复杂老腔改建储气（油）库可行性分析

2015-08-10杨海军闫凤林

石油化工应用 2015年11期

杨海军，闫凤林

（中国石油西气东输管道公司储气库项目部，江苏镇江 212100）

盐岩具有非常低的渗透性且力学性能较为稳定，能够保证储库的密封性，所以盐岩溶解形成的腔体是能源（石油、天然气）理想的储存空间[1，4]；但我国盐穴储气（油）库建设起步较晚，盐岩层厚度薄且隔夹层多，所以储气（油）库建设进度较慢，如果将盐化企业老腔经过改造施工，达到储气（油）库的建设标准，用来做储气（油）库，将大幅增加我国储气（油）库的规模，以缓解我国储气（油）库建设严重滞后，储气（油）能力亟需提高的压力。

1 我国地下存在大量老腔

我国市场上供应的盐制品主要来自赋存于地下的盐岩矿藏，盐化企业通过在地面钻井，将淡水注入盐岩层，溶解盐岩形成卤水，再把卤水采至地面，通过地面的设备炼制成市场上所需的盐制品。盐化企业经过近三四十年的卤水开采，在地下形成了大量的老腔，据统计在我国金坛、云应、淮安、平顶山、楚州等地有300 个以上的老腔存在（见表1）。

表1 我国盐化老腔分布不完全统计表

2 单腔改造获得成功经验

2007 年中国石油西气东输储气库项目部对金坛地区43 个老腔进行普查，经过初步筛选，对15 个老腔进行了声呐检测工作（形状见图1），并应用全井套铣的方法将原采卤井的生产套管全部取出，用扩眼钻头扩眼后，重新下入新的生产套管固井，成功改造5 个老腔用于储气生产。目前已经进行过几十轮注采运行周期，累积注气5.8×108m3，累积采气4.2×108m3，仍然保持安全平稳。

在2013 年通过带压声呐检测工作，监测投入生产运行后的腔体形状及净体积变化，测量结果显示腔体形状基本无变化，体积收缩率为1 %～2 %，处于合理范围之内（见图2）。

3 复杂老腔改造难点

虽然在金坛对老腔改建储气库获得了成功，但仅限于单井单腔、形状规则的老腔进行改造，对多井单腔、形状复杂的老腔改造还未涉及，复杂老腔改造主要面临形状检测困难和改造施工困难两个难题。

目前盐化企业主要通过双井的方式进行采盐，分为钻水平定向井连通和水力压裂连通两种情况，双井连通后，不定期变换两井的注采关系，这样就会在采卤水的同时，在两井之间形成水平通道，但目前没有实测资料，无法准确判断；盐化企业在采盐过程没有控制腔体形状，而且有些采卤井进行过水力压裂施工，所以会造成腔与腔之间相互连通，这样就会出现多井单腔的情况（见图3），腔体形状往往十分复杂，目前的声呐测量仪器无法完成复杂老腔的形状检测工作，需要对其进行改进。

图1 金坛地区老腔三维形状图

图2 金坛地区老腔投入运行后声呐对比图

图3 复杂老腔形状示意图

4 老腔利用的可行性

4.1 复杂老腔形状检测

通过对现有声呐测量仪器增加若干个转向棒（见图4），当声呐仪器到达腔内不溶物顶面时，转向棒依靠自身重力与声呐仪器之间的电动机系统，使声呐仪器水平转向，并驱动其向前移动，这样就可以测量出两井之间的水平腔，进而弄清复杂老腔的具体形状，为复杂老腔后续改造施工提供了基础。

4.2 老井封堵改造

图4 复杂老腔声呐检测装置示意图

在金坛地区老腔改造的方式为对老井表层和生产套管进行套铣，然后重新下入套管固井，水泥返至地面，检查固井质量并进行气密封试压，如果均合格，则改造成功；考虑到后续的注气排卤作业需要将排卤管柱下入到腔内的最低点，这样才能最大限度地把卤水排出，充分利用腔内空间进行储气，但复杂老腔的不溶物分布情况复杂，很难确定老腔腔底，所以复杂老腔改造需要结合老腔的形状才能确定改造方案，如果老井的位置在腔内最低点，则该老井进行全井套铣、重新固井，将其他老井封堵；如果老井的位置都不在腔内最低点，则将老井全部封堵，然后在腔内最低点的位置重新钻一口新井，这样复杂老腔就改造成为单井单腔的简单形式，方便进行后续工作。

老井封堵的技术方案为锻铣部分下部套管，注水泥进行封堵，其工艺流程是：通井→测井→下部套管锻铣→扩铣水泥环至新地层→注水泥浆封堵→试压合格→锻铣其他部分套管→扩铣水泥环至新地层→注水泥浆封堵→在井筒内注一定高度的水泥塞[2，3]。