边底水气藏储气库建库可行性评价及关键设计方法

doi:10.12422/j.issn.1006-396X.2026.03.009

摘要/Abstract

摘要：

边底水气藏储气库投运后常面临库容量不足和调峰能力下降等问题。针对M区块纵向上水侵差异化分布以及断层复杂性特征，采取差异化水体能量建模法，模拟了3.2~14.0 倍水体能量对储气库运行的影响，并将断层静态评价与动态失效预测压力相结合，按“短板效应”设计了储气库安全运行压力；模拟并对比了多种井网形式，最终设计采用“水平井主导、直井辅助”的复合井网模式，部署了22口注采井。采取“高部位低速缓注”的控水策略，发挥水平井为主导的井网模式，提升了注采效率，单井日吸气能力达到34 万m³，是直井的2.1 倍。实践证实了边底水气藏建设储气库的可行性，该研究为同类型储气库的优化设计提供了重要的参考价值。

关键词: 边底水气藏, 数值模拟, 水体能量, 井网设计

Abstract:

After the commissioning of gas storage facilities in edge-bottom water gas reservoirs, issues such as insufficient storage capacity and reduced peak shaving capacity often arise. In response to the differentiated vertical water invasion distribution and complex fault characteristics in block M, a differentiated water energy modeling method was adopted to simulate the impact of 3.2 to 14.0 times of water energy on the operation of the gas storage. The static evaluation of fault SGR was combined with dynamic failure prediction pressure, and the safe operation pressure of the gas storage was designed based on the "short board effect". Various well patterns were simulated and compared. Ultimately, a composite well pattern featuring "horizontal wells as the mainstay and vertical wells as a supplement" was adopted, with the deployment of 22 injection-production wells. A water control strategy of "low-speed slow injection at high structural positions" was implemented, leveraging the well pattern dominated by horizontal wells to enhance injection-production efficiency. The daily gas injection capacity of a single well reached 340 000 cubic meters, which is 2.1 times that of a vertical well. Practice has confirmed the feasibility of constructing gas storage facilities in edge-bottom water gas reservoirs, and this study provides important reference value for the optimal design of similar gas storage facilities.

Key words: Edge-bottom water gas reservoir, Numerical simulation, Water body energy, Well pattern design

中图分类号:

TE122

郑彬, 董文明, 刘强, 颜学刚, 张维祎, 张昆, 濮孟蕾, 董文军. 边底水气藏储气库建库可行性评价及关键设计方法[J]. 石油化工高等学校学报, 2026, 39(3): 72-80.

Bin ZHENG, Wenming DONG, Qiang LIU, Xuegang YAN, Weiyi ZHANG, Kun ZHANG, Menglei PU, Wenjun DONG. Feasibility Evaluation and Key Design Methods for Underground Gas Storage Construction in Edge-Bottom Water Gas Reservoirs[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2026, 39(3): 72-80.

0
/ / 推荐

导出引用管理器 EndNote|Ris|BibTeX

链接本文: https://journal.lnpu.edu.cn/syhg/CN/10.12422/j.issn.1006-396X.2026.03.009

https://journal.lnpu.edu.cn/syhg/CN/Y2026/V39/I3/72

图/表 16

图1 M区块连井油气水层分布剖面图

Fig.1 Profile map of gas-water distribution in block M

图2 M区块Ⅰ-2小层构造井位图

Fig.2 Location map of Ⅰ-2 sub layer structure well in block M

表1 各开发层系动静态参数对比

Table 1 Comparison of dynamic and static parameters of each development formation series

层位	地质储量/亿m³	原始压力/MPa	原始气水界面海拔/m	累产气量/亿m³	地层压力/MPa	压力保持率/%	水侵量/万m³
合计	21.51			6.11			142.1
Ⅰ-2	2.80	12.78	1 728.0	1.00	7.30	57.1	0
Ⅰ-6	7.55	12.78	1 674.5	1.55	9.15	71.6	20.0
Ⅱ-1	11.16	13.01	1 654.0	3.56	10.55	81.1	122.1

图3 M区块断层Rsg分布图

Fig.3 Distribution map of Rsg for block M fault

表2 M区块各断层压力稳定性评价

Table 2 Pressure stability evaluation of faults in the reservoir area

断层名称	临界流体压力/MPa		安全承受压力/MPa
断层名称	注采前	注采后	安全承受压力/MPa
边界断层Ⅰ	22.50	20.80	16.60
边界断层Ⅱ	21.10	18.20	14.60
边界断层Ⅲ	22.70	21.60	17.30
内部断层Ⅰ	28.30	27.80	22.20
内部断层Ⅱ	29.10	28.60	22.90
内部断层Ⅲ	28.90	28.10	22.50
内部断层Ⅳ	24.50	23.60	18.90
内部断层Ⅴ	27.60	25.30	20.20

表3 M区块纵向上水体能量评价

Table 3 Evaluation of vertical aquifer energy in block M

层位	水体类型	水体倍数	气藏体积/万m³	产水量/万m³	存水量/万m³	存水量/气藏体积
Ⅰ-2	边水	3.2	198.0	0	0	0
Ⅰ-6	边水	4.8	533.8	2.86	18.9	0.035
Ⅱ-1	边、底水	14.0	770.7	12.09	110.1	0.143

图4 地层实测值与模拟计算值的对比

Fig.4 Comparison between measured stratigraphic values and simulated calculated values

表4 M122井测试数据与模拟数据误差

Table 4 Error of test data and simulated data for Well M122

测试参数	实际测试值	模拟计算值	相对误差/%
饱和压力/MPa	8.06	8.21	1.86
地层原油密度/（g·cm^-3）	0.696	0.675	3.02
体积系数	1.403	1.452	3.49
黏度/（mPa·s）	0.939	0.851	9.37

图5 M区块历史含水率拟合曲线

Fig.5 Historical water cut fitting curve of block M

图6 M区块Ⅰ-2、Ⅰ-6、Ⅱ-1主力层含油饱和度场数值模拟分布图（a）Ⅰ-2 （b）Ⅰ-6 （c）Ⅱ-1

Fig.6 Numerical simulation distribution of oil saturation field for main layers Ⅰ-2, Ⅰ-6, Ⅱ-1 of block M

表5 储气库建设井网模拟方案

Table 5 Simulation scheme of well pattern for gas storage construction

井网类型	工作气量/亿m³	周期产水量/万m³	新钻井数/口
井网类型	工作气量/亿m³	周期产水量/万m³	水平井	直井	合计
全直井网	2.61	78	0	15	15
全水平井网	2.62	74	12	0	12
复合井网	2.64	64	6	6	12

图7 全直井网与全水平井网建库运行3个周期的注气量、采气量模拟结果对比

Fig.7 Comparison of simulation results of gas injection and production rates for three operation cycles of gas storage with all vertical wells and all horizontal wells

图8 机理模型井网示意图

Fig.8 Schematic diagram of mechanism model well patern

表6 不同井网模式运行参数对比

Table 6 Comparison of operational parameters for different well network patterns

井网类型	气水线前缘外推网格数/个	气水界面降低高度/m	气体波及面积/km²
全直井网	2~4	12~14	3.27
全水平井网	2~4	10~13	3.31
复合井网	4~5	13~15	3.43

图9 数值模拟Ⅰ-2层注气前后饱和度场对比（a）注气前（b）注气后

Fig.9 Comparison of saturation field before and after gas injection in layer Ⅰ-2

图10 储气库断层密封性监测井MBKJ1与盖层密封性监测井马八2-2在各操作节点的压力对比

Fig.10 Pressure comparison at each operation node between fault seal monitoring well MBKJ1 and cap rock sealmonitoring well Maba 2-2 of gas storage

参考文献 20

[1]	阳小平. 中国地下储气库建设需求与关键技术发展方向［J］. 油气储运， 2023， 42（10）： 1100-1106.
	YANG X P. Construction demand and key technology development direction of underground gas storage in China［J］. Oil & Gas Storage and Transportation， 2023， 42（10）： 1100-1106.
[2]	丁国生，魏欢. 中国地下储气库建设20年回顾与展望［J］. 油气储运， 2020， 39（1）： 25-31.
	DING G S， WEI H. Review on 20 years' UGS construction in China and the prospect［J］. Oil & Gas Storage and Transportation， 2020， 39（1）： 25-31.
[3]	王皆明，王丽娟，耿晶. 含水层储气库建库注气驱动机理数值模拟研究［J］. 天然气地球科学， 2005（5）： 673-676.
	WANG J M， WANG L J， GENG J. The numerical simulation study on the gas-drive mechanism of aquifer gas storages［J］. Natural Gas Geoscience， 2005（5）： 673-676.
[4]	孙军昌，胥洪成，王皆明，等. 气藏型地下储气库建库注采机理与评价关键技术［J］. 天然气工业， 2018， 38（4）： 138-144.
	SUN J C， XU H C， WANG J M， et al. Injection-production mechanisms and key evaluation technologies for underground gas storages rebuilt from gas reservoirs［J］. Natural Gas Industry， 2018， 38（4）： 138-144.
[5]	张鹏，徐耀东，杨志伟. Y21区块含水层储气库边底水侵入数值模拟［J］. 断块油气田， 2021， 28（6）： 781-785.
	ZHANG P， XU Y D， YANG Z W. Numerical simulation of water intrusion at the edge and bottom of Y21 gas storage with aquifer［J］. Fault-Block Oil & Gas Field， 2021， 28（6）： 781-785.
[6]	马新华，郑得文，申瑞臣，等. 中国复杂地质条件气藏型储气库建库关键技术与实践［J］. 石油勘探与开发， 2018， 45（3）： 489-499.
	MA X H， ZHENG D W， SHEN R C， et al. Key technologies and practice for gas field storage facility construction of complex geological conditions in China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2018， 45（3）： 489-499.
[7]	马小明，赵平起. 地下储气库设计实用技术［M］. 北京：石油工业出版社， 2011.
[8]	王海燕. 考虑多因素影响的储气库气井注采能力优化［J］. 大庆石油地质与开发， 2019， 38（3）： 54-58.
	WANG H Y. Optimization of the injection-production capacity of the gas storage well considering the influences of the multiple factors［J］. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing， 2019， 38（3）： 54-58.
[9]	刘团辉，郭发军，张辉，等. 含水层构造改建地下储气库储层评价研究——以冀中坳陷大5井区二叠系砂岩为例［J］. 油气藏评价与开发， 2017， 7（2）： 13-22.
	LIU T H， GUO F J， ZHANG H， et al. Evaluation of subsurface gas reservoir reconstruction by aquifer structure： Taking permian water-cut sandstone in central Hebei depression as an example［J］. Petroleum Reservoir Evaluation and Development， 2017， 7（2）： 13-22.
[10]	李开发，张楚越，朱亮，等. 低渗透砂岩有水气藏改建地下储气库可行性评价——以四川盆地中坝气田须二段气藏为例［J］. 天然气技术与经济， 2024， 18（1）： 32-38.
	LI K F， ZHANG C Y， ZHU L， et al. Feasibility evaluation on UGSs rebuilt from low-permeability sandstone gas reservoirs with water： Examples from Xujiahe 2 gas reservoirs， Zhongba gasfield， Sichuan Basin［J］. Natural Gas Technology and Economy， 2024， 18（1）： 32-38.
[11]	李晓光，户昶昊，闵忠顺，等. 双6储气库运行综合评价及扩容潜力研究［J］. 特种油气藏， 2020， 27（6）： 114-119.
	LI X G， HU C H， MIN Z S， et al. Comprehensive evaluation on operation and research on capacity expansion potential of Shuang 6 gas storage［J］. Special Oil & Gas Reservoirs， 2020， 27（6）： 114-119.
[12]	丁国生. 中国地下储气库的需求与挑战［J］. 天然气工业， 2011， 31（12）： 90-93.
	DING G S. Demand and challenges for underground gas storages in China［J］. Natural Gas Industry， 2011， 31（12）： 90-93.
[13]	刘建春，元震宇. 文96地下储气库运行动态分析与评价［J］. 石化技术， 2016， 23（6）： 197-198.
	LIU J C， YUAN Z Y. Dynamic analysis and evaluation for operation of Wen 96 unerground gas storage tank farm［J］. Petrochemical Industry Technology， 2016， 23（6）： 197-198.
[14]	丁洋洋，何勇明，秦正山，等. 油藏型储气库库容影响因素及其变化规律研究［J］. 辽宁石油化工大学学报， 2024， 44（1）： 43-48.
	DING Y Y， HE Y M， QIN Z S， et al. Study on influencing factors and variation law of reservoir capacity of underground gas storage from oil reservoirs［J］. Journal of Liaoning Petrochemical University， 2024， 44（1）： 43-48.
[15]	李健，廖成锐，杨志伟，等. 含水构造储气库选址与评价初探［J］. 中国石油大学胜利学院学报， 2022， 36（3）： 66-70.
	LI J， LIAO C R， YANG Z W， et al. Site selection and evaluation of gas storage in aquifer［J］. Journal of Shengli College China University of Petroleum， 2022， 36（3）： 66-70.
[16]	陈家新，谭羽非. 水驱气藏型地下储气库注气过程优化方案［J］. 油气储运， 2002， 21（6）： 7-10.
	CHEN J X， TAN Y F. Determination of optimal running scheme about injection process of the natural gas storage reservoirs［J］. Oil & Gas Storage and Transportation， 2002， 21（6）： 7-10.
[17]	贾善坡，张玥，温曹轩，等. 含水层地下储氢圈闭盖层密封性评价——以Y含水圈闭为例［J］. 西北大学学报（自然科学版）， 2024， 54（4）： 730-735.
	JIA S P， ZHANG Y， WEN C X， et al. The sealing evaluation of underground hydrogen storage cap rock in aquifer： Taking Y water-bearing trap as an example［J］. Journal of Northwest University（Natural Science Edition）， 2024， 54（4）： 730-735.
[18]	马新华，郑得文，魏国齐，等. 中国天然气地下储气库重大科学理论技术发展方向［J］. 天然气工业， 2022， 42（5）： 93-99.
	MA X H， ZHENG D W， WEI G Q， et al. Development directions of major scientific theories and technologies for underground gas storage［J］. Natural Gas Industry， 2022， 42（5）： 93-99.
[19]	廖伟，刘国良，陈如鹤，等. 气藏型地下储气库动态密封性评价——以新疆H地下储气库为例［J］. 天然气工业， 2021， 41（3）： 133-141.
	LIAO W， LIU G L， CHEN R H， et al. Evaluation on the dynamic sealing capacity of underground gas storages rebuilt from gas reservoirs： A case study of Xinjiang H underground gas storage［J］. Natural Gas Industry， 2021， 41（3）： 133-141.
[20]	刘鹏程，余浩杰，安红燕，等. 非均质性气藏储气库布井方式优化设计［J］. 西南石油大学学报（自然科学版）， 2020， 42（2）： 141-148.
	LIU P C， YU H J， AN H Y， et al. Optimization design of well pattern in heterogeneous gas storage［J］. Journal of Southwest Petroleum University（Science & Technology Edition）， 2020， 42（2）： 141-148.