枯竭型气藏改建地下储气库
中低渗枯竭气藏改建地下储气库难点及对策
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如果水平井采用 62 mm 油管采气 ,井口压力为 2. 9 M Pa ,地层压力为 5～8. 5 M Pa 时 ,考虑了最小 携液量及冲蚀流速的影响 ,水平井采气能力为 (4～ 13. 1) ×104 m3 / d 。 2. 2. 4 下限压力 ZL 油气藏为低渗油气藏 ,按照国外经验 ,此类 油气藏的库容利用率比较低 ,一般在 30 %左右 ,按照 ZL 油气藏的 11. 94 ×108 m3 库容计算 ,30 %的工作 气量为 3. 58 ×108 m3 。对应的储气库运行压力区间 为 6～8. 5 M Pa 。故储气库下限压力取 6 M Pa 。 2. 2. 5 工作气量和垫气量 根据储气库运行压力区间可以得出 ,储气库的 供气气量为 3. 58 ×108 m3 ,垫气量为 7. 82 ×108 m3 。 2. 3 ZL 油气藏建库方案设计 2. 3. 1 储气库运行方式与周期 ZL 储气库设计用于季节性调峰用气 ,气库运行 采取先注气 ,后采气 。采气期为 : 11 月 15 日～3 月 15 日 ,共 120 d ;注气期 : 4 月 1 日～10 月 31 日 ,共 200 d ;由于储层物性相对较差 ,储气库采用相对平 稳的均匀注采方式 ,储气库日采气量稳定在 300 × 104 m3 ,日注气量稳定在 179 ×104 m3 。 2. 3. 2 注采层系划分 根据 ZL 油气藏的储层展布规律 ,储气层沉积厚 度在 50 m 左右 ,砂体厚度 30 m 左右 ,最厚可达 43. 4 m ,但整个砂体互为连通 ,为同一渗流系统 ,因此作 为一套开发层系进行开采 。 2. 3. 3 井位部署 注采井布置在构造高部位和储层厚度大 、物性 较好的区域 ,以发挥气驱重力作用和提高储气库注 采气能力 。以井组为单元 ,每个井组井数 6～8 口不
枯竭气藏改建储气库需要关注的几个关键问题
作者简介:丁国生,1966年生,高级工程师,博士;长期从事地下储气库的规划、研究与设计工作,现为中国石油勘探开发研究院廊坊分院地下储气库研究中心副主任。
地址:(065007)河北省廊坊市万庄44号信箱储气库中心。
电话:(010)69213415。
E -mail:dg s69@petr 枯竭气藏改建储气库需要关注的几个关键问题丁国生 王皆明中国石油勘探开发研究院廊坊分院丁国生等.枯竭气藏改建储气库需要关注的几个关键问题.天然气工业,2011,31(5):87-89.摘 要 到2020年,中国地下储气库的工作气需求量将超过500@108m 3,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。
关键词 枯竭气藏 地下储气库建设 气藏开发 差异性 库容参数 井网部署 安全 监测 库群优化 DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.05.023地下储气库是天然气产业中上下游不可分割的重要组成部分,随着中国天然气工业的快速发展,对地下储气库的需求将越来越迫切。
目前中国正在建设的地下储气库绝大部分是由枯竭气藏改建而成的,根据预测,到2020年,全国地下储气库的工作气需求量将超过500@108m 3[1],而其中60%~70%的工作气量将通过枯竭气藏改建而获得,因此,抓住枯竭气藏改建地下储气库建设的关键,做好枯竭气藏改建地下储气库的建设和运行管理工作,对我国地下储气库的建设具有重要意义。
地下储气库的建设与发展
地下储气库的建设与发展摘要：地下储气库在进行调控峰值以及稳定提供天然气上是十分重要的。
中国天然气地下储气库由于发展尚未成熟，但是国家对于天然气使用的普及，基本上多数居民都能用上天然气，这种供给与需求的不对等，造成地下储气库调控峰值能力无法满足其需求。
这篇论文是根据实际工作经验，站在较为宏观角度上，对目前中国天然气建设技术现状进行分析，然后根据经验对于地下储气库未来需求提出相关建议，帮助地下储气库建设与发展提供想法。
关键词：地下储气库；建设技术；发展；建议引言地下储气库建设是根据不同的储气库特性，将天然气进行压缩储存的技术方式，并且在各种天然气使用高峰期将其取出，满足高峰时期居民的使用要求，所以在进行储存、调控峰值的过程中各个技术使用操作都十分重要。
现在天然气储气库建设已经发展一段时间，但是由于发展进度赶不上时代改变，所以在需要调控峰值的阶段，地下储气库无法完全发挥其作用，这不仅对于天然气公司的品牌信誉产生影响，同时造成生活生产中不便利，与国外发达国家存在不小的差距。
1地下储气库建设技术的当前现状进展1.1枯竭油气藏建设地下储气库技术枯竭油气藏是当前最为适合建设地下储气库的技术方式，在中国也是建设地下储气库的首要之选，目前由于气田的开采不断进行，已经出现枯竭油气田的开发基本经历了产量升高、产量稳定、产量减少的几个阶段，现在气田地层压力已经下降至废弃压力的附近区域。
对于这几个开采阶段研究，建设枯竭油气藏地下储气库是可靠有效的。
但是当前中国对这项技术开始发展，但是研究使用较为不成熟，在枯竭油气藏地下储气库运营、使用、监控等方面技术工艺还处于初级阶段，系统零散，体系混乱。
但是经过国内研究，在以下几点已经有了研究成果：第一，对枯竭油气藏地下储气库调控峰值方式进行相应的改善优化，提出京津冀地区高峰值时间调控峰值的可行性方案；第二，对于一些特殊地区输气管道腐蚀问题进行阐述探讨，研制出合理的修复气井的工艺流程；第三，对于地下储气库的管理维护系统的问题进行分析，总结有效的运行管理技术经验，形成切实可行的科学技术。
吉林油田枯竭型气藏储气库固井技术
科技与创新｜Science and Technology & Innovation2024年第02期DOI：10.15913/ki.kjycx.2024.02.024吉林油田枯竭型气藏储气库固井技术贾聚全（吉林油田公司钻井工艺研究院，吉林松原138000）摘要：地下储气库运行时井筒需要承受注采交变载荷，对一次固井质量及水泥石长期性能要求高。
枯竭型气藏储气库固井施工过程中存在漏失、井筒封闭困难、注采管柱要求高等技术挑战。
为保障储气库长期安全运行，从分析储气库井井口带压原因出发，通过优选韧性材料和韧性水泥浆体系、采用凝胶堵漏技术、优化固井施工参数等措施，保障了吉林油田双坨子储气库一期工程3口先导试验井各层次套管固井水泥浆一次返地面，固井质量合格率为100%，固井胶结平均优质率达到75.03%。
关键词：储气库；韧性水泥；凝胶堵漏；顶替效率中图分类号：TE37 文献标志码：A 文章编号：2095-6835（2024）02-0088-03当前国家将油气储运的重点工程作为油气工作的重点事项，其中吉林双坨子储气库为在建储气库重点工程之一。
双坨子储气库分2期建设，一期工程涉及新钻井3口，其中泉三段1口定向井（坨库X1）、泉一段1口水平井（坨库X2）和1口直井（坨库X3）。
要保证储气库井的长期安全运行，不发生天然气泄漏等严重事故，首先要确保套管及环空水泥环长期有效密封。
从分析储气库井井口带压原因出发，针对性采取预防措施，才能保证储气库井筒密封的完整性。
1 储气库井井口带压原因分析及预防带压措施分析各储气库建设和运行情况，储气库井环空带压主要原因如下：①油管和套管泄漏。
由封隔器密封失效或内管柱螺纹丝扣连接差等情况引起。
②固井时钻井液顶替效率差。
提高顶替效率是保证层间封隔和防止环空带压问题的一项重要措施，防止环空带压的第一步就是要提高固井时的顶替效率。
③水泥浆设计不合理。
水泥浆的性能除满足施工要求外，还要考虑水泥石（如杨氏模量、泊松比等）的力学性能由于井下温度、压力、应力变化能否满足长期封隔的需要。
枯竭气藏地下储气库运行敏感因素研究
枯竭气藏地下储气库运行敏感因素研究摘要:文96储气库中石化第一座利用濒临枯竭的砂岩气藏改建的地下储气库。
由凝析气藏改建而来,储气库注入气体是干气,不同运行周期和注采方式对凝析油采收率影响十分明显,弱边水的存在方式也对气库的运行有着直接的影响,二者是影响储气库运行的敏感因素。
本文通过对凝析油采收率影响因素和水体对储气库的影响进行分析,为储气库的安全、可靠运行提供科学指导作用。
关键词:凝析油采收率弱边水因素分析储气库Abstract:The underground gas storage Sinopec first use depleted sandstone gas reservoirs of Wen 96 gas storage rebuilt.By rebuilding condensate reservoir and gas injection,gas storage is dry gas,different operation period and the injection production mode of condensate oil recovery effect is very obvious,has a direct influence existence weak edge water gas reservoir of the operation, the two are sensitive factors affecting the storage operation.This article through to the condensate oil recovery factor and the influence of water on gas storage are analyzed,to provide scientific guidance for the storage security,and reliable operation.Key Words:Condensate oil recovery;Weak edge water;Factor analysis;Gas storage文96储气库是中石化第一座利用濒临枯竭的砂岩气藏改建的地下储气库。
天然气地下储气库规划设计要点
天然气地下储气库规划设计要点摘要：天然气地下储气库的建立及扩大能很好的解决调峰问题和供气安全问题，并且具有无法代替的地位。
在天然气工业的产业体系中，天然气储气库联系了其产生和使用两个过程，是将开发出的已经质量达标的天然气传送到用户手里的必要纽带。
因其在各个方面有很多实质性的作用，因而越来越受到我国和国际上的重视。
本文将介绍天然气地下储气库规划方面的一些类型选择和设计。
关键词：动态数值模拟；天然气；地下储气库；规划设计；与其他传统方式相比，天然气地下储气库具有调峰值灵活，储存量丰富和合理性高等优点，即使在造价方面上较高，但是性价比够高，使用周期长并且更加安全和可靠。
天然气地下储气库将天然气借助地下盐穴进行转化储存然后在冬季的天然气需求高峰期将其取出利用以满足人们对热量的需求，从而方便人们的生产生活对天然气的利用，但是我国现在的天然气地下储气库还未发展成熟和壮大，对城市的季节性调峰问题的调节能力还有一定的限度和限制，不能很好的达到市场的利用需求。
我国的天然气资源相对丰富，但是我国的天然气工业产业链并不完善和足够合理，我国天然气的可持续发展道路还有很长的路要走，我们要不断增强天然气储气技术的研究和开发，不断进行技术的革新和创新，我们也要大力学习西方的先进技术和生产能力，提高我国的天然气储气技术的调峰能力，进而提高人民的生活水平。
1.地下储气库选址及库址的选择：目前的地下储气库一般选址为开采后的枯竭油气田，地下含水层或者是废旧的铁矿，众多的地下储气库大多主要利用枯竭油气田作为库址，地下含水层和含盐岩层也常利用作为地下储气库的库址。
（1）枯竭气藏型相对于各种类型的库址，把已经枯竭的气藏选作地下储气库的库址是比较好的选择，枯竭气藏不仅有良好的密封条件，储存的天然气不会散失损耗浪费掉，其有顶层和底部的夹层的良好条件更是利于天然气的储存和安放。
并且枯竭气藏型的天然气利用率较高，因为它不需要或者只需少量的垫底部的气体去保护我们所储存的天然气，从而达到利用力高和合理性强的目的。
国外地下储气库的技术与发展
国外地下储气库的技术与发展最早的天然气地下储气库是1916年在美国利用枯竭气田建造的，开创了地下储气的先例。
迄今在世界各地天然气地下储气设备总有效容积约250Gm3，共建立了551座地下储气库，其中425座主要是利用枯竭油气田，83座是利用含水构造层，39座是利用含盐岩层，4座是利用废弃矿井。
到目前为止，美国、加拿大、丹麦、德国、法国、前苏联和英国等，对利用枯竭油气田建造地下储气库，都已有了多年的实践，并进行了系统的研究，积累了丰富的经验。
一、建设地下储气库的规划要点天然气地下储气库主要由地下储集层、气井及地面设施等基本部分构成。
地面设施包括压缩机站、集输系统、气体处理和计量站。
地下储气库的建设需具有一定条件，要符合储气要求的技术特性，主要包括：1、地质条件的选择地下储集层应具有较高渗透性(一般在250～1000 mD)的非固结砂层，以中细砂为特征，比较结果表明：非固结砂层构造的储气容量、运行气量和气田峰值都好于固结砂层。
顶部盖层密闭性能要好，以保证竖向和侧向不漏气，选取的顶部盖层一般是由压实的层状粘土和其它细粒矿物质所组成的页岩，为致密的不渗透岩层。
弱的水驱，以避免抽气时随储气压力的降低，边水和底水进入气藏，使气藏孔隙空间的体积缩小，有效容积减少，降低采收率。
要求能承受较大波动的日回采量和注入流量。
2、完整的技术数据首先必须有确定的储气库开发参数，主要包括原枯竭油气田的孔隙度、渗透率、储集层厚度分布等值线、原始地层压力、含水饱和度以及最大储气能力、全部井数和井口压力等，这些参数能说明地质构造特点和对输配系统的要求。
在掌握原始地层参数的基础上，还需要进行技术经济分析和各种方案的比较，包括确定储气库的总容积、有效容积、气帽容积；注入和排出燃气的功率消耗；储气库充气和排气所需的时间；钻井、地面设施及与输配系统的连接等所需的投资规模。
二、数值模拟分析的研究模拟分析是80年代开始兴起的，目前已成为油气母开发、设计和监控的最重要手段。
枯竭油气藏型地下储气库事故分析及风险识别
与其地理位置及历史有着密不可分的关系 。自 19 世纪后半叶至 20 世纪早期 ,该地区油气勘探开发活 动密集 ,仅洛杉矶盆地就有 70 余个油田 ,并且大多 数油井井位紧密相邻 。以 PDR 枯竭油田为例 ,改建 而成的地下储气库距洛杉矶盆地大约 64 km ,其间 遍布数百口油井 。如今大多数油井已废弃 ,但未经 妥善处理 ,位置亦难以探明 ,从而为储气库气体迁移 提供了有利条件 ,埋下安全隐患 。油田进行新井开 发或二次开采时提高了该区块的地层压力 (或者储 气库运行压力过高时) 迫使地下储气库气体迁移离 开储层 ,沿着固井不良或套管锈蚀的老井上升 ,最终 泄漏到地表 。这些老井周边大多新建了住宅 ,因此 气体迁移事故极易造成人身伤亡或财产损失等严重 后果 。此外 ,加利福尼亚州正处于地震活动期 ,该区 域承受板块构造引起的挤压力 ,其大小通常与构造 作用力有关 。在此过程形成的背斜使得大片地层发 生断裂 。众多断层为地下储气库气体提供了良好的 泄漏通道 ,是除了废弃老井之外 ,造成气体迁移事故 的另一主因 。
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第二部分：注采工艺计算
中国石油西南油气田公司采气工程研究院
注采工艺计算是对储气库注采井生产油管尺寸优化和注采动态预 测，不同于常规气井，储气库既要进行采气工艺的计算，又要进行 注气工艺计算。
所需的基础参数：
产层埋深、地层压力（储气库运行压力范围）、地层温度、储层
四、规范及技术标准
（1）石油勘字[2006]215号文 天然气开发管理纲要. 中国石油天然气股份有限公司，2006； （2）石油勘字[2007]178号文 采气工程管理规定.中国石油天然气股份有限公司，2007； （3）SY/T6463-2000 采气工程方案设计编写规范.中国石油和化学工业局发布，2000； （4）SY/T6259-1996 气井开采技术规程.中国石油天然气总公司发布，1996； （5）GB/T 22513-2008 石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树.中国国家标准化管理委员会发布，2008； （6）SY/T 6268-2008 套管及油管选用推荐.国家发展和改革委员会发布，2008； （7）SY/T 5467-2007 套管柱试压规范. 国家发展和改革委员会发布，2008； （8）SY/T 5106-1998 油气田用封隔器通用技术条件.中国石油和化学工业局发布，1999； （9）SY/T6362-1998 石油天然气井下作业健康、安全与环境管理体系指南.中国石油和化学工业局发布，2000； （10）SY/T 6756-2009.油气藏改建地下储气库注采井修井作业规范. 国家能源局发布、2009 ； （11）SY/T 6645-2006枯竭砂岩油气藏地下储气库注采井射孔完井工程设计编写规. 国家发展和改革委员会发布，2006； （12）《油气藏型储气库钻完井技术要求（试行）》（油勘[2010]106号）； （13）中国石油气藏型储气库建设技术指导意见.
枯竭型气藏改建地下储气库
注采工艺及完井设计优化
西南油气田分公司采气工程研究院 2012.03
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汇报提纲
第一部分：设计依据及技术思路 第二部分：注采工艺计算 第三部分：完井工程优化设计 第四部分：实例分析
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第一部分：设计依据及技术思路
产能方程、天然气性质组分（密度、酸性气体含量等）……
单井注采气量范围、井口输压、井口最大注气压力、井口注气温
度……
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一、最大注采气量计算
建立气井模型，绘制气井流入动态曲线（IPR）和流出动态（VFP） 曲线，并进行节点分析，在给定地层压力PR，两条曲线交点（节点） 即位气井最大合理流量。
内径76mm油管 内径100.53mm油管 内径112mm油管 内径159.42mm油管
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计算注气时，不同管径油管，井口注气压力随注气量的变化结果 （井口压缩机压力级别的选择）。
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三、油管抗气体冲蚀能力计算
由于注采井的强采强注特点，抗气体冲蚀能力分析是确定注采井油管 尺寸的关键因素。根据API RP l4E标准，计算临界冲蚀流速方程为：
简化设计和施工过程，努力降低生产成本，提高经济效益。
满足“稀井高产”的要求。 满足储气库运行安全，保证长期安全生产的要求。 防止环境污染，满足环保要求。 方案设计应符合相关行业标准、设计规范及技术要求。
中国石油西南油气田公司ห้องสมุดไป่ตู้气工程研究院
三、技术思路
中国石油西南油气田公司采气工程研究院
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把地层压力或油管尺寸最为敏感性参数，就可以计算不同地层压力下， 不同油管尺寸在在井口定压条件下，气井所可以达到的最大采气量（注 气量）。
采气能力预测图
注气能力预测图
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储层渗透率敏感性分析
表皮因子敏感性分析
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Ve=C/m0.5 其中：m—混合物密度；
C—常数。（100~150）
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根据计算公式，计算不同管径在不同井口流压条件下的临界冲蚀流量， 结合采气曲线，绘制气井油管抗冲蚀能力分析图，确定气井在一定地 层压力条件下的最大合理产量。气井配产不能高于最大合理产量。
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一、储气库建设阶段
需求分析
立项阶段
可研阶段：筛选成熟合理的 工艺技术，论证建库的可行性；
初步设计：根据可研完善制 定细致的实施方案，为现场实施 进行技术准备。
可研阶段
初步设计
施工建设阶段
扩容建设阶段
气库废弃阶段
运行维护阶段
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二、设计原则 满足建库要求及气藏工程方案要求，与地质条件和地面条件相配套。 采用先进、成熟、实用的工艺技术，对主体工艺技术进行配套优化，
油管内压力损失计算取决于多种参数：
井的几何形状（井眼轨迹） 油管特征（内径、粗糙度） 流体（单相或多相、密度、粘度） 外部参数（地温梯度、热传导性）
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一定产量条件下的井筒压力损失： △P=Pwf-Pwh
计算气井在采气时不同产量条件下不同油管管径内的压降损失。
高渗储层（K=1000mD）
气井受油管限制（管径对流量的敏感性强）
低渗储层（K=10mD）
气井受储层限制（管径对流量的敏感性弱）
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储层物性好：生产能力受管径限制（大管径可减少压力损失）； 储层物性差：生产能力受储层限制。
增大流动区域（增加井网密度）；
增大井与储层接触面积（大斜度井、水平井、合理的增产措施等）； 根据储层特征，调节管径，即调整管径和储层的产能匹配。
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储气库实例：
采气能力预测图
（地层压力28MPa、井口采气压力7MPa）
注气能力预测图
（地层压力11.7MPa、井口注气压力30MPa）
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二、井筒压力损失计算
油管内流压梯度包含三个方面：
重力（流体的密度） 摩阻（流体和井壁摩擦） 加速度（压力减小、气体膨胀所致）