火山岩气藏改建地下储气库注采能力

火山岩气藏改建地下储气库,目前中国还没有先例。气井注采能力是改建储气库的一个关键参数,以徐深气田D区块为例,建立了适合火山岩气藏改建储气库注采能力的一套计算方法。在建立单井校正点二项式产能方程基础上,得到直井和水平井的平均产能方程;通过流入、流出节点法计算理想条件下不同油管尺寸、地层压力及井口压力下的最大注入和采出能力;通过控制冲蚀流量、临界水锥产量、临界携液产量等对气井最大采出能力进行约束,以确保储气库采气阶段边底水不会发生快速水侵,从而得到气井合理注入采出能力。综合多方法计算结果表明:D区块直井的采出能力上限为12×10~4m~3/d,注入能力上限为20×10~4m~3/d;水平井的采出能力上限为50×10~4m~3/d,注入能力上限为70×10~4m~3/d。     

呼图壁储气库注采井完成首次酸化措施先导试验

正2018年5月9日,随着井口油压上升到13MPa,每小时产液3m~3,标志着新疆油田公司呼图壁储气库HUK23井酸化作业施工顺利成功实施。HUK23井是呼图壁储气库作业区的一口注采气井,该井目前最大日采气能力仅为43×10~4m~3。为进一步提高单井提采潜力,不断加大气井挖潜力度,综合分析论证,并查看HUK23井钻、试、采等历史资料,得出这口井有     

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。     

深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点，采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题，考虑应力敏感和气体物性变化的影响，对二项式产能方程进行修正，在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法，并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算，进行影响因素分析。结果表明：对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层，气井合理采气量在低压下受流出动态控制，在高压下受冲蚀流量限制，合理注气量在高压下受流出动态控制，在低压下受冲蚀流量限制；而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层，气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%～9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%～35.29%;现有井筒结构条件下，当注气量为55×10⁴～70×10⁴m³/d时，摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑，对该类储气库的建设运行具有指导意义。     

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对试井解释参数的影响。结果表明:①相对于采气期试井测试,注气期测试得到的储层物性参数具有同样的参考价值;②储气库温降效应对于试井解释结果的影响可忽略不计,而在不同注采运行周期内,变表皮效应以及应力敏感效应影响差异较大;③编制储气库注采运行方案时应充分考虑变表皮效应与应力敏感的影响,在不同注采运行周期内开展试井测试获取准确的储层参数值。研究成果为储气库试井测试与解释提供了重要的研究依据和理论指导。     

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。     

水淹油气藏改建储气库注采工艺联合运行技术

由水淹油气藏改建的地下储气库受油田注水开发和水侵的双重影响,气藏主力产层水淹严重,储层内部油气水三相分布混乱,注采井生产回压高,单井注采气生产能力差,延缓了储气库的达容速度。为此,通过综合分析储气库的注气工艺和采气工艺特点,提出了储气库注气工艺和采气工艺联合运行的新技术,并应用HAZOP方法对该技术进行了风险分析和识别,制订了生产运行风险控制措施。该新技术的成功应用解决了注采井储层水淹和生产回压高的难题,有效改善了单井的注采气生产能力,加快了储气库的达容速度,丰富了水淹油气藏改建地下储气库的达容措施,进一步提高了储气库的管理水平,对我国储气库的生产运行管理具有一定的指导作用。     

榆林南地下储气库注采井完井管柱的优化设计

地下储气库注采井与常规气田开发井运行工况存在着很大差异,要求具有采气和注气双重功能,能够实时监测井下动态,在长期(30~50a)频繁剧烈的注采气和压差变化下能够确保井筒的密封性和安全性。为此,针对鄂尔多斯盆地榆林南地下储气库注采井气量大、周期性强注强采的特点以及高安全性能、长使用寿命等的特殊要求,应用节点分析方法对天然气的流入、流出注采过程、不同尺寸油管注采能力等进行了分析,并结合冲蚀流量和临界携液流量等的计算结果,最终确定了Ⅰ类注采井(小于等于200×104 m3/d)采用139.7mm油管,Ⅱ类注采井(小于等于80×104 m3/d)采用114.3mm油管。通过管柱结构优化设计,注采井采用井下悬挂压力计测压完井管柱,从上至下完井工具包括"上流动短节+井下液控安全阀+下流动短节+循环滑套+永久式封隔器+磨铣延伸筒+堵塞坐落短节+带孔管+悬挂坐落短节"等。现场2个注采周期运行试验结果表明,完井管柱能够满足地下储气库生产运行要求,其设计方法可供同类储气库注采井完井设计时参考。     

相国寺储气库调峰采气量逾10×10~8m~3

正截至2016年3月初,相国寺储气库累计调峰采气量逾10×10~8m~3,其中,上载中贵线4.61×10~8m~3、进川渝管网5.49×10~8m~3。2013年6月29日投运注气以来,相国寺储气库累计历经3个注气和2个采气周期,共建成注采井11口,2014年12月1日首次向川渝管网调峰采气,2015年11月19日首次向中卫—贵阳联络线调峰采气,同时实现了双向调峰功能以及与全国管网的互     

重庆相国寺储气库刷新注气量纪录

正位于重庆市的西南地区首座地下储气库——相国寺储气库于2013年6月开始试注投运,目前已完成"六注四采",历年累计注气量达78.09×10~8 m3,采气量为40.44×10~8 m3。第六周期注气于2018年10月15日完成,全周期注气量为16.8×10~8 m3,库存气量为40.63×10~8 m3,较上一周期多注气1.42×10~8 m3,再次刷新历史最高注气量纪录。自2018年4月开始第六周期注气以来,相国寺储气库进一步加强注采气井、监测井和封堵井的巡查与基础资料的录取工作,强化     

地下储气库注采管柱气密封螺纹接头优选

为解决国内地下储气库井注采管柱气密封螺纹接头选用混乱且适用性不清的问题,首先对现有标准和气密封试验数据进行统计比对分析,发现各种气密封螺纹接头的拉伸效率相同,但其压缩效率差异大且现有标准已不适用于储气库注采管柱气密封螺纹接头的选择,认为注采管柱气密封螺纹接头的选择必须考虑管柱载荷的交变;然后结合2口储气库井注采工况,基于管柱力学理论计算获得2种规格注采管柱的最大拉伸载荷和最大压缩载荷,对比已选用的气密封螺纹接头,重点研究了接头拉伸效率、压缩效率与管柱载荷之间的关系,提出了注采管柱气密封螺纹接头优选判据;进一步利用全尺寸实物复合加载试验机对2种规格注采管柱进行多周次气密封循环试验,试验结果证实了上述判据的合理性。所提出的优选判据不仅可以作为气密封螺纹接头优选的基本依据,而且还可以作为储气库井注采管柱设计的依据,并纳入了中国石油天然气行业标准。     

连续油管动态监测技术在相国寺储气库中的应用

储气库注采井注采能力是储气库工程设计中的关键参数,决定了储气库的最大应急调节能力,对已完钻的注采井开展准确的注采能力评价就显得尤为重要。针对相国寺储气库注采井大井斜角、长水平段、复杂注采管柱结构和强注强采等特点,开展动态监测技术适应性分析,优化连续油管动态监测工具及施工方案,并进行了2口注采井在高注气量条件下的连续油管动态测试现场施工作业,获取了动态监测数据。对现场施工工艺、配套工具及监测数据评价分析表明,连续油管动态监测技术可满足储气库注采井动态监测施工要求,录取的的数据真实可靠,能为注采井最大调峰能力的确定和注采井的调整提供充分的依据,对类似储气库注采井动态监测工作具有借鉴意义。     

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。     

气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术

气藏型地下储气库是目前全球最主要的地下储气库类型,其工作气量约占全球各类储气库总工作气量的75%。为了提高气藏型地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的科学性和可靠性、优化储气库运行参数,从储气库多周期大流量强注强采的基本特点出发,综合采用物理模拟和数值模拟两种技术手段,重点研究了复杂地质条件气藏改建储气库圈闭动态密封性和气水高速交互渗流机理,建立了盖层、断层动态密封性评价和库容参数评价的关键技术。研究结果表明:(1)储气库注采工况交变应力对盖层原始静态毛细管密封和力学完整性具有不同程度的弱化作用,采用动态突破压力、剪切安全指数等指标可以全面量化评价圈闭的密封性;(2)基于高速注采互驱实验揭示的孔隙局部动用机理,建立了以有效含气孔隙为基础的储气库库容量设计方法。矿场应用实例表明,该技术应用于大型多层H储气库,有效指导了储气库建库地质方案设计,该储气库经过5个周期注采后达容率为91.8%,调峰能力由投产初期的2.7×10~8 m~3快速增至36.3×10~8 m~3,运行指标与方案设计吻合程度高。     

季节调峰型地下储气库注采规模设计——以川渝气区相国寺地下储气库项目设计为例

注采规模决定了地下储气库井口数量、井口油套管尺寸的设计和地面集输系统的设计规模,注采规模的计算是季节调峰型地下储气库工程设计的关键。为此,以川渝气区相国寺地下储气库工程为例,制订了季节调峰型地下储气库注采规模的设计流程,阐述了消费系数法在天然气市场需求量预测中的应用,分析了天然气的需求结构及月不均匀系数对注采规模设计的影响,提出了季节调峰型地下储气库调峰需求总量及注采规模的计算方法,为其他类型储气库注采规模的设计提供了参考。     

下倾型页岩气水平井连续油管排水采气工艺

页岩气井水平段采用?139.7 mm套管完井,受地层构造影响,部分气井B、A靶点垂深差大,呈现下倾型特征,水平段携液能力差,随地层能量衰竭,积液易堆积在油管鞋以下水平段,造成气井水淹,采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内,优选更小尺寸的连续油管下至水平段,增大气体流速,提高气井携液能力,同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气,排出水平段积液。研究表明,?50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井,?38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明,下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后,油套压变化稳定,气井连续携液气量降低,井筒内气液分布均匀,滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题,实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。     

尖北气田高温深井新型解堵体系研究及应用

２０２０年以来,青海油田尖北气田部分气井连续出现压力测试遇阻问题,且采取连续油管清水通洗井且反复冲洗均无法解堵,严重影响了该区块气井的生产及各项测试作业的开展。针对气井堵塞的现状,室内开展了井筒堵塞组份分析,认为是由于联苯在井筒析出沉积,包裹地层出砂导致井筒堵塞。由于该区块为裂缝性基岩储层,井温高达170 ℃,对解堵剂的研究提出了很大的挑战。文章通过大量室内研究,研制出一套化学复合解堵剂配方,结合连续油管带压施工解堵工艺,成功解除 ２口井井筒堵塞,解决了现场生产技术难题。     

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针对磨溪气田水平井段长度大、有效储层分散及非均质的特点，提出了水平井连续油管拖动解堵及大型空井酸化工艺技术，即先将连续油管下到水平段末端，根据水平井段储层分布规律，在连续油管注酸的同时按设计的速度提升连续油管，直到酸液覆盖整个水平储层段。采用这种方法，可以让每个射孔段都能接触到地面原始浓度的鲜酸，解决了由于水平井段长，部分射孔段难以接触到鲜酸的难题。此外，还可以将水平井段中的压井液替出井底和进行酸后液氮排液，提高了残酸的返排效率，减少了增产作业中的二次损害。大型空井酸化对连续油管酸化后的井进行彻底解堵和改造。该工艺技术在M75—H、M38H及M50井实施了水平井连续油管酸化工艺试验。3口先导试验水平井累计增加井口产能37.86×104m3/d，是该地区同类直井平均产量的4～7倍，获得了显著的增产效果和经济效益。     

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。