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11.43 cm油管,合理采气量为50×104～118×104m3/d,合理注气量为48×104～160×104m3/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。

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。

辽河油田双6储气库单井采气能力评价

辽河油田双6储气库是中国最大的气顶油环边底水储气库,没有先例可以借鉴。注采井采气能力是储气库应急调峰的关键,以X井为例,建立了适合双6储气库的注采井采气能力评价方法。通过室内岩心出砂实验,确定储集层出砂临界生产压差;通过采气系统试井,建立注采井二项式产能方程;将储集层出砂临界生产压差代入注采井二项式产能方程,得到储集层能承受的采气能力;依据对不同尺寸注采管柱冲蚀流量的评价,对采气能力进行约束。综合评价结果表明,X井储集层可承受的采气速度上限可达到282×10~4m^3/d,但受到冲蚀流量的约束,采气速度上限被限制在122×10~4m^3/d.

水侵砂岩气藏型储气库注采气能力预测方法

注采气能力预测是水侵砂岩气藏型地下储气库多周期运行动态跟踪评价的一个重要环节,可为地下储气库优化配产配注及方案调整等提供科学依据。针对水侵砂岩气藏型地下储气库气水多相渗流的特点,从总垫气量和工作气量变化率的定义出发,基于盘库技术指标的计算方法,提出了地下储气库多周期注采气能力预测的数学模型。所建立的预测模型除考虑地下储气库扩容对注采气能力的影响外,还考虑了气水互驱过程中存在的注入气损耗,从而使预测数据的规律性和可靠性大大增强。应用实例表明:该模型预测精度高、适用性好,完全能够满足地下储气库矿场的应用需求。

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。

考虑多因素影响的储气库气井注采能力优化

气井注采能力是储气库设计的一个关键参数,影响因素较多、确定难度大,针对这一问题,研究建立了采出过程“气藏—井筒—地面”一体化采出模型,考虑气藏储层供给能力和水锥影响、井筒冲蚀和临界携液、地面最小出口压力制约、管线摩阻损失,综合确定直井和水平井采出能力;注入过程建立“地面—井筒—气藏”一体化注入模型,考虑地面压缩机出口压力制约、管线摩阻损失、井筒冲蚀、气藏储层密封上限压力,综合确定直井和水平井注入能力。结果表明,该研究成果现场应用于A储气库,确定了水平井合理注采能力,为储气库气井合理配产配注奠定了基础。

R油藏改建地下储气库单井注采能力分析

单井注采能力分析是改建地下储气库优化单井产能参数的一项重要研究内容。以R油藏建库为研究对象，采用节点分析方法，模拟计算管流动态。根据协调点、冲蚀临界流量、携液临界流量以及地层压力、地层破裂压力和地面压缩机额定功率的边界限制分别预测了不同油管尺寸的采气能力和注气能力。为合理选择完井油管尺寸和在注采过程中控制井口压力提供了参考。研究结果表明：R油藏改建库采用国际上目前普遍采用的184．2mm油管，其采气能力在185×10^4～390×10^4m^3／d，注气能力在25×10^4～295×10^4m^3／d。

山东菏泽盐穴储气库注采气规模设计方法

目前盐穴储气库的注采气规模设计缺乏科学合理的评价指标,部分项目在注采气规模方面存在设计不足的情况,不能完全满足天然气市场调峰需求。为了解决上述问题,考虑到限制盐穴储气库注采气量的技术影响因素和市场经济因素,建立了一种盐穴储气库注采气规模设计方法,科学评估单腔注采气能力。结合盐穴储气库注采特征,综合考虑注采管柱尺寸及井口冲蚀流量、腔体体积和压降速度、天然气水合物三种限制因素对单腔注采气能力的主要限制,建立单腔注采气能力计算模型,提出计算分析方法。以山东菏泽盐穴储气库为例,通过实际地质条件、井筒特征计算了安全极限注采气能力,并结合地区天然气市场调峰需求,确定了菏泽储气库注气和采气能力分别为1000×10^(4)m^(3)/d、2200×10^(4)m^(3)/d。该方法将盐穴储气库注采气规模设计科学化、合理化,可有效指导盐穴储气库注采能力方案设计及后期建设,充分发挥盐穴储气库应急调峰能力,为其他盐穴储气库注采气规模设计提供参考。

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。

高温高产酸性气井完井油管选择

国外TKM气田为高温、高产、高含硫化氢和二氧化碳的碳酸盐气藏,单井气产量高(日产气150×10~4~260×10~4m^3)且含少量水(5~40 m^3/d)。为了保证气井长期安全生产需要,一方面根据TKM气田储层特征,采用敏感性分析方法对6种异径油管最大采气能力、携液能力、抗冲蚀能力、摩阻损失、工具匹配性进行分析,提出了3种不同配产条件下的完井管柱方案;另一方面,根据TKM气田酸性流体介质通过模拟腐蚀环境下不同材质的腐蚀试验对比分析,优选了经济性更好的4C材质,满足TKM气田的防腐要求。

单井改建生产调节型气藏新模式探索经验总结——以川西北部地区WC1井为例

为了充分认识四川盆地川西北部地区气田产能,减少季节性因素对区域供气的影响,探索一井一库、一井一地区的生产调节型调峰保供新模式,以川西北部地区WC1井为研究对象,分析了该井改建生产调节型气藏的可行性。研究结果表明:(1)WC1井具备改建单井生产调节型气藏的地质条件;(2)基于试井及生产资料推导的产能方程符合该井的实际生产动态;(3)评价该井合理采气量为2.67~48.27×10^(4)m^(3)/d,合理注气量为1.42~36.16×10^(4)m^(3)/d;(4)WC1井年调峰气量达0.28×10^(8)m^(3),可对区域供气,季节调峰起到重要作用;(5)WC1井通过回收注入气的方式,能够实现灵活发挥单井生产和调峰双重目标,内部收益率为6.14%,具有经济可行性。结论认为:(1)WC1井从技术条件、市场需求、经济效益多个角度均具备改建生产调节型气藏的可行性;(2)该项技术对“一井一库”新模式的探索和试运行具有指导作用,也为同类型枯竭型气井转型提供了新思路。