油气藏型储气库钻完井技术要求
第一章总则
第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。
第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。
第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。
第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。
第二章钻井工程
第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。
第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、
布井数量、安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。
第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有MWD或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。
第八条注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。
第九条为了提高储气库单井注采能力，宜采用较大尺寸的井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。
第十条应结合储层特征具体分析储层段完井方式，宜采用裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、遇水膨胀封隔器提高完井管串的稳定性。
第十一条为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套管强度的要求，应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系数法进行设计和三轴应力校核。生产套管材质应结合油气藏流体性质和外来气质进行选择。
第十二条原则上技术套管不做生产套官。技术套管作为生产套管时，套管壁厚的设计应考虑钻井过程中的套管磨损因素，施工过程中应采取防磨措施，完井后应做套管磨损分析，评价套管可靠性。
第十三条生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，套管附件机械参数、螺纹密封等性能应与套管相匹配。为保证气密螺纹的气
密性能，下套管作业应由专业队伍采用专用工具完成，生产套管应逐根进行螺纹气密性检测，螺纹密封检测压力为储气库井口运行上限压力的1.1倍。
第十四条生产套管固井不使用分级箍，若封固段长应采用尾管悬挂再回接方式固井。生产套管固井推荐使用套管管外封隔器，配合固井措施提高防气窜能力。
第十五条钻井施工中应加强井眼质量控制，平均井径扩大率不超过10-15%。
第十六条应根据井眼轨迹参数、井径数据，应用专业软件进行套管扶正器设计，确保套管柱居中度不小于67%。
第十七条下套管前应做地层承压试验，确保地层承压能力满足固井施工要求，达不到承压条件，不进行固井施工。
第十八条注水泥施工前，应以不小于钻进时的最大环空返速，充分循环钻井液，清洁井眼，振动筛无明显岩屑返出。
第十九条生产尾管及盖层段固井应使用具有柔韧性的微膨胀水泥体系。水泥浆游离液控制为0，滤失量控制在50ml以内，沉降稳定性试验的水泥石柱上下密度差应小于0.02g/cm3，水泥石气体渗透率应小于0.05×10-3μm2，膨胀率0.03-1.5%。
1.常规密度水泥石24-48小时抗压强度应不小于14MPa，7天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的 1.1倍，但原则上不小于30MPa。
油气藏型储气库钻完井技术要求 （试行） 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。
第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综- 1 - 新钻注采井井间距应合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，安全生产以及后期作业等因素统筹考根据井场面积、布井数量、虑，原则上不小于10m。老井防第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、应MWD或多点测斜仪测量数据，碰和后期作业要求。老井若没有新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测采用陀螺仪进行轨迹复测，量误差。注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度第八条各层 套管下深应结合当前实际地层孔隙注采及安全生产的需要，压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。宜采用较大尺寸的第九条为了提高储气库单井注采能力，井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。宜采用应结合储层特征具体分析储层段完井方式，第十条遇水膨胀封隔器提高完井管裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、串的稳定性。为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套第十一条 应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系管强度的 要求，生产套管材质应结合油气藏流体数法进行设计和三轴应力校核。性质和外来气质进行选择。技术套管作为生第十二条原则上技术套管不做生产套官。产套管时，套管壁厚的设计应考虑钻井过程中的套管磨损因素，评价套施工过程中应采取防磨措施，完井后应做套管磨损分析，- 2 - 管可靠性。生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，
地下储气库的建设与发展 发表时间：2019-01-17T14:35:40.557Z 来源：《防护工程》2018年第31期作者：贾新辉郭志明何长宏张英东 [导读] 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。 中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司储气库管理处陕西西安 710000 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。通过对于以上枯竭油气藏建设地下储气库技术研究，已经解决较为核心的问题，但是其技术发展还有较远的路要走。 1.2盐穴储气库技术研究及应用现状 这些年以来，由于盐穴地下储气库可以弥补金属储气罐的各种不足，所以这两年来得到较大的关注与研究，国内外由于应用需求，对盐穴地下储气库的各个方面进行分析研究：水溶开采技术、腔体建造工艺、稳定性检测、密封性提升等。同时对于盐穴地下储气库，中国对此研究深入，形成自己特色的技术工艺。中国对于盐穴地下储气库的建设经历了技术探究、技术应用与改善、成熟与完善阶段，目前中国对于盐穴地下储气库建设已经拥有多项特色专利技术，完成老腔的改善扩建、腔体密闭性检测、光纤检测油水临界面等，同时为了能够提高盐穴地下储气库高效运营，研究出相关的体系技术方法。但是中国盐穴地下储气库，仍然还存在腔体建造速度缓慢、腔体形态不适合、改造困难、适宜建造地下储气库地址较少的问题。 2对于中国地下储气库建设技术需求研究及建议 通过上述对于中国建设地下储气技术研究，并且针对不同特征的储气库其技术发展水平也是不太一致，中国目前枯竭油气藏地下储气库建设技术因为起步较晚，基本发展时间较长，已经进入初级发展阶段，较国外先进技术水平有较大差距，但是盐穴地下储气库建设技术能够有自己特色技术，发展较为顺利，但是属于新兴技术，有其薄弱环节亟待解决，为了面对今后的挑战，需要摸清未来的需要，尽快进行研究开发，帮助中国地下储气库更上一个台阶。 2.1优化枯竭油气藏地下储气库 目前枯竭油气藏地下储气库建设技术在国内使用较为广泛，并且在各个专家学者的研究下，其相关技术也有较好的发展，但是目前为止还是处于初级阶段，系统问题层出不穷，这就需要各个公司能够根据我国东西部地质环境条件，对于需要改扩建的枯竭油气藏地下储气库建设技术进行研究优化，根据本单位的执行方案，提出以下建议：第一，积极研究国外先进的技术经验与管理理念，优化运营，改善生产技术，加快发展进程；第二，对于枯竭油气藏地下储气库各个方面的地质勘查、方案设计、工作原理、建库手段、采气井网布置进行研究开发，研制出属于中国特色创新技术，拥有企业核心发展力。 2.2改善盐穴储气库薄弱环节 对于盐穴储气库，我国企业已经开发研制出多种中国特色技术，所以可以将精力集中在盐穴储气库较为薄弱的环节，进行突破研究：第一，提高水溶开采中夹层垮塌控制水平；第二，地下储气库运行过程中，防止天然气水合物产生，提高天然气品质；第三，利用建设技术改善与管理优化，加快腔体建造速度，提高生产效率；第四，根据地质环境选择合适腔体形态分析。 2.3制定地下储气库管理标准 无论利用那种地下储气库建设技术，都应该根据技术特征、使用需求、安全等级，制定地下储气库建设管理标准，改善目前国内对于地下储气库规范标准不全面，企业应该按照自己需求，进行相应补充。这些企业规范与标准的建立健全，可以帮助地下储气库减少使用风险，减少维修率，提高使用效率，增加收益。 2.4建设数字化地下储气库 中国建设地下储气库受到地质环境问题的影响，所以建设复杂，并且对于潜在危险忽略，这导致我国企业技术在对于储气库建设中规划设计、施工建设、运行使用中皆与国外有较大差距，实质性原因就是进行地下储气库数字化建设。所以，企业应该实现全寿命周期的数字化系统建设，能够建立数字化地下储气库，直接实现流程各个环节的实时监控，建立以储备地层渗流为关键、井网－地上为限制约束条件，集地下地面于一体的三维仿真数值模拟技术，建立数字化储气库，实现储气库地下－井网－地上的多维度设计、运营模式管理，提高
Through the joint creation of clear rules, the establishment of common values, strengthen the code of conduct in individual learning, realize the value contribution to the organization.油气藏型储气库钻完井技 术要求正式版
油气藏型储气库钻完井技术要求正式 版 下载提示：此管理制度资料适用于通过共同创造，促进集体发展的明文规则，建立共同的价值观、培养团队精神、加强个人学习方面的行为准则，实现对自我，对组织的价值贡献。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术
措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建
管理制度编号：LX-FS-A32938 油气藏型储气库钻完井技术要求标 准范本 In The Daily Work Environment, The Operation Standards Are Restricted, And Relevant Personnel Are Required To Abide By The Corresponding Procedures And Codes Of Conduct, So That The Overall Behavior Can Reach The Specified Standards 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
油气藏型储气库钻完井技术要求标 准范本 使用说明：本管理制度资料适用于日常工作环境中对既定操作标准、规范进行约束，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措
地面工程工艺设计的原则 地下储气库地面工程的工艺设计，除应遵循天然气储运设计的一般原则外，还应强调三点： 1．将地下储气库作为一个子系统放在整个天然气输配的大系统中，根据总投资和总消耗功率相对最低的原则，优选大系统中各环节间相互制约的基本参数和储气库地面工程的流程形式。 如果在已建或部分建成的输配气系统中新建地下储气库，则应与已建部分尽可能协调一致。 2．地下储气库的地面工程必须与所处地层的勘探、开发、监测和动态分析密切结合，切实做到“地上适应地下”。 地面工程设计必须以可靠的地质资料为依据，而“看不见，摸不着”的地层情况需要在工程投产后，通过生产实践和对地层的监测、分析来检验和修正。储气层所能承受的最大注气压力及最大库容量等基本参数需要经过一定的注采周期才能确定，所以储气库的地面工程常分期建成，一期工程带有探试性(设计的“库容量”约为理论最大“库容量”的70％左右)，经试注采，取得必要的数据后，再决定是否上二期工程，原订的设计规模是否需要调整……。 在工程设计中必须考虑到保护地层，即天然气注入地层前必须经过净化处理，以免将润滑油和其它杂质带入地层中，影响地层渗透率。 由于地下储气库地面工程常分期建设，设计中必须充分考虑近期工程与远期工程的结合。在—期工程的总图设计中，必须为二期工程预留场地；在流程设汁中，要考虑前后的衔接和统一。 下文将什对建在衰竭气藏中的地下储气库讨论其基本参数和流程形式的选择。 基本参数的选择 最大注气压力 因此在确定最大注气压力时，既要充分利用储气层的储气能力，又要保证储气层圈闭的密封性。在井口处的最大注气压力可参考以下经验数据：可取与储气层平均深度等高的水柱静压头；当有5m以上厚度的粘土盖层时，可以取这个水静压头的1.3—1.5倍。②可取储气层的原始压力或原始压力的1.15—1.2倍。 而根据国外的经验，实际最大注气压力和相应的最大储气容量应通过注气的实践才能确定。在地下储气库投运的前几个注采周期内，“最大”注气压力一般取最大允许压力理论值的70％左右，通过几个注采周期，在观测、分析和评价储气层圈闭的密封性的基础上，再确定最大注气压力以及相应的最大储气容量。
YF-ED-J9918 可按资料类型定义编号 油气藏型储气库钻完井技术要求实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
油气藏型储气库钻完井技术要求 实用版 提示：该管理制度文档适合使用于工作中为保证本部门的工作或生产能够有效、安全、稳定地运转而制定的，相关人员在办理业务或操作设备时必须遵循的程序或步骤。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化 大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠 性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠 的技术和装备，确保储气库安全、高效运行， 同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气 藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取 针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井 提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再
利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少
地下储气库技术的应用与展望 1 地下储气库特点与类型 地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。 与地面球罐等方式相比较，地下储气库具有以下优点：储存量大，机动性强，调峰范围广；经济合理，虽然造价高，但是经久耐用，使用年限长达30～50年或更长；安全系数大，安全性远远高于地面设施。 目前世界上典型的天然气地下储气库类型有4种：枯竭油气藏储气库、含水层储气库、盐穴储气库、废弃矿坑储气库。 ①枯竭油气藏储气库 枯竭油气藏储气库利用枯竭的气层或油层而建设，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠的特点。目前全球共有此类储气库逾400座，占地下储气库总数的75%以上。 ②含水层储气库 用高压气体注入含水层的孔隙中将水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成储气场所。含水层储气库是仅次于枯竭油气藏储气库的另一种大型地下储气库形式。目前全球共有逾80座含水层储气库，占地下储气库总数的15%左右。 ③盐穴储气库 在地下盐层中通过水溶解盐而形成空穴，用来储存天然气。从规模上看，盐穴储气库的容积远小于枯竭油气藏储气库和含水层储气库，单位有效容积的造价高，成本高，而且溶盐造穴需要花费几年的时间。但盐穴储气的优点是储气库的利用率较高，注气时间短，垫层气用量少，需要时可以将垫层气完全采出。目前世界上有盐穴储气库共44座，占地下储气库总数的8%。
④废弃矿坑储气库 利用废弃的符合储气条件的矿坑进行储气。目前这类储气库数量较少，主要原因在于大量废弃的矿坑技术经济条件难以符合要求。 2 国际上地下储气库发展 地下储气库的历史可以上溯到20世纪初。1915年。加拿大建成世界上第一座地下储气库。到目前为止，全世界有地下储气库550座左右，可以进行调峰的气量约3500×108m3。这些储气库分属不同国家的逾100家公司，其中既有储气量超1000×108m3的天然气上下游一体化的大型跨国公司，也有仅单纯经营1～2座地下储气库的小公司。 由于地下储气库在调峰和保障供气安全方面具有不可替代的作用和明显的优势，因而越来越受到许多国家的重视。相关资料显示，全球10%左右的天然气用气量由地下储气库供应，西欧国家和俄罗斯分别达到20%、30%。就国际上储气库发展趋势看，欧美国家正在不断加大储气库的建设力度，增大储气量，除了常规的调峰应急需要外，已经开始研究建立天然气的战略储备课题。美国已经就长输管网地下储气库建立相关的法律，欧洲国家也有立法的趋势。 3 中国地下储气库项目介绍 中国的地下储气库建设起步较晚，20世纪70年代在大庆油田曾经进行过利用气藏建设地下储气库的尝试。20世纪90年代初，随着陕京天然气输气管道的建设，为确保北京、天津的安全供气，国家开始加大力度研究建设地下储气库技术。2000年11月，我国首次在大港油田利用枯竭凝析气藏建成了大张坨地下储气库，总库容达到46.0×108m3，总可利用气量为20.0×108m3左右，日最大供气量近2000×104m3。2003年利用气量为7.6×108m3，占陕京输气管道年销售量的28%。2006年冬季高峰期，该地下储气库每天向北京供气逾1 600×104m3，弥补陕甘宁天然气的供应量缺口。
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
文件编号：RHD-QB-K6313 （管理制度范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 油气藏型储气库钻完井技术要求标准版本
油气藏型储气库钻完井技术要求标 准版本 操作指导：该管理制度文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措
施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、
安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。 第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有MWD 或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。 第八条注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。 第九条为了提高储气库单井注采能力，宜采用较大尺寸的井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。 第十条应结合储层特征具体分析储层段完井方式，宜采用裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、遇水
油气藏型储气库钻完井技术要) 试行(求． 油气藏型储气库钻完井技术要求（试行）
第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。
第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综- 2 - 新钻注采井井间距应合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，安全生产以及后期作业等因素统筹考根据井场面积、布井数量、
虑，原则上不小于10m。老井防第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、应MWD或多点测斜仪测量数据，碰和后期作业要求。老井若没有新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测采用陀螺仪进行轨迹复测，量误差。注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度第八条各层套管下 深应结合当前实际地层孔隙注采及安全生产的需要，压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。宜采用较大尺寸的第九
输气管道地下储气库地面设施设计规范 1．1 一般规定 1．1．1 地下储气库地面设施设计范围包括采、注气井井口至输气干管之间的工艺及相关辅助设施。 1．1．2 地下储气库地面设施的设计处理能力应根据地质结构的储、供气能力，按设计委托书或合同规定的季节调峰气量、日调峰气量或事故储备气量确定。 1．1．3 应选择经济合理的地下储气库调峰半径，地下储气库宜靠近负荷中心，调峰半径不宜大于150km。 1．1．4 注气站、采气站宜合一建设，注气站、采气站宜靠近注采井。 7. 1．5 注入气应满足地下储气库地面设备及地质构造对气质的要求。采出的外输气应满足本规范第3．1．2条对气质的要求。
1．2 地面工艺 1．2．1 注气工艺： 1 压缩机的进气管线上应设置分离过滤设备，处理后天然气应符合压缩机组对气质的技术要求。 2 根据储气库地质条件要求，对注入的天然气宜采取除油措施。 3 每口单井的注气量应进行计量。 4 注气管线应设置高、低压安全截断阀。 1．2．2 采气工艺： 1 采气系统应有可靠的气液分离设备。采出气应有计量和气质分析设施。 2 采气系统应采取防止水合物形成的措施。 3 根据地下储气库类型的不同，经过技术经济比较，确定采出天然气的脱水、脱烃工艺流程。 4 采用节流方式控制水、烃露点的工艺装置，宜配置双套调压节流装置。调压装置宜采用降噪措施。
5 采气工艺应充分利用地层压力能。采、注气管线宜合一使用。采气、注气系统间应采取可靠的截断措施。 6 采气管线应设置高、低压安全截断阀。 1．3 设备选择 1．3．1 压缩机的选择应符合下列要求： 1 注气压缩机的选型、配置及工艺应符合本规范第6章的要求。 2 地下储气库注气压缩机应优先选择往复式压缩机。压缩机各级出口宜在冷却器前设置润滑油分离器。 3 注气压缩机的选型宜兼顾注气和采气。 1．3．2 空冷器的选择应符合下列要求： 1 采用燃气驱动注气压缩机的空冷器在发动机功率有富裕量时，宜采用燃气发动机驱动。 2 空冷器宜设置振动报警、关机装置。 3 空冷器宜采用引风式空冷器。
油气藏型储气库钻完井技术要求示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
油气藏型储气库钻完井技术要求示范文 本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气 库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、 适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运 行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气 库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺， 宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老 井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完 整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，
降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。 第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有MWD或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考
枯竭气藏储气库安全管 理及措施 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
枯竭气藏储气库安全管理及措施通过危险、有害因素分析可知，地下储气库存在潜在井喷失控、天然气泄漏及至火灾爆炸的危险性以及噪声和毒性危害性。 其中，在钻井作业过程中，可能发生的重大危险事故是井喷。因此，应从钻井设计、施工作业、设备与安全管理等方面制定对策措施，消除事故隐患(此部分内容本书不作详细介绍，请参考相关钻井专业书籍)。 (1)井口集输方面安全对策措施： ①采用硅基防塌钻井液体系，用双向屏蔽暂堵技术对储层进行保护，防止在钻井完井期间对产层造成较大伤害。 ②采用耐腐蚀材料生产的管柱，并且油套环空充填防护液。 ③井口布置方案采用丛式井组，井口采气树采用法兰式连接双翼双阀结构。 ④选用的地面信号采集控制系统具有如下功能： a.在发生火灾情况下，可以自动关井；
b.在井口压力异常时，可以自动关井； c.在采气树遭到人为毁坏和外界破坏时，可以自动关井； d.在发生以上意外，自动关井没有实现时，或者其他原因需要关井时，可以在近程或远程实现人工关井； e.能够实现有序关井，保护井下安全阀。 ⑤开井前必须先检查流程，重点检查分离器、安全阀和压力表，进站前要确保井和站内的各项联系；同时各设备、仪表、流程必须保证完好、准确、灵活、可靠及畅通。 ⑥气井在未进行清水或泥浆压井时，严禁在井口装置无控制部位动火及进行维修作业。 ⑦井口放空管道必须固定后方可使用。 (2)站场平面布置严格按照有关规定及法规执行，满足防火防爆安全要求，各种检测仪表自控仪表、报警设施要确保运行安全可靠。防静电接
凝析气藏储层污染及解除方法现状报告摘要：对低渗低产凝析气井，水锁和反凝析伤害尤为严重。对于致密低渗透凝析气藏，一般需要通过水力压裂措施才能进行有效开发，但是大量室内实验和现场实践表明，在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层或衰竭式低渗透油气藏中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。此时，气藏产量下降。这是由于液体持续地滞留导致产生水锁伤害及液体没有完全返排。压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的气相相对渗透率，形成压裂过程中的水锁伤害，同时在低渗透凝析气藏进行压裂后，压力急剧下降，在达到露点压力以下时会在裂缝面处出现反凝析液。进而引起裂缝面处的污染，低渗透凝析气藏产能急剧下降。因此解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响。调研了国内外文献，详细阐述了反凝析和水锁效应机理，提出了各种解决此两种伤害的方法，并提出在注气吞吐前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析和水锁产生的地层堵塞，以改善注气吞吐，提高凝析气井产能的效果，该方法在现场得到了成功应用。低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来。 关键词：凝析气井；反凝析堵塞；水锁； 一、近井地带反凝析、反渗吸伤害 1.反凝析伤害机理 在凝析气井的开发过程中，随着压力的不断下降，当压力下降到低于露点压力时，就会引发反凝析现象，发生反凝析伤害，从而进一步加剧近井地层的堵塞和伤害，导致凝析气井产能的进一步下降。而低渗透凝析气井生产时近井地带的压降大，井底压力和容易低于露点，因此在井筒附近更易产生严重的反凝析伤害，从而导致气体有效渗透率急剧下降，气井产能相应减少。反凝析液堵塞降低气井产能。由于反凝析液的聚集，气产量将大幅下降。随着凝析气藏衰竭式开发地层压力降低到露点压力以下某个压力（最大凝析压力）区间内时，部分凝析油在地层中析出并滞留在储层岩石孔隙微粒表面造成反凝析伤害。从机理方面考虑，解除反凝析污染可归纳为两大类：一类是从凝析油反蒸发角度考虑解除反凝析污染，如注二氧化碳法；另一类是从解除反凝析堵塞角度考虑解除反凝析污染，如水力压裂法。 2.水锁伤害机理 钻井过程中一打开储层，就有一系列的施工工作液接触储层，若外来的水相流体侵入到水润湿储层空到后，就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞，其水-气弯曲界面上存在一个毛细管压力。要想让油气流向井筒，就必须克服这一附加的毛管压力。若储层能量不足以克服这一附加压力，就不能把水的堵塞彻底驱开，最终会影响储层的采收率，把这种伤害称作水锁损害。当地层水或凝析水无法被气流携带出井筒时，将形成井底积液。当关开井的时候，井底积液可能在井筒回压、储层岩石润湿性和微孔隙毛细管压力作用下，向中低渗透储层的微毛细管孔道产生反向渗吸，形成“反渗吸水锁”。水锁的存在进一步堵塞了气体渗流通道，降低气相有效渗透率，加剧近井地层的伤害。这也是许多没有边底水的气藏凝析气藏关井后没有产量或产量难以恢复的主要原因之一。对低渗低产凝析气井，这一现象尤为重要。近井带凝析液堆积和地层水的存在也降低了气相相对渗透率，造成总采收率减低。 凝析气井生产过程中蒸发解除水锁伤害的机理是在凝析气井生产过程中，由于凝析气从
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 油气藏型储气库钻完井技术要求(正式) Standardize The Management Mechanism To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-6128-39 油气藏型储气库钻完井技术要求(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对管理机制、管理原则、管理方法以及管理机构进行设置固定的规范，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 第一章总则 第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。 第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。 第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段
钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。 第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。 第二章钻井工程 第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。 第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。 第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有MWD或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。
储气库 1 地下储气库特点与类型 地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。 与地面球罐等方式相比较，地下储气库具有以下优点：储存量大，机动性强，调峰范围广；经济合理，虽然造价高，但是经久耐用，使用年限长达30～50年或更长；安全系数大，安全性远远高于地面设施。 目前世界上典型的天然气地下储气库类型有4种：枯竭油气藏储气库、含水层储气库、盐穴储气库、废弃矿坑储气库。 ① 枯竭油气藏储气库 枯竭油气藏储气库利用枯竭的气层或油层而建设，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠的特点。目前全球共有此类储气库逾400座，占地下储气库总数的75%以上。 ② 含水层储气库 用高压气体注入含水层的孔隙中将水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成储气场所。含水层储气库是仅次于枯竭油气藏储气库的另一种大型地下储气库形式。目前全球共有逾80座含水层储气库，占地下储气库总数的15%左右。 ③ 盐穴储气库 在地下盐层中通过水溶解盐而形成空穴，用来储存天然气。从规模上看，盐穴储气库的容积远小于枯竭油气藏储气库和含水层储气库，单位有效容积的造价高，成本高，而且溶盐造穴需要花费几年的时间。但盐穴储气的优点是储气库的利用率较高，注气时间短，垫层气用量少，需要时可以将垫层气完全采出。目前世界上有盐穴储气库共44座，占地下储气库总数的8%。 ④ 废弃矿坑储气库 利用废弃的符合储气条件的矿坑进行储气。目前这类储气库数量较少，主要原因在于大量废弃的矿坑技术经济条件难以符合要求。 2 国际上地下储气库发展 地下储气库的历史可以上溯到20世纪初。1915年。加拿大建成世界上第一座地下储气库。到目前为止，全世界有地下储气库550座左右，可以进行调峰的气量约3500×10m。这些储气库分属不同国家的逾100家公司，其中既有储气量超1000×10m的天然气上下游一体化的大型跨国公司，也有仅单纯经营1～2座地下储气库的小公司。 由于地下储气库在调峰和保障供气安全方面具有不可替代的作用和明显的优势，因而越来越受到许多国家的重视。相关资料显示，全球10%左右的天然气用气量由地下储气库供应，西欧国家和俄罗斯分别达到20%、30%。就国际上储气库发展趋势看，欧美国家正在不断加大储气库的建设力度，增大储气量，除了常规的
凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。
国外地下储气库新技术 建设地下储气库是调节天然气市场季节性供需矛盾的一种比较先进的方法，现已成为天然气供销链中非常重要的一环。目前，全球天然气地下储气库开发建设的基本情况如下： 2000年，全世界总工作气量达到3100×108m3，日调峰能力达到44.6×108m3。西欧各国，约有地下储气库78座，工作气量约550×108m3，日调峰能力达到10.9×108m3，东欧及中亚各国，约有地下储气库67座，工作气量约1310×108m3，日调峰能力达到10×108m3。截至2004年，全世界地下储气库总数达610座。地下储气库技术得到了世界各国的高度重视，其相关技术也得到了快速发展。我国的地下储气库技术已经起步，截至目前已利用6座废弃的油气藏建造地下储气库，但我国地下储气库技术与国外相比还存在一定的差距。目前国外正致力于发展以下几项新技术。 1.寻找适于建库地质体的四维地震勘探技术 寻找适于建库的地质体不同于勘探一个油气藏，前者要更复杂一些。一个有合适盖层的油藏，并不一定能够用来储存天然气，能够储存天然气的地质构造必须保证储存的天然气不会泄露，既要有盖层的连续性，也必须有构造的密闭性。现代精细地震勘探技术能够显示较小的构造，甚至气-液界面和地层岩相的侧向变异。正处于研究阶段的四维地震技术是勘探适宜用作地下储气库构造的比较有应用前景的技术。四维地震技术基于多项技术，如以均匀间距置于地面或永久置于井内的地震传感器；多层覆盖地震技术，如AVO(Amplitude VersusOffset)，能更好地研究油藏岩石的物理性质。深化地震勘探技术能够减小地下储气库建设初期的不确定性，减少观察井的数量，有助于将储气井布在构造的有利部位，减少井的数量。 2.垫底气设计技术 在建造一座地下储气库投资成本中，垫底气的费用占了最大的比例，一般要占到总投资的30%～40%。如果能够用某种气体来替代天然气作垫底气，将会明显降低这部分的投资成本。国外对于隋性气体或混合气体作为垫底气进行了试验，目前应用较多的是混合气，已经试验了7座储气库。应用混合气作为垫底气需要专门的技术、模型和测量工具以准确处理气体混相现象。试验结果表明，应用垫底气后，投资成本可降低20%。 3.大井眼井和水平井技术 在地下储气库中用大井眼完井能够明显地提高天然气调峰量。如果没有液体(油、水、凝析液)产出，在国外一定要用大井眼完井，这已经成为一条设计准则。此外，为了降低生产管柱沿程压力损失，大部分井都设计为单一管径，减少缩径，避免发生气体紊流。在地下储气库中钻水平井的主要目的也是提高单井调峰气量。若油藏渗透率较低，水平井比直井更具适用性。对于同一个油藏，水平井的