Key technologies of construction design and operation optimization for underground gas storage of low permeability lithologic gas reservoirs in Ordos Basin

  • Jinbu LI , 1, 2 ,
  • Yong XIA , 1, 2 ,
  • Delong WANG 1, 2 ,
  • Chenyang ZHAO 1, 2 ,
  • Jianguo ZHANG 1, 2 ,
  • Leilei WANG 1, 2 ,
  • Yilin HE 1, 2 ,
  • Wenhong AN 1, 2
Expand
  • 1. National Engineering Laboratory for Low⁃permeability Petroleum Exploration and Development,Xi’an 710018,China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Changqing Oilfield Company,CNPC,Xi’an 710018,China

Received date: 2022-12-21

  Revised date: 2023-03-01

  Online published: 2023-07-28

Supported by

The PetroChina Science & Technology Major Project(2015E-4002)

Highlights

The reconstruction of underground gas storage of low permeability lithology gas reservoir in Ordos Basin has various reservoir features, complex sealing conditions, and hydrogen sulfide in the Ordos Basin, which makes geological evaluation and construction operation difficult. The key technologies for designing and operating gas storage in low-permeability lithologic reservoirs are summarized from three aspects: site selection evaluation, index design, and operation optimization. This research establishes the site selection evaluation technology and site selection index system of gas storage in low-permeability lithologic gas reservoirs, and ten favorable construction areas are determined. Besides, the formation of gas storage in low permeability lithologic reservoirs index design technology effectively improves the injection-production performance of gas wells, expands the operating pressure range, optimizes the injection-production well type and location deployment mode, and supports the optimization design of four gas storages. Moreover, the paper forms the evaluation technology of the whole life cycle operation of gas storage. The relevant findings help petroleum engineers continuously improve the peak shaving capacity of the in-service gas storage. Meanwhile, we optimize the hydrogen sulfide production gas elutriation mode, and rearrange the geology, wellbore, and ground integrated management and evaluation methods, thus realizing the long-term safe operation of the gas storage in low-permeability lithologic reservoirs. Three key technologies have been successfully applied to the site selection, design, and operation of SH, YU, SD, and LW gas storage in the Ordos Basin. The scheme design indicators are basically consistent with the actual dynamic evaluation, and the peak shaving capacity is 7.5×108 m3. In-service gas storages in the research areas have realized more than eight years of safe operation.

Cite this article

Jinbu LI , Yong XIA , Delong WANG , Chenyang ZHAO , Jianguo ZHANG , Leilei WANG , Yilin HE , Wenhong AN . Key technologies of construction design and operation optimization for underground gas storage of low permeability lithologic gas reservoirs in Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(8) : 1442 -1451 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.005

0 引言

随着加快完善天然气产供储销体系建设步伐,以及推动储气能力快速发展的国家战略的实施,全国天然气需求预计在2035—2040年间将达6 500×108 m3顶峰,储气能力需求预计达1 000×108 m3[1。气藏型储气库工作气量约占全球储气库总工作气量的75%,是最主要的储气库类型2-8。自20世纪90年代末,国内开始利用气藏进行改建储气库评价建设,截至2022年,形成工作气量约150×108 m3[1-3,但距离国家的储气能力需求还有较大差距。地下储气库一般选取储层封闭性好的隆起或断块等构造和物性好、单井产量高的中—高渗储层进行建设,能满足快注快采的要求2-11。低渗岩性气藏是国内在产天然气田的主要气藏类型,以鄂尔多斯盆地靖边气田、榆林气田等为代表。国内优质建库资源相对缺乏4,低渗岩性气藏若可用于改建储气库,一是将大幅拓宽储气库的建设领域;二是可有效提升鄂尔多斯盆地的天然气冬季调峰能力,平抑气田季节生产的峰谷差。
对于改建储气库来说,低渗岩性气藏具有无断层或气水界面等明显的封闭边界、储层物性较差且分布不均、单井产能普遍较低等特点,导致建库密封性不落实、气井注采能力较低、经济效益较差10,对该类型气藏库址筛选、指标设计和注采运行等造成严峻挑战,目前尚无该类气藏改建储气库的可借鉴案例。针对该类气藏复杂的地质特点,通过不断的探索实践与研究,形成了一套适用于低渗岩性气藏的选址评价、指标设计优化、全周期注采优化等储气库关键技术,有效指导了低渗岩性气藏型储气库的方案设计、规模化建设和安全稳定运行。

1 低渗岩性气藏型储气库地质特点

与国内外典型储气库相比,低渗岩性气藏改建储气库的地质特点主要体现在储层条件、封闭条件和流体特征的复杂性。

1.1 储层条件的复杂性

储层厚度大、物性好、气井产能高是保证储气库实现强注强采的基础9。鄂尔多斯盆地主要发育低渗—致密气藏,含气层位多但储层条件整体较差。一是纵向发育层系多:目前勘探开发进展表明,自上古生界石千峰组至下古生界马家沟组均有气藏发现,纵向含气层系达5~20层。二是储层类型多样:下古生界储层主要为细粉晶、中粗晶白云岩储层等,发育溶孔型、溶孔—裂缝型、裂缝型等储层类型,裂缝对渗流影响大;上古生界砂岩储层有石英砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑砂岩等,发育粒间孔、溶孔等,不同孔隙类型与结构造成了渗流的巨大差异。三是储层低渗且非均质性强:整体为低渗—致密储层,渗透率主要在(0.1~10)×10-3 μm2之间,渗透率在1.0×10-3 μm2以上的低渗储层发育较少,分布分散,仅在局部发育物性相对较好的甜点区。四是单井产能普遍较低:受储层低渗—致密的影响,气井日产量普遍在(0.5~2.0)×104 m3之间,难以满足储气库强注强采要求。上述原因导致在鄂尔多斯盆地储气库选址评价和建库设计难度大(表1)。
表1 鄂尔多斯盆地主要气藏建库地质参数与展布特征对比

Table 1 Comparison of geological parameters and distribution characteristics of main gas reservoirs in Ordos Basin

序号 气藏

孔隙度

/%

渗透率

/(10-3 μm2

试气无阻流量

/(104 m3/d)

最大累计产气量

/(108 m3

井均动态

储量

/(108 m3

H2S含量

/(mg/m3

有效储层展布特征
1 8—山1 8.9 0.73 7.8 1.6 0.29 0~15 单个砂体规模较小,复合砂体横向大面积连片分布
2 2 6.2 4.85 15.8 9.9 2.35 0~15 砂体局部厚层分布,大面积连片
3 太原 8.0 0.64 10.5 0.7 0.32 0~15 纵向多薄层叠置,平面呈条带状展布
4 本溪 6.7 0.97 13.8 2.2 0.35 0~15 北部砂体连续,南部砂体呈透镜体状分布,整体规模较小
5 马五1 5.5 2.63 28.7 9.1 2.14 50~900 大面积分布,被沟槽和局部致密带切割成多个独立单元
6 马五4 6.5 1.11 7.3 2.9 0.41 200~4 000 储层整体连续,局部高产富集,高含水,高含硫化氢
7 马五5 5.0 0.54 30.2 8.2 0.50 0~5 000 白云岩储层呈透镜状分布,局部高产富集

1.2 封闭条件的复杂性

一般改建储气库选取构造边界清晰、密封性良好的构造型气藏11。鄂尔多斯盆地为典型的克拉通盆地,主体为平缓的单斜构造,断层基本不发育,气藏圈闭类型主要为岩性圈闭。各层系气藏的盖层主要为泥岩、炭质泥岩、泥质白云岩、灰岩等,厚度一般在30 m以上,岩性致密,封闭能力强。侧向边界的准确表征是岩性气藏改建储气库封闭性评价的关键。
从圈闭类型来看,下古生界气藏为地层—古地貌复合圈闭,其顶部的马五1+2亚段主要被区域剥蚀、侵蚀沟槽、致密带、岩相变化、局部相对富水区等切割成相对独立的单元(图1)。上古生界砂岩气藏的封闭条件主要受沉积和成藏作用控制,由分流间湾沉积的泥岩、砂体内部发育的致密阻流带、局部地层水体等共同构成(图2)。岩性气藏的侧向封闭边界类型多,封闭性能存在差异性。由于三维地震技术受厚层黄土层的降阻效应影响,很难准确预测储层侧向岩性边界。
图1 靖边气田某区块下古生界马五1+2亚段地层残余厚度与封闭条件分析

Fig.1 Analysis of residual thickness distribution and sealing condition of the Lower Paleozoic MW1+2 Member in certain area of Jingbian Gas Field

图2 榆林气田某区块上古生界山2气藏砂体展布与封闭条件分析

Fig.2 Analysis of sand distribution and sealing condition of the Upper Paleozoic Shan2 gas reservoir in certain area of Yulin Gas Field

1.3 流体特征的复杂性

国内外储气库一般选取不含硫化氢、流体性质相对简单的气藏改建11。鄂尔多斯盆地部分气藏含硫化氢等酸性气体,表现在:一是硫化氢含量层间差异明显,含硫储层主要集中在下古生界马五1—马五5亚段,各层之间差异较大;二是层内硫化氢含量分布不均,硫化氢含量在0~5 000 mg/m3之间,局部可达10 000 mg/m3以上。改建储气库注入干净气之后,与原生气混合,采出气中仍含有一定量的硫化氢等酸性气体。随着储气库多周期的高速注采,地层气不断与注入气融合并被采出,各周期的流体组分变化和渗流规律复杂。除硫化氢外,部分气井存在产水问题,由于气藏普遍处于开发中后期,流体分布更加复杂,储气库强采工况下水侵风险大,会严重影响天然气生产。这对建库设计与运行优化提出了更高要求,也影响着酸气处理工艺选取和钻井、地面工程的选型选材。

2 低渗岩性气藏型储气库建库设计与运行关键技术

针对低渗岩性气藏改建储气库的地质难点,从库址筛选、指标设计、运行优化三方面开展研究攻关,总结了低渗岩性气藏型储气库建库设计与运行优化关键技术。

2.1 库址筛选技术

储气库库址筛选评价是综合考虑地质条件、钻井与地面情况、市场需求等因素,通过开展圈闭密封性、储层物性、流体分布等研究评价11-14,建立科学合理的指标评价体系,优选适宜建库的有利区块。其中,地质体密封性评价和甜点区筛选是决定低渗岩性气藏能否改建储气库的关键,即要保证大规模的天然气能够“存得住”,还要“注得进”“采得出”。

2.1.1 岩性气藏地质体密封性评价

由于储气库注采运行过程中受地层压力交替改变引发的应力场扰动,导致盖层变形和疲劳破坏,引起气体规模化泄漏的风险15。开展所选库址的密封性综合研究,评价建库气藏是否具备“纵向封存、横向遮挡、渗漏监测”能力是库址筛选的首要因素16。针对岩性圈闭主要受岩性与含气性变化控制、无明显侧向边界17的地质特征,建立了“岩性—物性—流体—动态”联动的岩性气藏侧向密封性评价方法(图3)。通过地震精细处理与解释、侵蚀沟槽展布、三维地质建模等方法,进行侧向不同类型储层展布的精细描述,落实库区侧向岩性、物性等变化情况;分析储层的储集空间和渗透率场分布,针对侧向致密边界开展岩心静态与动态突破压力实验,落实侧向致密储层的密封能力;对比评价各区带的原始地层压力与生产变化特征,结合压恢试井和干扰试井等动态分析,评价气藏的动态边界;利用各区带之间硫化氢、二氧化碳等组分差异,评价井间储层的连通关系;对局部存在的地层水体,描述其分布与生产动态变化,确定水体边界及能量。利用动静结合、定性与定量结合等多种方法,综合确定建库有利区可形成圈闭的侧向边界。
图3 岩性气藏储气库侧向封闭性评价技术体系

Fig.3 Technical system for evaluating lateral sealing of lithologic gas reservoirs

2.1.2 低渗气藏建库甜点区筛选

在相对圈闭的岩性地质体内,受复杂岩性展布、储层强非均质性等影响,在总体低渗—致密的背景下局部储层物性相对较好,气井产能相对较高。若采用传统的整体建库模式,对连通储层均进行注采井部署,则在低渗区会产生较多的低产气井,导致建库成本高11。通过分析储层导流能力和产能影响因素,建立建库甜点区筛选标准,确定甜点区的渗透率下限为3.0×10-3 μm2,气井无阻流量≥50×104 m3/d,可保证具备较好的生产能力;可形成动态封闭的渗透率下限为0.1×10-3 μm2,气井无阻流量<5.0×104 m3/d;介于(0.1~3.0)×10-3 μm2之间的储层空间可动用,但相对低效,可用于辅助注采。基于储层非均质性表征和流动单元分类评价,落实目标气藏的“甜点”区域,形成了低渗气藏“甜点区注采、过渡区辅助注采、致密边界动态封闭”的三区带联动建库模式(图4),该模式的建立大大拓展了建库选区范围。
图4 低渗岩性气藏三区带联动建库模式

Fig.4 The three-zone linkage UGS model of low permeability lithologic gas reservoir

2.1.3 多因素建库有利区筛选

基于地质特征分析进行建库有利气藏的初筛,鄂尔多斯盆地榆林气田上古生界山2、靖边气田下古生界马五1、靖西环带下古生界马五5等气藏具有相对较好的密封条件和产气能力。以气藏内部流动单元划分为基础,侧向密封性、气井生产能力为主要参数,结合储层物性、流体性质、地面情况、老井工况、市场需求等次要因素,构建了低渗岩性储气库的库址筛选综合指标体系(表2)。采用模糊矩阵评价法,综合专家指标定性打分和权重定量评估,根据最大隶属度原则和加权平均原则,开展综合评价和量化打分。筛选出靖边气田马五1气藏2块、靖西环带马五5气藏2块、榆林气田山2气藏6块建库有利区,预测可改建储气库的库容量达540×108 m3以上,类比概算工作气量在160×108 m3以上。根据量化打分排序,优先推荐SH、SD、YU、LW等4座气藏开展储气库建库设计(表3)。
表2 低渗岩性储气库库址评价指标权重矩阵

Table 2 Weight matrix of evaluation indicators for UGS sites of low permeability lithologic gas reservoir

一级指标 一级指标权重 二级指标 二级指标权重
圈闭密封性 0.25 盖层厚度 0.1
侧向封闭性 0.15
气井产能 0.25 动态储量 0.1
无阻流量 0.1
生产前120 d产量 0.05
流体性质 0.1 硫化氢含量 0.05
二氧化碳含量 0.05
储层条件 0.1 有效厚度 0.05
物性参数 0.02
气藏埋深 0.03
钻井条件 0.05 老井质量 0.05
地面条件 0.15 地表情况 0.05
距外输管网距离 0.1
市场需求 0.1 0.1
表3 鄂尔多斯盆地建库有利区筛选结果与指标概算

Table 3 Screening results of favorable areas for reservoir construction in Ordos Basin

建库

潜力区

目标

层位

密封性

甜点区孔隙度

/%

甜点区渗透率

/(10-3 μm2

硫化氢含量

/(mg/m3

地表情况

老井

工况

概算库容量

/(108 m3

概算工作气量

/(108 m3

定性

评价

定量

评价

综合

排名

SD 马五5 落实 8.3 12.8 5.0 沙丘及湿地 较好 22.3 10.8 2.86 1
SH 马五1 落实 9.3 12.9 554 沙丘及湿地 较好 9.1 3.7 2.84 2
YU 2 落实 6.4 5.5 4.8 沙丘及湿地 较好 97.2 27.0 2.81 3
LW 马五1 落实 6.4 13.5 709.5 沙漠 较好 45.5 16.0 2.79 4
SN 马五5 落实 6.6 10.9 18.9 黄土塬 一般 3.1 2.0 2.64 5
SH211 2 较落实 8.9 7.6 4.7 沙丘及湿地 较好 115.1 32.2 2.58 6
SH215 2 较落实 9.8 7.8 5.9 沙丘及湿地 较好 135.3 37.9 2.51 7
CH2 2 较落实 9.4 5.7 6.9 沙丘及湿地 较好 60.5 16.9 2.46 8
SH143 2 较落实 10.1 6.2 7.4 沙丘及湿地 较好 34.8 9.7 2.43 9
YU28 2 较落实 8.1 5.6 6.1 沙丘及湿地 较好 21.9 6.1 2.41 10

2.2 指标设计优化技术

储气库在强注强采的条件下气体沿优势孔隙通道流动,低渗非均质储层存在较多的致密孔隙无法参与流动,有效储集空间较开发阶段减小,与中高渗气藏改建储气库不同,低渗岩性气藏有效储集空间减小幅度更大。气井产能偏低则会增加所需的注采井数,致使建库投资增大、效益变差。在“甜点区”有效储集空间定量表征的基础上,通过气井注采产能、运行压力、注采井位部署等设计优化,以达到提高工作气量比例、库容动用程度和减少注采井数的目的。

2.2.1 有效储集空间定量表征

有效储集空间是储气库在注采过程中参与流动的实际储集空间18。利用储层精细表征、室内实验、注采试验等评价方法,从宏观、微观、动态等多角度,落实低渗非均质储层在储气库注采条件下的有效储集空间。通过储层精细表征,构建精细的三维地质体模型,在宏观尺度刻画储层的非均质性,落实相对较好的储层空间展布,计算储集空间。实验研究,评价微观尺度下注采的孔隙动用情况,实验表明当渗透率大于0.1×10-3 μm2时,可动流体饱和度增至70%~90%,并保持相对稳定比例。通过气井强采试验,评价强采工况下的控制动态储量与气田开发阶段动态储量的关系,落实高速与低速采气动用差异。SH储气库生产实践表明,在120 d内的有效库容占气田开发动态储量的70%~80%。综合认为,低渗储气库的有效储集空间占气田开发阶段动态储量的70%~80%,为准确评价运行压力、工作气量等指标提供了依据。

2.2.2 气井注采能力优化

气田开发阶段追求平稳产气,气井一般采用控压生产,而储气库需在短时间内充分释放气井产能19。以注气、采气产能试井资料为基础,基于气田开发阶段的试气、生产等数据分析,建立准确的气井二项式产能方程,利用节点分析法,评价库区各气井储层吸气能力。
考虑气井临界携液流量、冲蚀流量等因素,采用最大程度扩大油管尺寸、放大生产压差等措施,提高气井的调峰生产能力。一是油管的摩擦阻力对储气库短期高速采气能力影响大,通过建立油管尺寸与摩擦阻力的关系,结合气井合理产量论证,将开发井一般选用62.0 mm或75.9 mm内径油管优化至储气库注采井的75.9~100.3 mm内径油管,部分注采井采用125.7 mm内径油管(图5)。二是将开发井初期生产压差4~6 MPa放大到储气库注采井的8~12 MPa,提高气井初期产气能力(图6)。相同地质条件下,储气库注采井的产能较开发井提升25%~50%。
图5 不同油管尺寸下气井合理产量曲线

Fig.5 Reasonable production curve of gas well with different tubing size

图6 不同生产压差下气井合理产量曲线

Fig.6 Reasonable production curve of gas well with different production pressure difference

2.2.3 运行压力优化

储气库上限压力一般参考原始地层压力,在保证气库密封性的前提下提升上限压力,可有效提高库容、气井注采能力、工作气量和运行效率。在利用盖层动态突破压力、储层改造阶段破裂压力、岩石力学参数分析等评价的基础上,借鉴已运行储气库提压试验,对新建库进行提高上限压力设计。以SD储气库为例,针对盖层的泥岩、炭质泥岩、泥质白云岩和侧向地层灰岩等,开展50轮次交变应力的动态突破压力实验,评价实验前后突破压力均在40 MPa以上,累计塑性应变小于1%。选取突破压力的80%为标准,评价为上限压力由原始地层压力29.2 MPa提升到32.0 MPa,提高至1.1倍。
下限压力决定了气库的末期调峰能力和经济性。一是在确定库容量和上限压力的基础上,基于地层压力与采气能力设计多套运行方案,在保证最大调峰能力的基础上,通过逐天耦合迭代计算所需最大采气井数,评价优选最经济有效的方案(图7)。二是根据不同地层压力下气井注采能力曲线,计算气井末期采气能力与运行压力区间内气库井均采气能力的比值,以日不均匀系数为依据确定下限压力(图8)。利用2种方法评价结果,综合确定下限压力。
图7 YU储气库不同工作气量与气井数关系曲线

Fig.7 Relation curve between different working gas and well numbers in YU underground gas storage

图8 YU储气库气井末期采气能力和下限压力关系曲线

Fig.8 Relation curve between final gas production capacity and lower limit pressure in YU underground gas storage

2.2.4 注采井位优化部署

不同储层类型的建库目标区渗流特征差异大,通过针对不同储层条件差异化设计注采井型和部署模式20,达到对不同类型甜点区储集空间的最大化控制。针对SH、LW储气库马五1低渗孔隙—裂缝型储层厚度薄(3~4 m)、储量丰度低的特点,采用以注采水平井为主的部署方式,提高单井控制库容和生产能力。针对SD储气库马五5低渗裂缝型储层,考虑储层厚度大、裂缝渗透性好但易漏失的特点,采用以注采直井为主、注采水平井为辅的部署方式。针对YU储气库山2低渗孔隙型砂岩储层,砂体横向变化快,利用直井加密控制砂体展布,在局部相对高渗区采用注采水平井为主的部署方式,提高储气库的注采气能力。评价表明,已投运的SH、SD储气库实际动用库容与设计符合率为96.4%。

2.3 全生命周期运行优化技术

低渗储气库投产运行后,面临着注采地层压力分布不均衡、库容动用程度不充分、工作气量比例低等难题,通过持续开展全生命周期运行优化、提升运行效率是必要措施。储气库运行效率是库容动用程度、工作气量比例、日最大调峰能力、单井注采能力等指标的综合表述。由于气藏开发阶段的地质认识局限和储气库生产特征的差异,建库设计很难一次性达到与实际完全吻合。因此,在储气库投产运行后,仍需根据地质再认识和注采动态分析结果,不断开展运行效率提升的技术对策研究。

2.3.1 提升运行效率技术对策

针对低渗岩性储气库的特点,通过开展注采井网完善性、提高上限压力可行性、储层改造可行性等进攻性研究,采取相应的技术对策,提升在役储气库调峰能力。以SH储气库为例:①通过注采动态评价,分析注采后地层压力展布和有效库容控制区域,确定库区西南侧存在潜力,部署加密注采井4 口,库容动用程度提升33%,调峰能力增加100×104 m3,工作气量提高1.0×108 m3图9);②通过开展岩石突破压力实验及矿场注采试验,结合密封性监测、地层吸气能力评价等,论证提高上限压力可行性,将SH储气库的上限压力提高至原始地层压力1.07倍,工作气量提高0.4×108 m3;③针对储层物性较差、盖层—隔层致密特点,开展注采井产能评价和储层改造试验,进而优化酸压施工排量、定点挤酸位置、酸液体系与用量,在不破坏气藏密封性条件下对储层最大程度改造,注采水平井改造后产气能力提升3~5倍(图10)。
图9 SH储气库加密前后采气对比

Fig.9 Comparison of gas production before and after infilling in SH underground gas storage

图10 SH储气库注采水平井储层改造前后产能对比

Fig.10 Productivity comparison before and after reservoir reconstruction of inject-product horizontal wells in SH underground gas storage

2.3.2 硫化氢变化规律预测与淘洗优化

下古生界气藏改建储气库存在硫化氢超标问题,采出气硫化氢含量受气体组分分布、注采比、注采周期等多因素影响,预测难度大21。通过考虑井筒双向压降,建立酸气组分数值模拟模型,注采气井历史拟合精度达到95%以上。分析表明,H2S含量呈外围高、内部低的分布特征,多周期采出气的H2S含量变化呈幂指数降低的特征。设计采用“先外围、后整体”的采气淘洗模式,低谷期外围5口井开井产气,高峰期10口井全部产气,预测硫化氢含量在达容注采12周期后可达到6 mg/m3的I类天然气气质标准(图11)。较全部开井采气模式可提前1~2周期达到要求,加快了酸气的淘洗速度,降低了脱硫成本。
图11 SH储气库采出天然气H2S含量预测曲线

Fig. 11 H2S content prediction curve of natural gas produced from SH underground gas storage

2.3.3 地质—井筒—地面完整性管理评价

储气库注采过程压力变化幅度大且频繁,容易引起盖层—井筒—地面完整性破坏等安全问题,完整性管理贯穿于储气库整个生命周期全过程22-23。针对运行过程中可能受地质灾害、地层应力、井筒与管道冲蚀、腐蚀等情况,进行储气库微地震监测24、盖层与围岩地层压力的全角度监测,评价气库多周期注采下的地质体密封性;进行井口装置检测、井筒管柱腐蚀检测等评价,落实多周期交变载荷运行下井筒管柱应力应变特征;开展站内管道RBI评价及检测、动设备RCM评价及检测、采气管线腐蚀检测等,建立地面管道及设备风险识别及评估方法,实现了地面管道完整性评估。

3 低渗岩性气藏型储气库应用实例

以上3项关键技术已在鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏型储气库的库址筛选、建设运行中得到大规模应用。选址设计方面,历经了10余年,在鄂尔多斯盆地五大气田、多套含气层系中,筛选并评价了建库有利区10块,优选推荐SH、SD、YU、LW等4个气藏开展储气库设计与建设。建立并逐步完善了低渗岩性气藏建库指标设计优化技术,设计4座储气库有效库容量133.1×108 m3,可形成工作气量57.5×108 m3,最大日采气调峰能力超6 000×104 m3。通过全生命周期运行优化,储气库逐步实现达容达产并进一步扩容提产,依据地质研究成果与动态分析评价,已建成投运SH、SD储气库有效库容符合率96.4%、气井产能符合率102.5%。截至2022年底,低渗岩性气藏型储气库已形成工作气量7.5×108 m3,最大日采气调峰能力超1 000×104 m3;SH储气库运行8年,SD储气库运行3年,均实现了安全稳定。预计“十四五”末,鄂尔多斯盆地低渗岩性气藏型储气库工作气量可达27.0×108 m3,调峰和应急保供枢纽作用越来越凸显。

4 结论

从储气库选址评价、指标设计、运行优化三方面开展研究攻关,总结了低渗岩性气藏型储气库设计与运行关键技术,有效支撑了鄂尔多斯盆地4座储气库57.5 ×108 m3工作气量的选址和设计,实现了8年以上的安全稳定运行。
(1)建立了“岩性—物性—流体—动态”联动的岩性气藏侧向密封性评价方法,形成了低渗气藏“甜点区注采、过渡区辅助注采、致密边界动态封闭”三区带联动建库模式,构建了以侧向封闭性、气井生产能力为主要参数的低渗岩性储气库库址筛选综合指标体系,采用模糊矩阵评价法筛选了建库有利区并进行优先级排序。
(2)利用储层精细表征、室内实验、注采试验等多角度方法落实低渗非均质储层注采有效储集空间;采用最大程度扩大油管尺寸、放大生产压差等措施提高气井生产能力;利用盖层动态突破压力、储层破裂压力、岩石力学等评价提高设计上限压力;针对不同储层条件差异化设计注采井型和部署模式。低渗岩性储气库指标设计技术的建立,有效支撑了鄂尔多斯盆地4座储气库优化设计。
(3)通过开展注采井网完善性、提高上限压力可行性、储层改造可行性等研究,制定了在役储气库提升运行效率技术对策;开展硫化氢变化规律预测与加快淘洗研究;进行地质—井筒—地面一体的完整性评价与管理。形成了低渗岩性气藏型储气库全生命周期运行优化技术,实现了该类型储气库的长期、安全、稳定运行。
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