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。     

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...     

天然气注储协同提高凝析气藏采收率关键技术

塔里木盆地牙哈深层碎屑岩凝析气田循环注气开发近20年，即将肩负着提高采收率与储气库调峰的双重重任，但该气藏凝析油含量(671 g/m³)高于大张坨、呼图壁等凝析气藏储气库，因此建库过程中必须考虑凝析油气的开发和天然气的注储协同运行，实现资源利用最大化。为此，系统梳理了牙哈凝析气藏建库注储协同所面临的难题，在继承气藏型储气库建库技术的同时，创新提出天然气注储协同技术并形成了提高凝析油采收率等关键核心技术。研究结果表明：(1)注储协同提高采收率技术是天然气重力驱提高采收率技术和气藏型储气库建库技术的耦合，分为“重力泄油协同扩容、高速交变建库达容”2个阶段；(2)发展了凝析气藏渗流多周期交变压力下储采理论方法，论述了凝析气藏注储协同建设地层封闭与库容能力评价技术、注储协同提高凝析油采收率技术；(3)按照“重力辅助、干化保压、兼顾富气”的开发原则，预计采用该项技术分两期运行30年，最终可形成库容量165.6×10⁸ m³、总工作气量50.4×10⁸ m³的储气库，同时较循环注气可再提高...     

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。     

枯竭气藏改建储气库需要关注的几个关键问题

到2020年,中国地下储气库的工作气需求量将超过500×10⁸ m³,其中60%～70%的工作气量将通过枯竭型气藏改建地下储气库而获得。为此,分析指出枯竭气藏型地下储气库的建设与气藏开发本身具有较大的差异性,两者在建库与开发条件、开采方式、设计准则、运行过程、工程要求、储层改造及监测7个方面都存在着较大差异。因此,在地下储气库的建设和运行管理过程中,不能照搬气藏开发的模式,必须关注地下储气库建设的5个关键问题：库容参数设计、井网部署、气库安全、气库监测和气库运行优化。做好以上5个方面的工作,将会大大缩短建库周期,提高枯竭气藏改建储气库的运行效率。     

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。     

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利用废弃的中、高渗透砂岩气藏改建的天然气地下储气库的库容量、有效工作气量及调峰能力是衡量储气库的重要指标，其中库容量是储气库其他重要指标设计的基础。因此，如何准确计算储气库的库容量是非常关键的，它对储气库建设的成败以及对上游天然气开发和下游天然气需求都将起到极其重要的调节作用。通常在建设储气库时的库容量比利用气藏开发数据计算的库容量（地下有效储集空间）要小，因而在改建成储气库后特别是第一个注气周期内，必须对储气库的库容量进行复核。章采用改进的物质平衡方法对气藏动态储量进行了计算，并对改建为储气库后的库容量进行了复核，经实例应用，取得了良好的预测效果。     

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。     

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。     

储气井大通径油管完井中工艺实施浅谈

地下储气库是将采出的天然气重新注入可以储藏气体的地下空间,形成的一种人工气田或气藏,用来应对突发事件或用气高峰的调峰需要,保障用户的平稳供气。根据股份公司储气库统一安排,西南油气田分公司决定利用相国寺气田石炭系气藏作为储气库。目前,相国寺首批储气井—相储8井和相储1井已进行了完井作业,为达到充分注采目的,两口井均采用了大通径油管完井作业工艺。文章从两口井的完井工艺特点进行分析,总结出了一些经验,对今后该类井的完井作业具有借鉴意义。     

水淹衰竭型地下储气库的达容规律及影响因素

水淹衰竭型地下储气库库容动态变化过程中的驱水达容规律具有复杂性和普遍性,是研究地下储气库达到设计库容时间及最终能达到库容量的重要依据。为此,以大港地下储气库群5个投产运行多年的水淹衰竭型地下储气库为例,通过含水岩心气驱扩容室内实验,揭示了地下储气库的达容规律：①地下储气库库容量呈现逐渐增加的趋势,并最终趋于最大库容量;②地下储气库投产初期库容增速快,后期增速变缓;③地下储气库地下垫气量与工作气量呈正增长关系,但增长不同步。进而总结出了影响地下储气库达容的主要因素：地下储气库的构造特征、储层物性、注采能力、水体分布以及扩容方式。     

确定地下储气库工作气量的优化方法

块状底水砂岩油藏在开采后期改建地下储气库需要解决的核心关键技术之一就是如何确定最大库容量和最佳工作气量。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，提出了描述块状底水砂岩饱和油藏改建地下储气库注采运行的预测模型。该模型能够比较准确地预测建库能够达到的最大油气界面位置和库容，并在此基础上进一步预测最佳工作气量和相应的气垫气量。通过实例求解得出工作气体积与油气界面深度存在着极值关系：即在一定的增压系数范围内，存在一个油气界面的最佳深度，在这个深度时，工作气体积达到最大值；同时随着增压系数的增大，工作气与气垫气的体积比迅速增加，气库效率随之提高。因此提高增压系数是提高块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

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石炭系是川东主产层,非均质性明显,井深,钻井成本高。经测算川东石炭系单井经济极限累采气量不能低于8000×104m3,经济极限最低控制储量(1～1．6)×108m3,经济极限井距0．5～1．4km;石炭系产层经济极限条件是渗透率大于0．5×10-3μm2或导压系数大于0．01m2/s。研究发现川东石炭系储层渗透率与单井排泄半径具双对数线性关系,在此基础上提出以相邻两井的排泄半径之和为井距形成气藏的初始井网,在初始井网基础上对高渗区加密形成最终开发井网,既可充分动用气藏储量和最大限度地提高采收率,同时还能获取最佳经济效益。     

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。     

底水火山岩储气库库容和工作气量主控影响因素定量评价

升平储气库由底水火山岩气藏改建,针对其特殊的地质条件,通过采用纯气区、过渡带、水淹区分区含气饱和度计算有效含气孔隙体积的方法,建立考虑水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形影响的储气库三区带库容参数模型,并优化设计了不同运行压力区间迭代求取最大工作气量和对应库容量的计算方法,对不同区带水侵、应力敏感、岩石和束缚水变形多种因素对库容和工作气量影响进行定量评价。结果表明:从区带损失含气孔隙体积来看,过渡带损失最大,纯气区次之,水淹区较小;从不同因素损失含气孔隙体积来看,水侵是主控因素,岩石和束缚水膨胀以及应力敏感导致含气孔隙体积损失较小,是非主控因素。利用建立的库容参数模型,优化得到32 MPa上限运行压力条件下,最大工作气量为25.61×10⁸m³,对应最优下限运行压力为18 MPa,库容量为64.74×10⁸m³。研究成果可为国内外同类低渗透底水火山岩气藏改建储气库提供借鉴。     

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。     

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。     

相国寺地下储气库低压裂缝性地层钻井防漏堵漏技术

相国寺储气库是川渝地区第1座地下储气库,由枯竭型碳酸盐岩气藏改建。因构造运动和剥蚀作用,地表已出露下三叠统嘉陵江组和下二叠统茅口组石灰岩,加之二叠系和石炭系气藏已枯竭,压力系数极低,纵向上压力系统极为复杂,钻井过程中十分突出的问题就是如何控制井漏。为此,针对相国寺储气库试验井纵向上地层裂缝发育、低压的井漏难点,结合国内外防漏堵漏工艺技术,提出了如下的技术措施:①采用优化井身结构分隔不同的低压层段,以保证不同的防漏治漏措施的效果;②应用气体钻井技术快速钻过上部低压裂缝发育段;③在长兴组—茅口组钻井液井段采用HHH堵漏、雷特纤维承压堵漏来确保油层套管固井施工作业对地层承压能力的要求。实践表明,采用这些防漏堵漏技术措施不仅解决了相国寺地下储气库试验井的钻井井漏问题,而且大幅度提高了机械钻速和缩短了钻井周期,将为后续储气井防漏堵漏提供了有效的技术支撑。     

苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约——以苏53区块为例

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,进一步提高开发效益,转换开发方式,开展气藏水平井开发技术攻关,取得了阶段性成果。在苏53区块开展水平井整体开发试验,利用水平井整体开发建成10.0×108m3/a天然气生产能力,是苏里格气田唯一的水平井整体开发建设的区块。由于受到气藏埋藏深、储层非均质性强、气水关系复杂、经济技术条件等因素影响,继续扩大气田水平井整体开发规模受到制约。通过有利条件与不利因素的分析研究,可以促进水平井整体开发技术的推广,更多地应用于类似气藏的开发。