盐穴储气库水溶造腔技术概述及优劣势比较

2024-05-14刘浩林

化工管理 2024年12期

刘浩林

（河北燃气有限公司，河北石家庄 050000）

0 引言

自20 世纪50 年代，地下盐穴储能技术在北美和欧洲开始推广应用，随后美国、法国、德国、英国、俄罗斯等国家相继建成盐穴地下储气库。截至2020 年，世界范围内14 个国家已建成盐岩地下能源储备库100 余座[1]，盐穴储能已成为各国能源战略安全保障的重要手段。1999 年，我国开始了盐穴能源储备工程的选址与建造工作，虽起步较晚，但发展非常迅速。2007 年，我国首座盐穴储气库——石油金坛盐穴储气库投产运行，为长江三角洲地区的天然气平稳供应作出了重要贡献。

盐穴储气库经过半个多世纪的发展，从盐穴的选址评价到盐穴储气库终止关闭，均有一套比较完整的评价体系和做法。当前，盐穴储气库关键建库技术主要由地质条件评价、钻井技术、水溶造腔技术、稳定性控制技术、盐腔监测技术等组成[2-3]，其中水溶造腔技术对于成腔速度、造腔成本、腔体形态等均会产生重大的影响。因此，对目前常见的几种水溶造腔技术进行对比分析，了解不同造腔技术的优劣性，为盐穴储气库工程建设提供靶向服务，助力我国天然气供应安全与能源结构优化。

1 水溶造腔原理

水溶造腔就是通过向盐层注入水，将盐矿溶解为卤水后形成腔体的过程。盐穴造腔一般通过钻井连通盐层，在井孔中下入多层套管，并在目标盐层段进行完钻，最后通过套管内的同心管柱向孔底注入淡水，在目标盐层段不断循环溶解，直至形成设计腔体，如图1 所示。

图1 盐穴储气库正反循环造腔示意图

为了控制盐腔位置和形态，还要采用不同的循环方式，同时不断调整同心管柱的位置。此外，为了阻止腔体无序上溶，扩大横向溶蚀范围，一般在同心管柱与套管之间的环形空隙中注入一定量的阻溶剂，在溶腔顶部形成保护层。

2 不同水溶造腔技术对比分析

目前常见的水溶造腔技术主要包括单井对流、单井油（气）垫对流、水平对接井开采、小间距双井单腔等。

2.1 单井对流法

单井对流法是通过垂直钻井从地表进入地下目标盐层，在井眼中分别下入生产套管、中心管，然后把淡水或低浓度卤水通过造腔管柱注入腔体，并将溶解盐岩形成的卤水排至地表，如图2 所示。按照注采循环方式的不同，单井对流法可以分为正循环和反循环两种方式。淡水从中心管注入，溶解盐岩，卤水从中心管与生产套管之间的环隙返出，称为正循环；反之，淡水从环隙注入，卤水经中心管返出，称为反循环。建槽期一般采用正循环操作，主要目的是扩大盐层底部溶腔体积；后期生产期为产出高浓度卤水，一般采用反循环。为保证腔体稳定性和防止中心管堵塞，有时采用正循环，但反循环占主导地位。

图2 单井对流法腔体发展阶段示意图

单井对流水溶采矿法的优点是工艺流程简单成熟、适用性强、生产成本低、见效快，目前许多盐矿还应用此方法进行采卤，但是在生产过程中也发现了许多缺点。其最大的缺点是无法有效控制上溶，顶板易过早大面积暴露，造成失稳后垮塌，引起套管、中心管变形弯曲、断裂等事故，若顶板垮塌面积较大，还会引起地表沉陷等地质灾害。此外，盐层过度上溶也会造成腔体形态无法控制，导致腔体失稳。

2.2 单井油（气）垫对流法

单井油（气）垫对流法是在单井对流法的基础上演变而来的，主要是采用油垫或气垫的方式控制上溶。下入管柱组合在生产套管和中心管之间增加了中间管，通过生产套管向溶腔中注入阻溶剂，隔离卤水与溶腔顶板，依靠中间管和中心管在腔体内实现注采循环，如图3 所示。

图3 单井油垫对流法腔体造腔示意图

单井油（气）垫对流法主要优点在于易于控制腔体形态、工艺成熟稳定，同时相应的单井声纳测腔技术较为成熟，可以为建库稳定性评价工作提供相关数据。但是也存在一些缺点，例如造腔速度偏慢，以金坛盐穴储气库为例，建造20×104m3的腔体需要4～5 a时间，并且遇到夹层含量高、厚度薄的盐系地层时，难以形成大体积的储库。

此外，根据阻溶剂的不同，该方法还可分为柴油阻溶造腔、氮气阻溶造腔、天然气阻溶回溶造腔等方法。柴油阻溶造腔应用最为普遍，安全可控性最高，但其使用成本相对较高，排放时易产生环境污染；氮气阻溶造腔具有成本低、环境友好等特点，但其气垫压力高、易压缩，控制要求较高[4]；天然气阻溶回溶造腔则适用于畸形腔体的扩容和修复[5]。目前氮气和天然气作为阻溶剂在国外应用已相对成熟，但在国内尚处于实验研究阶段。

2.3 水平对接井开采

水平对接井开采技术是从地表分别钻取两口井抵达盐系地层，两口井距约在150～300 m 左右，一口井为直井，另一口井为斜井，在目标盐岩层中利用水平井定向钻井技术，实现两井对接连通，形成一条水平的裸露孔道，之后在两口井内分别下放生产套管，通过两井交替注水来溶解盐岩和排出卤水，如图4所示。

图4 水平对接井腔体形态示意图

在实际操作中，往往需要在直井底部首先以单井对流法溶解出一个直径为10 m 左右的腔体（腔体直径越大越好），这样有利于定向钻井过程中两井的连通，更重要的是预留出早期的不溶物沉渣堆放空间，降低直井堵塞的风险。

对接井组生产工艺：（1）初期扩槽，井组一旦连通，应随即进入扩槽阶段，早期的扩槽操作，应当以尽可能大的流量从水平井中注水，原因是水平井下没有溶腔，溶蚀面积相对小，有利于整个水平井段的全面溶蚀而形成通道；（2）生产期，适时交换注水出卤方向，以利于水平通道的均衡扩展，也有利于注水井与出卤井溶腔的对称发展。由于卤水浓度的影响，在近注水点溶蚀快，近出卤点溶蚀慢，因此在采卤生产过程中，应监控卤水的浓度和流量，计算溶腔的容积，注意以适当频率调换注水出卤方向，使溶腔尽可能均衡发展。

自1991 年湖南湘衡盐矿试验盐矿水平对接井开始建造，国内盐矿水平对接井开采已有近30 年的历史。此项技术在国内多个省份得到了广泛应用，埋深从300 多米到4 000 多米、盐层厚度从1.5 m 到200 m、NaCl 品位从低于40% 到超过90% 的盐矿均普遍采用水平对接井技术进行开采。

水平对接井采卤的主要优点有：（1）采卤（造腔）效率高，由于淡水从进水口至出水口流动路径长，溶盐面积大，溶解更充分，卤水浓度得到保证；也可以选用尺寸更大的管柱组合，进而实现更大的注水排量，山东泰安某盐矿采用的排量达到250 m3/h，最高甚至可以达到300 m3/h，采卤（造腔）速度明显提高。（2）所造腔体更适用于我国层状分布的盐层，由于水平对接井的腔形为卧式，横向尺寸大于纵向尺寸，更容易在有限高度的盐层内发展出足够大的体积，故其相对于传统单井而言，可以更有效地利用盐岩资源，提高储存空间转化率，更适合于我国薄层盐岩赋存地层的特点。

此方法也存在一定缺点：（1）由于不使用油垫或气垫阻溶，造腔过程中难以控制腔体形态发展，主要体现在直井和斜井附近腔体上溶较快，而水平通道的溶蚀效果较差，最终腔体形态呈U 字型。以安徽某盐矿为例，注水流量为20～40 m3/h，直井和斜井附近溶腔年平均上溶速度达到了20～30 m/a，由于盐岩层较薄，在3～4 a 内卤水即接触到泥岩顶板，甚至造成了顶板不同程度的垮塌。（2）直井和斜井的溶腔下部卤水浓度较高，这些高浓度卤水被挤入水平通道后，溶蚀作用较弱，水平通道附近的盐岩不会被充分溶蚀，尤其当两口井井距设置过大时，会导致很大部分盐岩不能回收利用，从而造成资源浪费。（3）声纳测腔技术在获取水平井腔体形态时存在一定困难，水平井腔体作为储气库的评价指标也不够完善。

2.4 小间距双井单腔造腔技术

小间距双井单腔[6-7]是在较近的距离内向目标盐层钻取两口井，井距在6～30 m 的范围内，两井连通后，其中一口井注入淡水，另一口井排出卤水进行溶腔，如图5 所示。这种采卤方法也有正循环和反循环两种方式，底部出水、上部排卤注采方式为正循环，上部出水、底部排卤为反循环。

图5 小间距双井单腔造腔示意图

该溶腔技术在美国墨西哥湾盐穴战略储油库、法国MANOSQUE 地区以及湖北云应地区已有应用。法国MANOSQUE 地区的盐层厚度达到800 m，该技术所建造的腔体呈圆柱形，具有较大的高度，腔体的容积也达到了50×104m3，如图6 所示。湖北云应地区的某盐矿也进行了小间距双井的先导性造腔试验，并进行了声纳测腔，测腔结果如图7 所示。试验双井的井口距为11.1 m，井底距为11.5 m，并且采用了油垫阻溶，溶腔试验持续了1 年左右，测腔结果显示两井溶通结果良好，所测体积为1×104m3左右。根据生产数据计算小井距双井造腔形成的日有效体积为70.47 m3，为同地区相同造腔阶段单井造腔形成的日有效体积（41.76 m3）的1.7 倍，说明双井造腔可明显加快造腔速度。

图6 法国某盐矿双井小间距腔体形态

图7 云应某盐矿双井小间距声纳测腔结果

小间距双井单腔技术的主要优势有：（1）盐穴储气库双直井造腔能耗小，能够允许较大的注水排量（最高达300 m3/h），造腔速度明显提高。通过数值模拟计算，以国内金坛储气库（深度1 000 m）建库为例，建造体积相同的20×104m3腔体，与单井对流法造腔技术相比，造腔时间缩短近50%[8]。（2）双井结构造腔可形成更大容积的腔体，增大储存体积，且对于盐矿地层的利用效率更高。（3）大直径管内压力较小，由此引起的水击及振动现象大幅减小，有利于提高管柱寿命。（4）在储气库中使用双井结构将大大提高注气采气速率，提高工作效率，有助于地下储气库迅速采集油气。此技术推广应用存在一定难点，例如造腔工艺不成熟，尤其是两井距确定、最优流量确定、腔体形态控制（涉及油垫、两管柱位置的组合调整）、后期注采气速率确定等方面还需进一步探索研究。