该方法应用于已建地下储气库注采气能力预测及优化配产配注中,现场应用效果较好,为进一步提高地下储气库运行效率、降低储气成本提供了技术支持。     

水淹气藏型地下储气库提高库存动用关键技术——以板中北储气库为例

国内已建的地下储气库（以下简称储气库）大部分是由水淹气藏改建而成,为了进一步提高水淹气藏型储气库库存动用程度,进而实现储气库达容达产高效运行,以板中北储气库为例,深度剖析注采气运行各项指标及周期扩容达产能力,分析了影响库存动用的因素,提出了提高库存动用关键技术和措施,优化了储气库运行的关键参数。研究结果表明：(1)水侵气藏流体分布复杂、注采速度、气井产水、压力差异、井网井距是影响储气库库存动用程度的主要因素;(2)建立了不同区带单井合理配注方法,实现储气库均衡驱替,提高储气库波及效率;(3)建立了含水气井产能修正数学模型,指导了含水气井的合理配产,延长了生产时间,提高了水淹区库存的利用率;(4)论证了合理井网井距,优化了注采结构和地面压缩机配置,地下地面整体联动,实现了储气库差异化、精细化注采气,提高了气驱扩容效率。结论认为,板中北水淹气藏型储气库库存动用关键技术的研究与应用,将储气库库存动用程度提高了近10%,有效指导了水淹气藏型储气库的高效运行,对同类储气库库存分析与动用提供了借鉴和参考。     

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。     

酸性气藏地下储气库采出气组分变化规律研究——以鄂尔多斯盆地陕224储气库为例

在酸性气藏改建地下储气库方面,国内外尚无相关成熟经验可供借鉴,研究酸性气体在地下储气库注采生产过程中的组分变化规律对指导该类储气库生产运行具有重要意义。为此,以鄂尔多斯盆地陕224储气库为例,简要阐述了研究区块内酸性气体的成因,建立了酸性气体组分模型,预测了酸性气体在注采过程中的组分变化规律,并通过直井和水平井注采试验对组分预测结果进行验证。结果表明:①直井和水平井注采试验验证了组分模型预测酸性气体含量的变化趋势,注采试验对研究区块酸性气体进行淘洗,使该区块酸性气体含量整体下降,在今后的注采周期内采出气酸性气体含量会越来越少,最终能达到国家二类商品气标准;②同一周期采气初期,酸性气体含量较低,随着采气量的增加,酸性气体含量也会增加;③在第1个注采周期酸性气体含量下降较多,在不同注采周期采气初期会有一定时间的安全生产期;④注采气量的差异导致了酸性气体分布的不均衡性,注气量多的地方采出气酸性气体含量较低,注气量少的地方,采出气酸性气体含量高。     

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。     

枯竭油藏改建储气库注采运行机理研究

采用先进的可视化气驱物理模拟研究手段,设计出直径为6 cm,长度为60 cm的高温、高压钢管填砂模型,模拟地层条件下枯竭油藏改建储气库注采运行;分析了储层物性对储气库库容的影响;测定多次注采后油气水饱和度的变化,研究多次循环注气、采气过程中的气液渗流特征及对注采气能力的影响.研究结果表明:枯竭油藏改建储气库多次注采,既能提高原油采收率,又能增加储气库库容.     

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。     

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...     

气藏型储气库注采运行物理模拟研究与应用

气藏型地下储气库运行过程中常出现实际库容量小于设计库容量及运行效率低等问题。为此,研发了物理模拟实验系统,定量研究了气藏型储气库建库与注采运行机理。以水侵砂岩气藏储气库为例,采用该系统针对储气库高速反复注采的工况,研究了建库气驱机理、多周期注采过程气水渗流规律及其对库容量和注采能力的影响,确定了影响气库运行效率的主控因素;并与矿场生产实际运行效果进行了对比分析。结果表明:1储层受边水运移影响,孔隙空间可利用程度逐步降低,气相渗流阻力逐步增加,从而影响气库扩容及注采效果;2储层的可动含气孔隙空间比例随注采周期增加呈上升趋势,由于受储层孔喉分布非均质性、驱替压力梯度限制以及细小孔喉较强的毛细管力作用,扩容所增加的可动孔隙空间有限,使可动孔隙空间利用效率较低,约为45%;3物理模拟孔隙空间利用率与储气库实际运行过程变化趋势相同,误差在5%以内。结论认为:该物理模拟实验系统所得结果的可靠度较高,有助于制定合理的运行制度,最大限度地提高储气库运行效率。     

莫北2井区侏罗系三工河组油藏数值模拟

准噶尔盆地莫北2井区侏罗系三工河组油藏为一典型的气顶油藏,气顶体积是油环的0.91倍。应用数值模拟方法,围绕确定气顶油藏的合理开发方式展开研究。在经过历史拟合修正地质模型的基础上,围绕三工河组油藏采用衰竭式开采、注水开发及注水方式、注采比、气顶开发等进行方案设计模拟。模拟结果表明,该油藏宜采用在油水界面内缘与油气界面外缘部署两排注水井注水开发,注采比保持在1.0,同时应在气顶布署一口平衡气井开发油环可获得较高的采出程度。     

砂岩气顶油藏改建储气库库容计算方法

利用华北油田水驱开发后期砂岩气顶油藏改建地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有非常重要的意义。虽然前期针对华北油田京58气顶油藏改建地下储气库已经开展了较深入的研究，但其库容设计存在一定局限和偏差，需要进一步深入评价。为此，依据油气藏物质平衡原理，分别提出了描述砂岩气顶油藏改建地下储气库气顶自由气库容、油层自由气库容、油层溶解气库容计算模型。通过实例求解得出气顶自由气库容量在很大程度上取决于油藏水驱过程中注入水对气顶原始含气孔隙体积的影响程度，而油层自由气库容量则取决于注气驱替效率和气驱波及体积的高低，油层剩余油溶解气量则与注入气体性质以及地层原油性质密切相关。     

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。     

碳酸盐岩裂缝性油藏建储气库气井产能评价

利用华北油田碳酸盐岩潜山油藏改建地下储气库,具有构造较为完整、圈闭规模大以及裂缝系统渗流条件较好的优势,对保障京、津、冀等地区安全平稳供气,具有非常重要的意义。虽然前期针对华北油田某裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性开展了相关的研究工作,但都是基于油井采油指数类比气井采气指数方法进行评价的,存在一定的局限性和偏差。为此,以可压缩气体地层稳定渗流理论为基础,根据潜山储层裂缝系统的地质特点,引入了气体半球渗流和等效气井打开半径的概念,最终推导出了碳酸盐岩裂缝性油藏建库气井稳定渗流产能方程。通过对华北油田某潜山油藏的实例计算表明：由于该油藏裂缝系统物性条件很好,无论气库运行在高压还是低压条件,稳定渗流计算得到的地层产气能力都很高,可以认为地层气体基本为无限供流条件。     

���������￪�������̽��

气顶油气田因气顶及油气界面的存在，同时因气顶和油环的大小、储层物性、几何形态不同和边底水活跃程度不同，致使气顶油气藏在开采过程中具有多种驱油机理，采收率变化较大，这关键是气顶油气藏在开发过程中存在油气界面的移动问题，而调整和控制油气界面是相当困难。文章以唐家河油田东三段油气藏为例，应用动态分析法和数值模拟法，讨论了不同类型气顶油藏中油气水的分布特征以及气顶气投产时机等对油气采收率的影响，提出了高效开发气顶油气藏的具体措施。在精细地质描述的基础上正确选择开发方式，加强动态监测，适时完善注采系统，保持油环和气顶开发相协调。当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发；而对于气顶体积相对较小并且边、底水能量充足时，采取先依靠天然能量开采油区，然后人工注水，最后开采气顶。     

裂缝性底水油藏储气库最大工作气量的预测方法

利用华北油田水驱开发晚期裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建大型地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有重要意义。虽然前期对华北任11井裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性已开展了相关研究工作，但没有解决工作气量、气垫气量优化评价的关键技术问题。文章通过借鉴国外含水层储气库注采运行的经验，在物质平衡原理基础上，提出了描述裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库工作气量预测的数学模型。该模型能较准确地预测随油气界面下移，气库能达到的最大工作气量和相应气垫气量。通过实例求解得出注气增压系数对工作气量及其在库容量中所占的比例影响较大。随着注气增压系数的增大，工作气量及所占的比例迅速增加，气库效率随之提高，因此，提高注气增压系数是提高裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

低压油气藏改建地下储气库储层保护

大张坨地下储气库是我国第一座天然气地下储气库，其实践经验对我国储气库建设具有重要意义，储层保护是利用油气藏建设天然气地下储气库的关键技术之一。在概述储层保护的基础上，介绍了储层保护的指导思想，从储层特性分析技术、保护储层的钻井配套技术、固井配套技术、测试求产配套技术4个方面，详细说明了大张坨地下储气库12口注采井建设全过程储层保护的19个技术要点。从钻井效果、固井效果、完钻电测、油气测试和注采能力5个方面对储层保护效果进行了系统评价，探索出一套低压油气藏建设地下储气库的储层保护综合配套技术体系。     

�����������´����⽨������о�

建设天然气地下储气库具有优化供气、减小于线和压气站投资、调节季节用气、事故应急、战略储备,以及避免油气田初期资源浪费等好处。中国的第一个天然气地下储气库是大庆油田1965年正式投运,1985年食用的萨中东2－1地下储气库。文章介绍大庆油田天然气储气库库址优选标准和从大庆油区优选出的可用于地下储气库改建的喇嘛甸含油气构造、朝51含气构造、四站含气构造。分别对这些油气构造从构造特征、储层特征、盖层隔层密封性、库容等方面进行了地质论证,并计算了储气库库容。其中的喇嘛甸北块天然气地下储气库是目前中国唯一正在运行的地下储气库。     

气顶稠油油藏气驱(窜)特征及平复对策

高3块为中深、巨厚、块状、高孔、高渗气顶底水稠油油藏，气顶具有较大的驱油能量，在油田井网调整及热力采油过程中．先后发生气顶横向驱油及纵向气窜。通过对气顶气开发历程、阶段特点进行了综合论述，对油井气窜的的响因素及合理利用气顶能量控制油井气窜的主要技术措施进行了研究。实践证明，气顶稠油油藏实施油气平衡开采，发挥气顶驱油作用，有利于控制和延缓气顶气窜。