储气库知识培训(气藏和井)

二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （4）储层条件 • 在地质条件下，天然气储存在岩石的微小孔隙内，对气藏而言 ，岩石的孔隙内除储存有天然气外，还储存有水。 • ——孔隙度：岩石的孔隙体积与岩石体积的百分比，即是岩石的孔 隙度。它反映岩石储集流体的能力。 • ——含（油）气饱和度：岩石孔隙中天然气所占孔隙体积的百分比 ，它代表孔隙内充满油气的程度。 • ——绝对渗透率：绝对渗透率反映的是流体通过岩石多孔介质的能 力，单位压差条件下通过的流体体积越多，渗透率越高，岩石绝对 渗透率的大小是岩石的特性决定的，与流体性质无关。
三、储气库井的管理
• 2、生产管理
（2）动态分析 注气原则：
（1）高部位注气 由于投产初期和采气初期，边水已经侵入到较高的气藏部位，需要将侵入 水逐渐的挤出侵占的储层空隙。利用高部位注气，可以让侵入高部位的水 受到压差作用，逐渐的向位置较低的方向移动。 （2）分区域注气 受断层影响的储气库，由于断层的隔断性，就需要分开注气，才能做到 “各注各的气，各推各的水”。例如板中北储气库的东高点和西高点，由 于断层分割，两个区域是不能同时注入气的，因此就要分别对两个高点进 行注气。分区域注气也是要遵循由高到低的注气方式。 （3）合理控制注气量，减少注入气对生产管柱的冲蚀。根据计算，注气压 差小于3MPa的时候，对管柱的冲蚀在合理范围之内。 注气压差＝井底流压—地层静压。
• 大港地区建成储气库均由废弃或正在开发中期油气藏改建
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
类型 储存界质 储存方法 优越性 缺点 用途 枯竭油气藏 原始饱和油气 水的孔隙性渗 透地层 原始饱和水的 孔隙性渗透地 层 利用水溶漓形 成的洞穴 采矿后形成的 洞穴 由注入气把原 始液体加压并 驱离 由注入气把原 始液体加压并 驱离 气体压缩挤出 卤水 充水后用气体 压缩挤出水来 储气量大,可利 用油气田原有 设施 储气量大 地面处理要求 高,垫气量大, 部分垫气无法 回收 有勘探风险,垫 气不能完全收 回 卤水排放处理 困难,有可能出 现漏气 易发生漏气现 象,容量小 季节调峰与战 略储备
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （2）不同类型储气库的特点 • 废弃油气藏：储气库的地质认识程度高，具有天然的密封性，储气量 及调峰量大，可用于季节性调峰和战略储备。 • 水层储气库：地质认识程度低，建设周期长，建设成本和管理费用相 对较高。优点如上。 • 盐矿储气库：密封性好，日提取量大，垫气量少，可用于日、周调峰 。 • 废矿：密封性不可靠，工作压力低，工作气量有限，成本高。优点如 盐矿储气库。
三、储气库井的管理
• 2、生产管理
（1）井的分析
气井分析内容 分析气井气、油、水产量与地层压力、生产压差之间的关系， 寻求它们之间的内在联系和规律，推断气藏内部的变化。 通过气井生产状况和试井资料，结合静态资料分析气藏的地质 状况，判断气藏边界。分析气井产能建立气井产能方程，评价气 井和气藏的生产能力。 日常情况下需要通过生产资料结合静态资料对气井生产进行分 析： 生产资料是指气井生产过程中的一系列动态和静态资料，包括 压力、产量、温度、油气水物性及各种测试资料。气井生产资料 是气井、气藏各种生产状况的反映。利用数据的变化，找出引起 变化的原因，从而制定出相应的措施。
三、储气库井的管理
• 2、生产管理
（1）井的分析
有关压力概念 原始地层压力：在气藏未开采前，从探井中测得的地层中部压力叫原始地 层压力，单位兆帕。 地层压力：指气井生产层的中部压力。 静压：关井待压力恢复平稳后，测得的井底压力称为静压。 流压：气井在生产时测得的井底压力称为流压。 生产压差：气井目前地层压力减去流动压力。 油压：流动压力把油气从井底经过油管举升到井口后的剩余压力 套压：流动压力把油气从井底，经过油、套管之间的环形空间举升到井口 后的剩余压力叫做套管压力。 静液面：油气井在关井后测得井内的稳定液面称为静液面。 动液面：在生产时测得油管和套管之间环形空间的液面。 含水率：油气井日产水量与日产液量之比，亦叫含水百分数。
二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（7）库容量：指在工作压力上限时，地下储气库储层内所储存的天 然气在地面标准条件下的体积。 （8）基础垫底气：指储气库在废弃压力条件下，储存在储层孔隙空 间内的天然气体积。 （9）附加垫气量：指储气库在工作压力下限时的库容量与基础垫气 量的差值。 （10）工作气量：储气库的库容量与附加垫气量和基础垫气量的差 ，即储气库的调峰气量。
三、储气库井的管理
• 2、生产管理
（1）井的分析 主要生产资料包括： a.日常生产数据：注气量、采气量、产水量、产油量、产液量、含 水率、油压、套压、回压、井口温度、井底温度等 b.液面录取数据； c.毛细管压力； d.实测井底静压、流压； e.油水化验 f.试井； g.工程测井
三、储气库井的管理
储气库地质注采基础
大港储气库分公司 2010年版
目
一、储气库概况
录
二、储气库地质基础 三、储气库井的管理 四、注采地面设备 五、储气库井身介绍
六、结束语
一、储气库概况
•
从1999年在大港地区建设我国第一座地下储气库（大张坨 储气库）开始，到2006年已陆续建成了板876、板中北、板中 南、板808、板828地下储气库，形成了大港储气库群。 大港六座地下储气库设计库容量69.58×108m3，设计最大 工作气量30.3×108m3，设计附加垫底气量7.97×108m3。主要 生产装置共有7套露点处理装置，最大日处理能力3400×104m3 。往复式注气压缩机17台，最大日注气能力1305×104m3。 截止2010年7月，累计建成注采井63口，单采井5口，观 察井3口。
含水层
季节调峰与战 略储备
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ盐穴
工作气量比例 高,可完全回收 垫气 工作气量比例 高,可完全回收 垫气
日、周、季节 调峰 日、周、季节 调峰
废弃矿坑
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
气库名称
大张坨储气库 板876储气库 板中北储气库
气藏类型
凝析气藏 废弃凝析气藏 废弃凝析气藏
构造类型
断鼻背斜 简单背斜 半背斜构造
注 采 井
观 察 井
封 堵 井
排 水 井
三、储气库井的管理
• 1、井的主要概念
（2）观察井 储气库观察井分为两类： 第一类：由老井改建而成，不参与生产的井，日常测试液面和实测 压力，目前共有三口：板848、板896和板901×1; 第二类：注采井内下入毛细管压力计，在地面连接毛细管压力监测 系统，用于日常监测，可以参与生产。目前大港储气库群共有8口毛 细管压力监测井。
• 2、生产管理
（2）动态分析 储气库气藏开发动态分析是认识和开发气藏的基础工作。分析气藏 的注采动态特征、掌握气藏注采的动态规律是编制气藏运行方案的 重要依据。气藏动态是指气藏特征参数随注采时间的变化而变化的 过程，如气藏压力、产能、注采气量、流体性质、地下流体分布状 况等，都在随时间的变化而变化，这些变化特点及规律的总和称为 气藏开发动态。通过对生产资料和动态监测所取得的资料，分析储 气库压力的变化、产能变化、流体变化、井间关系、地层水的侵入、 库容变化等，称为动态分析。 储气库的三种生产方式：注气、采气和停产恢复
二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（1）原始地层压力：在气藏未开采的情况下，气藏储层内流体的压力，即 为气藏的原始地层压力，该数值一般在最初的探井下压力计测得。 （2）地层温度：气层中部深度处实测的温度，即为气藏的地层温度。在气 藏开发的条件下，一般视地层温度为恒定值，但做为储气库由于长期的 流体注入和采出，气藏温度可能发生变化（降低）。 （3）天然气储量：气藏在原始温度和压力条件下，储层孔隙内所储存的天 然气，换算成标准温度、压力条件下的体积，即为气藏的天然气储量。 （4）可采储量：指气藏在现有的开发条件（开发方式、井网、工艺技术条 件）及经济技术条件下，能够最终采出气藏的天然气体积，即为气藏的 可采储量。气藏的可采储量随开发条件和经济条件的改变而改变。 （5）废弃压力：气藏采出可采储量后，储层内流体的剩余压力，即为气藏 的废气压力。大张坨凝析气藏的废气压力标定为10MPa。 （6）工作压力：指储气库既能够满足一定的天然气稳定生产和外输压力需 要，同时又能使储气库达到调峰需要的总气量，储气库应保持的最低压 力和最高压力。
三、储气库井的管理
• 1、井的主要概念
（1）储气库井的分类 a.注采井、单采井 注采井指在储气库生产运行中能够注气和采气的井，只能够注气但 不能采气的井称为单采井。目前大港储气库群共有注采井63口，单采 井5口。 b.排水井 排水井是指储气库在注采气生产过程中通过举升工艺采出储层水， 达到储气库扩容目的的井。由于排水井气窜，所有排水井均已封堵。 c.封堵井：对不能参与注采气生产，并影响气藏安全的井储层进行 封堵。目前大港储气库群共有封堵井109口。 d.观察井：观察井指经过改建后用于储气库气藏监测的井。 e.地热井：属于封堵井一种，指封堵储层后，开采上部地热水层的 井，现有地热井共八口，在用三口。
•
•
一、储气库概况
大港地下储气库主要参数
项 目 大张坨 板876 板中北 板中南 板808 板828 合计 69.58 30.3 7.97 / 1305 3400 设计库容 17.81 4.65 24.48 9.71 8.24 4.69 （亿方） 设计工作气量 6.0 1.89 10.97 4.7 4.17 2.57 （亿方） 设计附加垫气 0.95 4.2 0.46 1.78 0.58 量（亿方） 13-30.5 运行压力区间 13-30.5 13-26.5 13-30.5 13-30.5 15-37 （MPa） 15-37 设计日注能力 320 100 300 225 360 （万方） 日处理能力 1000 300 900 600 600 （万方）
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
——相渗透率：当储层中有多相流体存在的情况下，岩石通过某一 相流体的能力叫相渗透率。同一种岩石，相渗透率为饱和度的函数， 饱和度越高，相渗透率越大。 ——相对渗透率：相渗透率与绝对渗透率的比，即为相对渗透率。 相对渗透率为流体饱和度的函数，随饱和度的增大而增大，相渗透 率的范围为0－1。 上述的孔隙度、饱和度和渗透率越大，反映储层的条件越好， 有利于流体的储集、注气和开采。
投建时间
2000建成 2002年建成
一期2003年建成
二期2004年建成
板中南储气库
板808储气库 板828储气库
废弃凝析气藏
带油环水淹气藏 带油环水淹气藏
背斜
半背斜构造 断鼻构造
2005年建成
2006年建成 2006年建成
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
（3）油气藏形成的一般条件 一般油气藏形成所具备的条件归纳起来为:生、储、盖、圈、运。 生和运为生成油气和油气运移条件， 储、圈、盖攽为油气的保存条件， 上述条件缺少一个就形成不了油气藏。 生：为生成油气的条件，生油岩一般为泥岩、页岩、泥灰岩。 运：指生成的油气由生油岩向储集油气的岩石运移的条件和过程，一般沿 断层面运移、水动力运移等。 储：为储集油气的空间，一般为砂岩的孔隙、碳酸盐的孔、洞及裂缝等。 圈：必须具备一定的水动力圈闭条件，保证油气的有效聚集。 盖：为储层的盖层，对聚集的油气给予有效的保护，防止油气的扩散。
三、储气库井的管理
• 2、生产管理
（2）动态分析 采气原则：
储气库采气需要遵循如下原则： （1）从低部位采气。 （2）控制采气压差，经过计算，储气库采气压差不应高于2MPa。 采气压差＝地层静压－井底流压 （3）携液采气 通过携液采气的方式，外排侵入水也是非常有效的方式，侵入水排出的越 多，越有利于库容增加。但携液采气必须控制好“量”，过大了，可能导 致水侵入加剧，最终积液，挺喷时间提前，如果过小，则可能排液不足， 或不产液，最终也会导致积液，造成气井停喷。
一、储气库概况
板828气藏 板820气藏 板808气藏
板中北气藏
大张坨气藏
板中南气藏
板876气藏
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （1）储气库类型 • 废弃油气藏：包括废弃的干气藏、凝析气藏、带气顶的油藏或带油环的 气顶、纯油藏。 • 含水层储气库：注入高压天然气驱替岩层中的水，形成储气库。 • 盐穴储气库：用淡水溶解盐层，形成封闭盐溶洞穴用于储存天然气。 • 废矿的洞穴：一般需加内衬，防止天然气的泄漏。