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...     

地下储气库地层压力影响因素灰色关联分析

地下储气库注气过程中地层压力不断升高,过高的地层压力可能导致断层封闭性遭到破坏而发生天然气泄漏事故。需要分析各影响因素对地层压力的影响程度,得到影响地层压力的主要因素,为储气库安全运行提供参考。利用灰色系统理论的关联度分析法分析各影响因素与地层压力的关联度,通过关联度反映各影响因素对地层压力的影响程度。分析表明影响程度由大到小依次为注气速度、储层厚度、渗透率、孔隙度、井距、注采井到断层距离、运行井数。由关联度分析结果可知为保证储气库安全运行应合理选择注气速度和运行井数。     

基于VB和HYSYS的地下储气库地面井筒一体化压力计算系统

已有HYSYS软件本身没有井筒模块,不能在HYSYS中实现对地下储气库注采气井筒部分压力系统的模拟。为此,通过分析地下储气库注采气井井筒压力传递机理,建立了井筒压力计算数学模型;在此基础上,基于VB软件开发平台,利用HYSYS模拟软件的Extension模块扩展功能,将地下储气库注采气井井筒压力传递模型嵌入HYSYS新的单元模块,由此可方便地实现注采气井井口压力与井底压力之间的数值关联计算与压力模拟传递,并且在HYSYS的PFD模拟流程图中可以直接调用扩展开发的井筒模型。仿真计算结果表明,采用开发出的井筒压力传递模块模拟计算出的压力数据与实测数据偏差很小,能满足现场模拟计算的需求。此外,基于VB与HYSYS模拟平台对地下储气库注采气井井筒模块的成功开发使得地下储气库地面井筒压力模拟更加便捷,操作过程简化,实现了地下储气库地面管网压力系统与注采井筒压力系统的一体化模拟。     

长庆储气库合理注气压力的确定

利用衰竭气藏建设地下储气库具有储存量大、经济合理、安全系数大等优点。长庆油田计划在榆林气田南区X气藏和靖边气田陕Y气藏建设地下储气库先导试验区。由于储气库必须具备战略应急和高峰供气的能力,其气井和地面配套工艺需实现"快进快出、生产调峰能力大",因此地面配套工艺设计大型注气压缩机和高压力等级管网,注采井采用水平井建设。目前在长庆建设储气库尚属首次,如何对储气库合理配注没有成熟经验可参考,合理注气压力的确定是保障储气库正常生产、安全平稳运行的前提条件。本文通过已知地层的破裂压力,利用气藏工程方法对注气系统压力节点分析,结合注气压缩机能力,反推注气井口压力,综合考虑地面配套设备及管网设计能力及储气库设计压力运行范围,提出长庆储气库合理的注气压力,指导储气库先导试验区的注采试验。     

含水层型地下储气库天然气动态运移规律

根据含水层型地下储气库储层高度与面积相比很小的特点,建立了含水层型地下储气库天然气动态运移的积分平均模型。利用该模型计算了国内某拟建含水层型地下储气库天然气动态运移过程中注气点含气饱和度和压力随时间的变化规律,对比了本文模型与传统二维渗流和三维渗流数学模型的计算精度,研究了天然气动态运移过程中储层厚度、储层渗透率、注气速率和排水量等参数对注气点压力的影响。结果表明：本文建立的积分平均模型具有较高的计算精度,可以满足工程计算要求;注气点压力随着储层厚度、渗透率和排水量的增加呈非线性降低,随着注气速率的增加呈非线性增加。     

气藏型储气库注气期试井分析探讨

针对气藏型储气库注采井注采过程中储层物性参数影响因素不明确、注采能力不对称的问题.基于相国寺储气库井下连续油管试井测试结果,提出储气库注气期"温降效应"、"变表皮效应"的概念,分析了储气库注采过程中温降效应、变表皮效应以及储层应力敏感对注采的影响.通过气藏型储气库注气期试井分析技术,研究各因素在试井曲线上的响应特征以及...     

地下储气库注采循环过程中储层干化问题研究

地下储气库在注采循环过程中,井周围区域会发生储层干化,这会对储气库的正常运行产生影响。为此,在分析储层干化机理的基础上,基于大张坨储气库储层参数及地下温度压力条件,建立了单井控制区域的组分模型并模拟储气库周期性注采气过程。模拟结果表明:井周围储层干化的区域会逐年扩大,半径甚至超过百米;储层干化主要发生在注气周期,回采周期对储层的干化作用轻微;储层干化的速率及波及区域的大小取决于注采井的年循环气量及注入和采出天然气中水蒸气含量的差异;不同回采周期采出的天然气中水蒸气的含量呈现规律性变化,从开始接近干气逐渐升高到地下温度压力条件下饱和水蒸气含量,且该过程逐年后延。该研究结果为深入研究储层干化现象对储气库正常运营的影响奠定了基础。      

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.     

文96储气库注采井井口安全控制系统

保证地下储气库长期安全运行的关键之一是注采井的可靠运行,井口安全控制系统是气井安全生产的重要保障。储气库注采井运行过程中须承受强注、强采的工况,因而对井口安全控制系统提出了更高的要求。针对地下储气库运行特点,基于井口安全控制整体理念,从远程控制终端、井场ESD系统及井口液压控制系统等方面开展了详细研究,设计形成一套具备远程紧急关井、低压自动关井、火灾关井等多项功能的注采井井口安全控制系统。现场实践证明,文96储气库注采井井口安全控制系统具有性能稳定可靠、操作方便等特点,保障了文96地下储气库14口注采井安全平稳运行。研究结果可为油田高压气井在用井口安全控制系统优化改造、后续地下储气库注采井井口安全控制系统设计及设备选型提供参考。     

考虑储层孔隙介质分形特点的衰竭气藏储气库储层压力分布预测

考虑储层孔隙介质分形特点以及储层压力变化对储层介质渗流参数的影响,根据气体不稳定渗流理论,建立了衰竭气藏储气库储层压力动态分布的分形渗流模型,并推导出了注气过程动态储层压力的预测公式。在对本文模型计算结果与三维渗流模型计算结果对比分析基础上,研究了分形维数、弯曲率、储层厚度、气体黏度、注气速率和注气时间对地下储气库储层压力分布的影响,并计算了国内某衰竭气藏储气库BN-4井注气后的储层压力分布。结果表明:本文所建立的模型具有较高的计算精度,可以满足实际工程计算需求;分形维数和渗透率随着孔隙度的增大而增大,储气库储层介质的应力敏感性受毛细管外壁的岩性影响较大;衰竭气藏储气库的储层压力随着储层介质弯曲率、气体黏度、注气速率、注气时间的增大而增大,随着分形维数和储层厚度的增大而减小;分形维数、储层厚度、注气速率、注气时间对储气库储层压力的影响比较显著,而介质弯曲率和气体黏度对其影响不明显。为充分利用储气库储层,实际工程中注气井的间距不宜过大及可适当延长注气时间。     

砂岩油藏改建地下储气库注气能力预测方法

目前国内对于水驱后期砂岩油藏改建地下储气库的建库筛选以及地质评价研究工作才刚刚起步,需要进一步深化与加强。在借鉴国外含水层建库技术经验基础上,提出了描述水驱后期砂岩油藏恒速宏观注气能力数学表达式,并利用该表达式进一步建立了宏观注气能力与油藏埋深、渗透率、注气增压系数等的关系图版。实例计算表明：在其他地质和工艺参数基本相同的条件下,选择埋藏适中的油藏建库,既可以保证较高的注气能力又可以节省建库投资;同时由于气液流度比的显著差异,利用高渗透且非均质程度小的油藏建库将更为有利。     

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。     

异常高压下气井产量递减分析方法的应用

确定气藏参数的方法常常是关井测压。然而,我国有许多气藏渗透率特别低,压力恢复所需时间特别长,有时长达几个月。因此,有必要研究根据气井生产史确定气藏参数的方法,避免关井给生产带来的损失。对具有生产记录的气井,可以采用现代产量递减分析方法反求地层参数,并用标准化时间和标准化压力半对数图,作为检验计算结果正确与否的标准。实例对比表明,对于没有关井测压的气井,可以用该方法反求气藏参数。     

鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律

鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界气藏具有非均质性强的特点,随着开发程度的提高,气藏地层压力逐渐降低,不同区块的生产动态特征表现出明显的差异性。为了给气田的滚动开发和产能弥补提供参考依据,在气田的不同开发阶段选择了有代表性的2个高渗透区块和1个低渗透区块开展了气井定压生产试验。通过Arps产量递减分析方法,对于井口压力为13 MPa、6 MPa和3 MPa的生产条件下的试验数据进行了分析,揭示了该气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律：高渗透区块在高压和低压条件下的产量递减均符合指数递减类型,且随着井口压力的降低,产量递减率趋缓;低渗透区块的产量递减符合双曲递减类型;同时高、低渗透区块的产量递减率又表现出一定的共性,在采气速度一定的条件下,产量递减率与井口压力呈正比,与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。     

呼图壁储气库边底水水侵前缘动用及注采风险评价

具边底水储气库注采容易引起气水界面移动,水侵前缘运移及注采风险评估,对储气库水侵区库容的恢复和动用及注采井调峰能力的提升极其重要.以呼图壁储气库为例,评价了边底水储气库气水前缘恢复动用的可行性,利用示踪剂数值模拟技术确定注气前缘位置,通过多轮次注气驱替,提高储集层渗流能力.建立了影响注采井水侵的动、静态参数评价指标体系...     

中低渗枯竭气藏改建地下储气库难点及对策

枯竭油气藏是改建地下储气库的最佳类型,但在天然气用户区域,很多中低渗枯竭油气藏的储层条件不够理想。中低渗枯竭气藏改建储气库存在气井单井产能低、储层改造难度大、有效期持续时间短等难点。针对上述问题,在中低渗枯竭气藏改建储气库时,采取的主要措施是提高垫气比例,控制水体的侵入,利用水平井注采提高单井注采气能力,采用欠平衡钻井等方式加强储层保护,并且避免利用中低渗储气库进行日调峰,尽量使储气库的调峰平稳运行。通过这些措施,中低渗枯竭气藏改建储气库基本上可以满足局部地区季节调峰的需要。     

川西新场气田JS_2~1气藏测井多参数评价方法

针对川西新场气田JS12气藏开展了多参数的综合评价研究,多参数包括储层参数、裂缝参数、储层分类厚度参数。首先,开展了储层参数及裂缝参数的计算,以岩心分析结果为依据,建立了孔隙度、渗透率、含水饱和度计算模型。利用铸体薄片进行了微裂缝识别,对样品的裂缝参数和测井曲线进行相关分析,建立了测井计算裂缝参数的数学模型;其次,对储层进行聚类分析,通过聚类将储层分为三类;最后,将计算的裂缝参数、储层分类中的Ⅰ类储层厚度、孔渗饱等参数进行正态化处理,拟和测试的无阻流量与这些参数建立多元回归计算模型,即综合含气指标的数学计算模型。以综合含气指标为主要依据,进行储层综合分类和评价,指出了有利的含气区域和可供挖潜井的建议。该方法在指导气藏开发中获得了良好效果。     

龙岗礁滩气藏气井产能预测新方法

龙岗礁滩气藏具有高温、高压、高含硫、非均质性强和气水关系复杂等特征,其测试成本高、安全风险大,很难全面开展正规产能测试,而常规“一点法”计算的气井产能（无阻流量）误差较大。为此,通过分析α值对该气藏气井无阻流量计算结果的敏感性,利用部分气井正规产能测试资料和地层参数,绘制了α值与地层有效渗透率和有效储层厚度的关系图版,建立了适合于求取该气藏各气井“一点法”产能公式的新方法。通过实例计算,该方法能够较为准确地预测气井产能,从而实现在气藏产能测试不全面的情况下对气井产能进行准确简便评价的目的。      

异常高压含水凝析气藏有效库容影响因素

有效库容是储气库的关键参数,有效库容评价影响储气库的功能定位、调峰规模、建库参数设计以及整体建库方案设计。异常高压含水凝析气藏改建储气库时,异常高压、水侵和反凝析现象影响库容。由于气藏异常高压,储气库设计上限压力为58.00 MPa,远低于原始地层压力,气体体积系数不同,储气库库容也不同;储气库注采运行过程中,水体往复运移对储集空间动用效率具有较大的影响;储气库交替注采过程中,当地层压力低于露点压力时,凝析油析出对库容有一定的影响。针对这一问题,研究建立了改进的物质平衡和数值模拟双模型,以气藏动态储量为基础,定量分析了异常高压、反凝析、水侵等因素对库容的影响,并建立了一套考虑多因素影响的储气库有效库容评价方法。该成果现场应用于轮南59石炭系气藏建库,准确评价了该储气库的有效库容,为轮南59石炭系气藏改建地下储气库建库参数研究奠定基础。     

大庆五站低渗气藏数值模拟研究

目前变形介质气藏数值模型方面已有大量研究，但这些模型中只考虑了渗透率对压力的敏感性，而忽略了孔隙度对压力的敏感性。大庆油田五站低渗透气藏通过岩心应力测试表明，孔隙度和渗透率均具有应力敏感性，因此在得到大庆五站气藏岩心孔隙度、渗透率随净围压的变化规律基础上，建立了同时考虑孔、渗介质变形的低渗气藏数值模拟型，并采用IMDES方法进行求解。通过大庆五站气藏5口气井的产量历史拟合分析表明，综合考虑渗透率和孔隙度应力敏感时历史拟合更符合开采实际，说明模拟方法可在类拟气藏中应用。与此同时，通过气藏模拟表明目前气藏井控动态储量较低，要提高气藏开发效果应在有潜力和储层有效厚度增大的地区部署新开发井。