周俊驰　黄孟云　班凡生　郑东波

(1. 中国石油集团钻井工程技术研究院， 北京 102200；

2. 中国石油化工股份有限公司天然气川气东输管道分公司， 武汉 430073；

3. 中国石油大学(北京)， 北京 102249)



盐穴储气库双井造腔技术现状及难点分析

周俊驰1,3黄孟云2班凡生1郑东波1,3

(1. 中国石油集团钻井工程技术研究院， 北京 102200；

2. 中国石油化工股份有限公司天然气川气东输管道分公司， 武汉 430073；

3. 中国石油大学(北京)， 北京 102249)

摘要：目前我国在盐层建库主要采用单井溶腔技术，但常用的单井溶腔技术无论在造腔体积、建库周期等方面均已不能满足我国盐穴储气库建设日益增加的需求，而盐穴储气库双井溶腔技术具有增大注水排量、降低能耗、增大腔体体积、缩短建库周期等优点，因此在综合分析国外盐穴储气库双井溶腔技术及难点的基础上，指出腔体形态设计与控制、腔体形态监测与工艺参数优化等是国内盐穴储气库双井溶腔技术存在的主要问题，并提出了相应的解决措施。

关键词：储气库; 盐穴; 双井; 溶腔

盐穴储气库腔体的溶漓是一项复杂的系统工程，也是在盐穴中制造储存空间的主要技术。良好且高效的溶腔技术是盐穴储气库工程建设的重点攻关内容。盐穴地下储气库是利用地下较厚盐层或盐丘，采用人工方式在其中制造洞穴形成储存空间来存储天然气。与国外盐丘建库不同，我国主要在层状盐层建库，盐层薄且品位低，一般采用单井对流水溶建腔，溶腔时间长，建造20×104m3的腔体需3~5 a，腔体体积小，盐层利用率低，难以满足我国日益增长的建库需要[1-2]。由此快速造腔技术已成为地下储气库研究的热点和难点。

双井水溶造腔技术顾名思义就是在盐层中同时使用2口井，进行注采溶蚀形成同一腔体的技术。该技术在国内外已有案例，如法国MANOSQUE的TA&TB和国内的湖北云应储气库。本次研究通过介绍国内外盐穴储气库双井溶腔技术，分析了双井溶腔建库技术的难点，提出国内盐穴储气库双井溶腔应着力解决的几个关键技术问题。

1双井造腔的主要优势

双井溶盐造腔技术属于盐穴地下储气库的新兴领域，也是未来新建盐穴储气库的主要技术之一，其优点如下：

(1)可有效缩短溶腔时间。在形成相同容积腔体的条件下，双井造腔排采量更大，效率更高。

(2)经济实用。对比相同体积的腔体，双井造腔更加经济，操作也较单井简便。

(3)可增大储存体积。双井结构造腔可形成更稳定更大容积的腔体，且对于盐矿地层的利用效率更高。

(4)可针对复杂地质条件。可通过定向井建立井与井之间的地下沟通，定向井可以是水平井或者斜井，对于腔体形态的控制将更加灵活。

(5)提高工作效率。在储气库中使用双井结构将大大提高注气采气速率，有助于地下储气库迅速采集油气。

2双井溶腔技术现状

2.1溶腔原理

盐穴储气库双井造腔技术与单井造腔技术相似采用水溶建腔工艺，即从地面注入淡水，同时井口排出卤水，通过岩盐溶解，形成一定形状和大小的溶腔，利用地下形成的腔体作为存储空间。不同的是采用2个井筒代替单井溶腔中的中间管和中心管。水溶建腔仍有正循环和反循环2种方式。这个过程是腔体建造的主体阶段。双井溶腔示意图见图1。

图1　盐穴双井溶腔示意图

2.2井身结构

法国GEOSEL-MANOSQUE地区被选作开展

双井储气库建设工作最为理想的地区。目标TA&TB每个盐穴容积可达到50×104m3。TA&TB项目始于2008年11月并于2010年5月正式开展溶腔工作。此项工程包含井口和溶洞设计、地面操作平台、钻井工程、排卤口设计以及超滤装置。TA&TB的双井周边有A,PS3,J,K,EV储气库(图2)，地质特征相近，盐层顶部距离海平线500 m，盐层厚度约800 m，不溶物含量约为15%。根据岩石力学分析，TA&TB的最大盐穴直径约为90 m。盐穴深度的设计考虑了套管鞋与洞穴顶部位置、溶腔过程最大压力、泵及管柱所能承受的最大施工压力。TA&TB的设计数据如表1所示[3]。

表1　TA&TB的相关设计数据　m

图2　A — TB — TA — K — EV地质剖面图

我国湖北云应盐矿盐层厚度较大，约为250 m，埋深为530 — 615 m，岩层分布稳定，盐层与非盐夹层、间隔层交互频繁，单间隔层厚度小于2 m，盐群厚度占地层厚度的82%~85%，不溶物含量在15%~20%，地况特征较好，因此选取云应盐矿开展双井溶腔试验。储气库双井井身结构示意图与相关数据如图3所示。

2.3造腔管柱尺寸

表层套管尺寸的选择应结合水泥胶结质量、内衬管柱的尺寸、现场排量等。在钻井过程中不取出中间管，而是直接下放工具进行井下操作，如测井、声呐测试、取样等。法国TA&TB双井均采用1338"的表层套管和 7" — 1034"的中间管(1"=25.4 mm)。采用的排量应随着溶蚀时间而逐渐增大，该套管组合最大可以满足300 m3h的注水排量。

TA与TB腔体建设均采用双井溶腔方式，其中TB的TB1&TB2设计如图4所示。

我国湖北云应储气库设计的中间管尺寸较小，套管较大，环空体积较大(见表2)，有助卤水排出。

图3　YK2-26B井井身结构示意图

图4　TB1&TB2的设计图

序号钻头直径∕mm井深∕m套管外径∕mm类型套管下深∕m水泥返至套管660.420.0508.0导管20.0地面一开444.5185.0339.7表层套管184.0地面二开311.2758.2244.5生产套管552.0地面

3双井造腔技术的关键问题

盐穴储气库双井造腔技术目前仍存在许多难点，主要包括建库地址层位的选择、双井距离的优化设计、最优注水流量的设定、腔体形态的控制及卤水处理等。

3.1建库地址层位选择

盐穴储气库溶腔地址选择应根据多重因素分析判断，可根据以下几点考虑：

(1)若周边有已建成的盐穴储气库，应根据已有现场地况资料进行选择，且与现有储气库距离不宜太远，可节约管线工程成本。

(2)尽量选择与主干交通相距较远，或者离城区有一定距离的地区。

(3)确定地质构造及该层位地质特征符合建库标准，建议选择不溶物含量在15%以内的层位。

(4)钻井平台应尽量选择在山谷低平处或者平原地带，其次为丘陵地带。

(5)一般盐穴储气库不应建得太深，套管鞋位置一般在500 — 1 000 m(盐层顶部以下约50 m)；不建议使用斜井。

(6)储气库建造深度应综合考虑溶解时的最大压力、操作压力以及相关设备压力能承受的范围等因素。

3.2双井距设计

双井间的距离是造腔工艺中的一个重要参数,它对造腔效率以及腔体形状都有极其重要的影响，此外双井井距直接影响了采出盐水的浓度。如果井距较小,注入淡水后含盐量还没有达到饱和就排出腔体,溶漓效率和溶腔扩展速度就会受到严重影响；如果井距较大，饱和卤水不能及时排出，溶漓效率也会大打折扣，且进水口会由于溶液浓度低而导致单边腔体溶漓快，进一步造成腔体不稳定甚至坍塌。就目前已有工程案例分析，其双井距大多为20 m左右，但这并不一定代表其是最优双井间距离。因此亟需一套完备的理论体系确定其最优的双井井距。

3.3注水流量优选

注水流量是控制溶腔发展速度的另一重要参数。确定注入流量的基本原则是:满足管内流体流动的最优工作状态；尽量使排出的卤水浓度接近饱和；低水耗,低能耗；满足建腔周期的要求。注入井内溶盐的水耗量,取决于盐岩密度、溶解压力以及水沿着溶蚀表面的运动速度和溶腔中溶解物质的转化速度。因此，确定注入流量时，需要考虑盐的溶蚀速度(上溶溶蚀速度和侧溶溶蚀速度)、侧溶角、溶解压力、扩散系数、注水流态、流线分布、残渣带出率等参数。造腔的注水流量存在上限和下限，上限可以是设备的最优工作排量。当腔体容积增大到一定量时，应加大注水流量，一般考虑单井注水排量不超过150 m3h，双井不超过400 m3h。

3.4腔体形态控制

单井对流法垫层使得腔体较容易控制，腔体形态容易监测，而双井造腔却存在一定的困难。为了提高储气库使用寿命,无论是在造腔过程还是在注采气过程,都必须采取一定措施以保持腔体的稳定。因此必须考虑以下几个方面：

(1)腔体形态设计。开展腔体稳定性分析等研究，确定腔体运行压力参数，防止压力激变、水击、盐岩蠕变甚至夹层垮塌等现象的发生。

(2)腔体形态控制与密封性检测。开展垫层界面控制等研究，密封检测必须包括造腔前期的全井筒气密试验和造腔结束后的注气排卤前的气密试验。

(3)腔体形态监测。利用声纳探测分析结果，利用有限元模拟计算溶腔的动态特征、应力大小、工作压力范围、溶腔的闭合或蠕动速度、储气库周期性运行情况，模拟计算溶腔内部压降的变化速度以及其他参数。

3.5卤水处理

储气库注水排量大，导致卤水的处理量也大。卤水处理过程应包含正向过滤和反向过滤，过滤管尺寸可采用7" — 1034"的管柱，处理排量可在100～250 m3h。卤水可储存，也可直接运往当地制盐厂，采用自然蒸发制盐，在符合排放标准后可排放。法国相关管理部门制定的标准为：烃类含量少于2 mgL,有机碳含量少于5 mgL，固态悬浮颗粒含量少于10 mgL。

4结语

通过快速建腔手段之一的双井造腔技术的应用潜力与相关技术难点分析，指出了双井建库过程中的一些技术难点及需要深入研究的工艺参数，建议建立一套双井建库的评价准则，并细化其评价指标。

参考文献

[1] 袁光杰,申瑞臣,田中兰,等.快速造腔技术的研究及现场应用[J].石油学报,2006,27(4):139-142.

[2] 田中兰,夏柏如.盐穴储气库造腔工艺技术研究[J].现代地质GEOSCIENCE,2008,22(1):97-102.

[3] LAGUERIE P D, CAMBON J L. Development of New Liquid Storage Caverns at GEOSEL MANOSQUE[C]Solution Mining Research Institute Spring Conference 2010. Clarks Summit：Solution Mining Research Institute, 2010:1-14.

Comprehensive Analysis about Dual Well Solution Mining Technology in Salt Cavern Storages

ZHOUJunchi1,3HUANGMengyun2BANFansheng1ZHENGDongbo1,3

(1. Research Institute of Drilling Engineering and Technology, China Petroleum, Beijing 102200, China;2. Piping Branch of Sichuan Natural Gas Transportaion Company, SINOPEC, Wuhan 430073, China;3. China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China)

Abstract:At present, solution mining in salt cavern mainly adopts the technology of the single well dissolved cavity in our country, but this general technology cannot completely meet the need of salt cavern storage construction in China, especially in the aspects of cavity size, construction cycle, ect. Another technology called dual well operation in solution mining is an effective measure to solve this problem with the advantages of increasing water injection capacity, energy saving, enlarging cavity volume and shortening the period of dissolution. Based on the comprehensive analysis of dual well application abroad, this paper points out that dual well technology should address the aspects of the cavity form design and control, cavity configuration monitoring and process parameters optimization in domestic fields.

Key words:gas storage; salt cavern; dual well; solution mining

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)01-0063-05

中图分类号：TE972

通信作者：班凡生(1977 — )，男，高级工程师,研究方向为地下储库工程。

作者简介：周俊驰(1990 — )，男，中国石油大学(北京)在读硕士研究生，研究方向为地下储气库工程。

基金项目：中国石油集团公司重大科技专项“地下储气库关键技术研究与应用”子课题“储气库优快钻完井技术与装备研究”(2015E-4003)

收稿日期：2015-04-25