深层盐穴储气库造腔及注采技术分析

班 凡 生

(1. 中国石油集团钻井工程技术研究院， 北京 102206；2. 中国石油天然气集团公司钻井工程重点实验室， 北京 102206)



深层盐穴储气库造腔及注采技术分析

班 凡 生1,2

(1. 中国石油集团钻井工程技术研究院， 北京 102206；2. 中国石油天然气集团公司钻井工程重点实验室， 北京 102206)

摘要：针对深盐层盐穴储气库造腔及注采过程中常见的造腔管柱弯曲、井筒遇阻等现场施工问题，提出深层盐穴储气库建库的井身质量要求、造腔管柱及配套设施、注气排卤管柱组合以及注采压力确定技术方案。深盐层储气库造腔及注采现场施工过程中，应采取加强设计及施工措施论证、造腔及注采施工监督、严格控制井斜、造大底部腔体等技术措施，规范深层盐穴储气库建库现场施工。

关键词：储气库； 盐岩； 钻完井； 造腔； 注采

盐穴储气库建腔，是指利用水溶的方法在地下形成一定空间，在此空间储存天然气。常用的建腔方法为单井对流法[1-2]， 盐穴储气库建造的盐层深度通常为1 000 m左右。在我国南部地区，为了满足天然气用户需求，一般选在2 000 m深的盐层来建造盐穴储气库[3]。在此深度的较大地层压力加大了储气库造腔及注采的难度，深层盐穴储气库造腔及注采技术必须改进。

本次研究针对深层盐穴储气库造腔现场施工中存在的问题及其产生的原因进行分析，分别详述深层盐穴储气库的钻完井、溶腔、注气排卤、注采气等几种常用关键技术，有针对性地提出深层盐岩造腔及注采现场施工建议。

1现场存在的问题

盐穴储气库建造在地下2 000 m深的盐层，地层压力较大，使得造腔技术难度加大，整个造腔及注采期间出现不少问题。图1所示为造腔及注采现场问题图片。

首先，油管变形。盐穴储气库造腔施工过程中，井底部油管严重变形，呈“S”状，且在提最后一个7″套管时，发现套管自上而下13处有明显断裂。分析认为，导致油管变形的主要原因是膏质泥岩水化膨胀、岩盐蠕变和地层滑移。

其次，井筒遇阻。储气库井在进行通井、声纳测腔过程中，存在井筒遇阻现象。分析认为井筒遇阻的主要原因是泥岩夹层未彻底坍塌、腔底抬升和变形点领眼偏离原井眼。

图1　造腔及注采现场问题图片

产生以上问题的原因是，深层盐穴储气库造腔现场施工中，底部井筒可能存在缩颈、错开、井斜等3种异常情况(见图2)。

2主要造腔及注采技术

2.1钻完井技术

在开始进行盐穴储气库造腔前，需要钻开一口直井，钻井过程中须严格控制井斜。盐穴储气库是通过上下提拉造腔管柱进行分阶段溶腔，同时在造腔各阶段要下入声纳设备进行测腔。如果钻井中井斜控制不当，则上下提拉管柱及测井设备就会遇阻而无法继续钻进。在深度2 000 m左右的盐层建设盐穴储气库时，建议钻井过程将全角变化率控制在1.5°以内。

图2　底部井筒3种异常情况示意图

盐穴储气库注采气运行过程中，腔体内压力交替变换，对盐穴储气库固井的质量要求较高。建在2 000 m深处的储气库最高注采运行压力可超过30 MPa，大约是1 000 m深储气库最高注采运行压力的2倍，对固井质量的要求更高。

储气库完成钻井之后需要进行地层试压，以检验地层的密封性。试压时，采用双封隔器分层试压方法，试压层位分别为盖层、盐层、盐间层及底板岩层[4]。地层试压的压力应以储气库注采运行的最高压力为准，试压值为储气库最大运行压力的1.1倍。建于1 000 m深的盐穴储气库最高注采压力为17 MPa，试压压力为18.7 MPa；建于2 000 m深的盐穴储气库最高注采压力为32 MPa，试压压力为35.2 MPa。深层盐穴储气库注采过程中需要大量垫气，以保证储气库在采气后期腔体内压力满足稳定性的要求。

2.2溶腔技术

盐穴储气库造腔施工期间，起下造腔管柱、事故处理、通井作业时会用到修井机。为了保证造腔施工的正常进行，在不同深度的盐层建腔，所选用修井机的安全级别也不一样。在1 000 m深的盐层建腔，选择负重不低于80 t的修井机；在2 000 m深的盐层建腔，选择负重不低于135 t的修井机。

地面注水泵压是管柱内流动摩阻、造腔管柱内外浓度差产生的压力，以及地面管线压力损耗、井口返出卤水压力之和。随着盐层深度的增加，管柱流动摩阻增大，卤水和淡水造腔内外管柱浓度差产生的压力也增大。相对浅盐层造腔，地面注水泵的压力级别大，不同深度盐层建腔，地面注水泵压力级别不同。在1 000 m深的盐层建腔，注水泵压力应为12 MPa；在2 000 m的深盐层建腔，注水泵压力应为16 MPa[5]。

盐穴储气库造腔施工的安全性至关重要。造腔井口必须采取相应安全措施，保证造腔内管与环空的注水排量及卤水采出速率符合设计要求，井口套管头、套管四通、油管四通、采油树及相应的配件也需满足储气库的压力要求。

深层盐穴储气库造腔井口装置压力级别较高。在1 000 m深盐层建腔时井口装置压力级别应不小于20 MPa，在2 000 m深盐层建腔时井口装置压力级别应不小于40 MPa，这样才能保证造腔施工正常进行。

盐穴储气库造腔管柱的设计原则是，先选择造腔内管，再综合分析不同造腔管柱组合循环压耗结果，最后优选盐穴储气库造腔外管。国内气田目前常用2种造腔管柱组合：一种组合是“造腔外管Φ177.8 mm+造腔内管Φ114.3 mm”，主要用于1 000 m深盐层地下储气库造腔；另一种组合是“造腔外管Φ177.8 mm+造腔内管Φ88.9 mm”，主要用于2 000 m深盐层地下储气库造腔。表1所示为造腔管柱具体参数。

表1　造腔管柱数据具体参数

2.3注气排卤技术

盐穴储气库造腔完成后，即可开始注气排卤作业，作业目的是通过注入天然气排出腔体内的卤水。注采管柱的设计不仅要满足储气库注气排卤的需要，而且要满足注采气运行的要求，注气排卤后无须取出排卤管柱，注采气井选用油管注采方式。深盐层储气库注采运行压力大，注采管柱性能要求高，还须满足注采运行交替压力的变化；因此，在允许的范围内应尽量选用大尺寸管柱，这样可以降低注气排卤时的施工压力，保障施工安全。

在注气排卤后起出排卤管柱的过程中进行不压井作业，深盐层储气库的较高压力增加了不压井作业的技术难度，不压井设备及工艺要求较高。建于2 000 m深盐层的储气库溶腔内压力较大，不压井作业压力超过30 MPa，现有的不压井作业技术能够满足深度2 000 m储气库注气排卤施工的要求。

依据由内向外的原则，选用注采管柱; 对比不同注气排卤管柱组合的压力损耗，选用注气排卤外管柱。在深盐层盐穴储气库实施注气排卤时，可以选用的管柱组合为“Φ177.8 mm+Φ114.3 mm”和“Φ177.8 mm+Φ88.9 mm”。若对储气库注采能力要求较高，则选用“Φ177.8 mm+Φ114.3 mm”组合，原因是其管柱压力损耗较低。

2.4注采气运行技术

盐穴储气库注采运行压力的确定是难点，必须综合考虑地质、工程条件等因素，不能单凭主观经验来确定。在确定盐穴储气库最大运行压力时，首先要满足气体的密封性。这是因为腔体内压力过大，若超过突破压力，气体就会泄漏，形成安全隐患。在确定储气库最低运行压力时，主要应考虑腔体稳定性的影响。这是因为腔体内压力过小，盐岩蠕变作用会使腔体的体积进一步缩小，腔体体积损失可能导致腔体塌陷。因此，在储气库注采过程中，要合理地控制储气库运行压力区间。不同深度盐层建设的盐穴储气库，其储库运行期间注采压力不同。

3结语

深盐层盐穴储气库造腔及注采过程中，会出现较多的现场施工问题，如造腔管柱弯曲、井筒遇阻等。

为了尽可能地避免出现问题，在此提出针对深盐层储气库造腔及注采现场施工的几点建议：

(1)加强作业施工的设计及施工措施的详细论证工作，确定合理的作业技术数据，充分考虑可能造成的风险，尽量避免因作业施工造成的偏差。

(2)加强造腔及注采施工过程的监管，严格按照设计施工，确保及时准确地录取相关数据，为地下情况分析提供可靠依据。

(3)从后期造腔及注采工程角度考虑，储气库井钻井过程中须严格控制井斜，否则在上下起提造腔管柱及测井设备的过程中易导致井筒遇阻。

(4)造腔过程应将下部腔体造大，否则上部厚夹层不易垮塌，腔底抬升过快。

参考文献

[1] 班凡生,肖立志,袁光杰,等.盐穴储气库快速建槽技术研究及应用[J].天然气工业,2012,32(9)：77-79.

[2] 班凡生.盐穴储气库水溶建腔优化设计研究[D].北京：中国科学院研究生院,2008：11-12.

[3] YUAN G J,SHEN R C, TIAN Z L, et al. Review of Underground Gas Storage in the Bedded Salt Deposit in China[G].SPE 100385,2006.

[4] 申瑞臣,魏东喉,田中兰,等.已有采卤老腔改建储气库工程技术[M].徐州：中国矿业大学出版社,2007：235-236.

[5] 班凡生,高树生.岩盐储气库水溶建腔优化设计研究[J].天然气工业,2007,27(2)：114-116.

Solution Mining and Injection-Production Technology of Gas Storage in Deep Salt Bed

BANFansheng1,2

(1. Drilling Engineering Technology Research Institute of China Petroleum Group, Beijing 102206, China;2. Key Laboratory of Drilling Engineering of China National Petroleum Corporation, Beijing 102206, China)

Abstract:There are some site construction problems in the process of gas storage construction in deep salt bed, such as solution mining tube bending, wellhole resistance and so on. Some key technologies are put forward about storage construction in deep salt bed, including wellbore quality requirements, solution mining tube and supporting facilities, gas injection and brine discharge tube and injection & production pressure confirmation. We should strengthen designing and construction, supervise construction of solution mining and injection & production, control well deviation strictly, build large bottom cavity so as to guide the construction in deep salt cavern gas storage.

Key words:gas storage; salt rock; drilling and completion; solution mining; injection-production

收稿日期：2015-09-15

基金项目：中国石油集团公司储气库重大专项“储气库优快钻完井技术与装备研究”(2015E-4003)

作者简介：班凡生(1977 — )，男，山东济宁人，博士，高级工程师，研究方向为地下储气库工程技术。

中图分类号：TE375

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)02-0062-03