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。

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25.61×10^(8)m^(3),对应最优下限运行压力为18 MPa,库容量为64.74×10^(8)m^(3)。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。

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。

低渗透岩性气藏局部储气库库容量评价与工作气量优化

榆林气田低渗岩性气藏在储气库建设中属于先例，除论证库区封闭性以外，确定气库库容量与工作气量是储气库建设的核心问题。然而榆林气田南区山2气藏北部与长北合作区储层连通，榆林气田南区山2储层为大面积分布砂体的一部分。该气藏建设储气库主要面临3个方面的难点：一是低渗岩性气藏库容量的评价；二是榆林南局部建库，为防止气体外溢到长北区，如何在边界处设置缓冲区，确定南区储气库建设实际范围和库容量；三是低渗岩性气藏储气库工作气量设计与优化。通过动静态资料，首先准确评价了榆林气田南区动态储量，在此基础上通过压力波传播速度研究落实了局部储气库库容量．最后利用气藏工程多参数研究优化了局部储气库工作气量，为储气库建设提供技术支持。

多因素影响下地下储气库工作气量优化方法

储气库工作气量设计是多因素综合优化的结果,工作气量的大小与研究区内井的数量、最低外输压力、井径大小等条件相关,最终影响储气库建设成本。如何从多因素角度优化工作气量大小,达到储气库设计各参数全局最优化具有重要意义。以海上H岩性气藏为例,通过地层-井筒-井口多节点分析方法,考虑冲蚀气量与最小携液气量限制,优化单井不同地层压力下最大合理产能,根据注采物质平衡原理,建立储气库库存量注采动态预测模型;最后采用注采周期内平均产量法模拟不同井数下采气末期外输最低井口压力,建立不同井径下工作气量-井数-外输最低井口压力图板,结合图板与海上储气库井数限制要求,优化H气藏改建储气库工作气量。结果表明,H储气库采用7 in(177.8 mm)管柱,当区块注采井井数为10口,运行下限压力为23 MPa时,工作气量为26.1×108 m3,工作气比例为34.7%,区块采气量2179.1×104 m3/d,单井采气量217.9×104 m3/d,采气末期井口压力约15.3 MPa,满足外输压力与井口数量的控制要求。该技术能够实现井径、井数、工作气量、最低外输井口压力等参数全面优化。

水淹气藏型储气库提高工作气量实践

大港储气库群基本都是由水淹气藏改建的储气库,受水侵的影响,气库油、气、水关系复杂化,制约储气库的达容、达产,本文以C储气库为例,为降低水淹对气库达容的影响,采取优化运行、井网加密、分区注气等增产措施,气库水淹区范围逐渐减小,有效提高了气库工作气量,为水淹气藏型储气库的达容提供了方法和手段,对类似储气库建设和优化跟踪具有借鉴意义。

低渗岩性气藏建设地下储气库工作气量的确定

储气库库容量与工作气量是储气库建设的核心问题,工作气量与储气库运行压力、垫底气量及注采井数等相互制约。对于榆林气田低渗岩性气藏储气库建设,储气库库容量评价与工作气量设计是研究重点和难点。分述了采用压降法、流动物质平衡法与产量不稳定分析法等计算动态储量的方法,评价了榆林气田南区储气库库容量,利用气藏工程方法确定储气库工作气量与库容量的比例为27.5%,利用气藏工程多参数优化与岩心注采仿真模拟实验相结合的方法确定储气库工作气量比例为25%～30%,综合以上结果,确定储气库工作气量为库容量的25%～30%。

边水凝析气藏型储气库多周期工作气量计算方法

含有边水的凝析气藏型储气库运行投产后,在多周期扩容过程中,由于季节调峰需求,储气库的采气阶段并不能完全按照上下限压力运行,并且由于气水关系复杂和凝析气相态变化,导致储气库工作气量参数计算较为困难。基于物质平衡原理,推导考虑边水侵入、凝析气相态变化及岩石压缩性的边水凝析气藏型储气库物质平衡方程,通过计算各注采周期内储气库可动用的含气孔隙体积,建立了边水凝析气藏型储气库多周期工作气量的计算方法,结合国内某地下储气库进行了实例验证,结果表明模型计算工作气量值与实际工作气量吻合较好。该方法提高了储气库工作气量的计算准确度,对储气库多周期盘库和高效运行管理提供了技术支撑。

文96储气库达容达产技术与实践

针对制约文96地下储气库达容达产的主要因素(水侵影响、压力运行区间小),运用气藏工程的方法,对文96储气库实际生产运行进行了动态分析,在此基础上提出了相应的达容达产技术对策。研究结果表明:①该地下储气库达容达产提升技术包括边水控制技术、井网控制技术、不动管柱注采工程技术、增大压力运行技术等,通过新钻调整井和更新井进一步完善注采井网,以动用古近系沙河街组三段上亚段注采后期工作气量及边部未控储量,增加工作气量0.35×10^(8)m^(3);②利用室内岩心实验评价边水侵入后对气库库容、工作气量影响,优化生产运行制度控制边水侵入;③实施注采气工艺措施手段,解决气井积液、结盐等问题,进一步提升单井注采能力;④增大注采压力运行区间,满足气库设计上限压力27 MPa,下限压力12.9 MPa期间运行,达到可采气量最大化要求。结论认为,应用相关研究成果不仅可以实现该储气库在达容基础上的扩容,而且还可以为最终提升储气库工作气量提供技术参考。

油藏型储气库与天然气驱油协同建设实验——以葡北油田三间房组油藏为例

关于协同型储气库库容预测、协同阶段向储气库阶段转换时机的研究鲜有。通过岩心驱替实验和覆压孔渗实验,研究长期水驱和多轮次气驱对储气库库容的影响;利用葡北油田全直径岩心,开展采油扩大库容与协同型储气库运行全过程实验,分析定压生产和定时生产2种开发模式下多轮次气驱对库容、达容时间、工作气量占比、采收率等的影响。结果表明,长期水驱及多轮次气驱均能改善储集层物性,是储气库库容增大的因素之一;随着注采轮次的增加,2种开发模式下的库容增量逐轮次降低,工作气量占比逐轮次增加;储气库分别在定压生产注采第6轮次和定时生产注采第10轮次后接近达容,采收率基本不再增加;定压生产比定时生产采收率提高0.31%。

地下空间压缩空气储能潜力快速评估方法研究

压缩空气储能(CAES)是目前最有前景的大规模储能技术之一。建设此类系统的理想气体储存空间是盐穴,但我国可供建设盐穴型压缩空气储能系统的优质厚层盐矿资源有限,因此利用硐室、渗透性储层等其他类型封闭空间建设压缩空气储能系统正在成为研究热点。如何快速的评估封闭空间的压缩空气储能潜力,是系统建设选址评估的首要问题。本文提供一种计算封闭空间压缩空气储能潜力的方法,可以快速评估各类封闭空间用于建设压缩空气储能系统时的潜在储能规模。

非均质性气藏储气库布井方式优化设计

储气库布井方式与常规气田开发有很大不同,在相同的投资条件下,气田开发布井方式追求气田采收率最大化,而储气库布井方式追求储气库在一个采气周期(3~4月)内工作气量的最大化;特别是利用非均质性气藏建设的储气库,不同区域气井产气能力差异性较大,不宜采用一套井网。以苏A储气库为例,将建库区划分为高、低渗透两个区域,分别论证了不同区域气井采气能力以及区域工作气量随采气井数变化规律,同时,提出了一种基于工作气量最大化的非均匀布井方法,确定了高渗区、低渗区合理的井网密度。结果表明,当储气库总井为11口时,采用非均匀布井方式,高渗区井网密度为1.7口/km^2,低渗区井网密度为0.38口/km^2,储气库工作气量较均匀布井提高0.99×10^8m^3,提高幅度14.6%。

地下储气库调峰产量与采气井数设计技术

地下储气库的调峰产量和采气井数是其设计的关键指标,目前国内主要以估算的方式来确定这两个参数,未见理论与实际成熟配套的技术方法,由此带来了地下储气库实际运行工作气量无法达标、采气调峰能力不足等后果,直接影响到了地下储气库的运行效果。为此,根据已建成的中国石油大港油田地下储气库群多年实际运行效果,在研究地下储气库实际调峰运行规律的基础上,以地下储气库不同调峰强度为模式,应用微积分数学描述方法,创建了以计算地下储气库日调峰气量、高峰期和低谷期采气井数为核心的马成MC公式,描述了地下储气库工作气量、调峰气量、单井产量、采气井数之间的数学关系,解决了在工作气量控制下调峰日产气量与采气井数的设计技术问题,对地下储气库的调峰产量预测和生产井数设计具有指导意义。

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。

西气东输盐穴储气库库容及运行模拟预测研究

掌握盐穴储气库的库容量和运行过程中的状态变化是合理制定盐穴储气库调峰方案的基础。在溶腔体积一定时,通过气体状态方程可求出单个溶腔的库容量,但需充分考虑溶腔的最大压力和温度对库容及工作气量的影响。在气库的注采过程中,天然气的不断压缩和膨胀并在井筒和地层中产生热交换,引起井筒和溶腔内的温度和压力变化。该变化过程遵循能量守恒和质量守恒定律,可建立相应的数学模型对溶腔和井口的温度压力进行预测。对西气东输盐穴储气库单腔运行过程的模拟发现,溶腔投入运行后的首个注采周期是温度、压力变化最剧烈的阶段,且单腔的工作气量并非一成不变,它与溶腔同一周期的采气时间长短成负相关关系,开采周期越长,溶腔温度变化越平稳,能采出的工作气量也越多;反之,则工作气量越少。因此在制定盐穴储气库调峰方案时,应尽量避免单个溶腔的强注强采而导致溶腔温度压力的剧烈变化,从而最大限度地提高单腔工作气量,发挥储气库的最大调峰能力。

全球地下储气库发展趋势研究及对我国储气调峰体系建设的启示

地下储气库是全球天然气储气调峰的主要手段,其中欧美占据了全球93%的储气能力,但未来新增趋势正逐步向亚太等新兴市场转移。已建成枯竭油气藏储气库的规模最大,而盐穴储气库因其灵活性而受到越来越多的重视。欧美管道气市场发达,通过大力建设地下储气库保障调峰供给能力,亚太地区以LNG贸易为主,LNG储罐发挥着重要作用。全球地下储气库发展现状与趋势对我国天然气储备调峰体系建设有着重要的启示作用,我国应统筹天然气开发与地下储气库建设规划,促进天然气储备调峰设施建设多元化发展,发挥LNG供给调峰和储气库周期储气的双重优势,优化大型天然气储备调峰基础设施产业布局。

提高储气库运营的市场效率探讨

对于天然气产业而言,储气库是一种十分重要的设施,对于调峰保供具有极其关键的作用和意义。本文首先系统阐述了我国储气库的发展现状和储气库建设运营存在的问题,然后通过调研,提出了一些对策与建议:鼓励投资主体多元化;确定天然气定价机制;实施差异化鼓励政策,以期提高我国储气库运营的市场效率,从而促进我国储气库的可持续发展。

国内外盐穴储气库发展概况及趋势

盐穴储气库采用溶盐采矿的方式在地下盐层中建造腔体储存天然气,因运行方式的特殊使其具有工作气比例高、日注采量大以及可回收全部垫底气的特点。盐穴储气库与天然气运输线路配合可以进行季节调峰、应急调峰,同时可以满足贸易需求。截至2020年初,世界范围内共有14个国家投入运行108座盐穴储气库,工作气量323亿立方米。文章主要分析了欧洲及美国盐穴储气库建设及技术现状,同时归纳总结了我国盐穴建库现状及特色技术,中外结合为我国盐穴储气库发展提供借鉴作用。

中国石化推进天然气产供储销体系建设

2019年8月1日,文23储气库3号丛式井场投用,标志着该储气库项目一期工程提前完成建设施工任务,进入全面注气阶段。文23储气库是国家“十三五”重点工程项目,是国内东部地区迄今为止库容最大、工作气量最高的天然气储气调峰设施,可为京、津、冀、鲁、豫等省市提供供气保障。文23储气库的投用是中国石化天然气产供储销体系建设的重要里程碑,除文23储气库以外,中国石化文96储气库运转良好,金坛储气库稳步达容,江汉黄场储气库开工建设,这为做好后续供暖季保供工作奠定了良好基础。

大港油田储气库群正式采气生产

近期,大范围寒潮天气影响我国多个地区。2021年11月8日,中国石油大港油田(以下简称大港油田)储气库群正式采气生产,板中北库3-3井、库3-18H井、板808/828库5-3井、库5-5井率先开井生产,正式向北京、天津、河北输送天然气,迎战寒潮。作为京津冀地区工作气量最大、见效最快的区域性调控气源,大港油田储气库群主要承担着天然气区域调峰、应急供气、战略储备等职能,目前已建成地下储气库9座、在建储气库2座,地下开井采气2小时即可到达北京中心城区。其中,大张坨储气库被誉为“中华第一储气库”。投产至今,这个储气库已安全平稳运行7669天,21年来库群累计注采气量稳居全国首位。