鹽穴地下儲氣庫小井距雙井自然溶通造腔工藝

鄭雅麗 賴 欣 邱小松 趙艷杰 完顏祺琪 屈丹安

1.中國石油勘探開發(fā)研究院 2.中國石油天然氣集團有限公司油氣地下儲庫工程重點實驗室3.中國石油東部管道有限公司

國外自20世紀50年代開始在鹽巖地層中建造鹽穴地下儲氣庫[1]，我國自2002年郭彬等[2]首次闡述了鹽穴地下儲氣庫的建造技術(shù)以來，在造腔工藝[3-4]、造腔參數(shù)與方案優(yōu)化設計[5-8]、造腔促溶工具研發(fā)[9-10]及快速造腔[11-14]等方面都取得了大量的研究成果。但在利用雙井加快造腔速度方面，班凡生等[12]僅做了初步描述，并未針對雙井造腔的連通方式、造腔技術(shù)的可行性及實施效果進行詳細分析。因此有必要對雙井造腔工藝進行深入研究。

1 雙井造腔連通方式與井距的選擇

雙井造腔是一種通過鉆兩口單井，連通后，一口井注水，另一口井采出鹵水的造腔方式。

1.1 鹽礦對井開采連通方式

通過調(diào)研鹽礦的采鹵工藝技術(shù)，發(fā)現(xiàn)對井開采過程中促使兩口井連通的技術(shù)有壓裂連通、水平對接連通和自然溶通3種方式。

壓裂連通技術(shù)始于1970年[15]，經(jīng)過生產(chǎn)實踐證實，該方法具有產(chǎn)量大、采出鹵水濃度高、采鹵井服務年限長等優(yōu)點。其缺點是關(guān)鍵技術(shù)難掌握，成功率低，在國外只有50%的成功率，國內(nèi)只有26%的成功率[16]。

水平對接連通技術(shù)在國內(nèi)已有25年的歷史，廣泛應用于埋藏深度為300～4 000 m、鹽層厚度為1.5～200.0 m及鹽巖品位低于40%至超過90%的鹽礦開采中。水平對接井的井距一般為250 m，最大井距為700 m[17]。

自然溶通技術(shù)并不是設計而為，而是有些采鹵井在長期生產(chǎn)過程中，兩口井有時會自然連通，連通后采鹵量比原來兩口單井的采鹵量大5倍，而且濃度有所提高[18]。

1.2 鹽穴儲氣庫雙井造腔連通方式與井距

鹽穴儲氣庫雙井造腔與鹽礦對井開采溶腔的相同之處在于：均以獲得較高的采鹵濃度、采鹵量、造腔速度或采鹵速度為目的。不同之處在于：雙井造腔需控制鹽腔的發(fā)展，以達到設計的穩(wěn)定形態(tài)。為了評價鹽腔形態(tài)是否穩(wěn)定，所建造的腔體必須是能夠利用儀器設備加以檢測的。

室內(nèi)對井連通單向注水采鹵模擬實驗表明（圖1）：①單向注水形成的鹽腔形態(tài)極不對稱，注水孔附近腔體發(fā)育，初期以上溶為主，后期向腔體頂部發(fā)展以側(cè)溶為主，鹽腔底窄上寬，形成類似倒圓臺形；②回水孔鹽腔較小，內(nèi)壁不光滑且不規(guī)則，頂部較下部稍大；③兩孔之間的通道水溶不強烈，由注水孔向回水孔截面面積逐漸變窄呈喇叭口形。

圖1 對井單向注水采鹵模擬實驗腔體形態(tài)圖

為了評價鹽礦對井采鹵所形成的空間是否可以用來儲氣，選取某鹽礦一對水平對接連通的采鹵井進行了聲吶檢測（圖2）。Ⅰ井位于Ⅱ井北偏西5°的167.0 m處，Ⅰ井為注水井，Ⅱ井為采鹵井。聲吶檢測結(jié)果顯示Ⅰ井腔體形態(tài)較規(guī)則，腔高為17.0 m，體積為7.307 0×104m3；Ⅱ井腔體形態(tài)欠規(guī)則，腔高為6.9 m，體積為0.178 9×104m3，兩口井的腔體體積合計為7.48×104m3。根據(jù)采鹵量折鹽體積計算的腔體體積約為30×104m3，與檢測到的體積相差22.5×104m3，相差體積所占空間的位置及形態(tài)均不清楚。從圖2可以看出，Ⅰ井向Ⅱ井方向水溶最大半徑為38.1 m，Ⅱ井向Ⅰ井方向最大水溶半徑為29.9 m，其間99.0 m的地層必定發(fā)生了水溶，但由于未檢測到其形態(tài)，故溶漓發(fā)生的位置及形成空間的形態(tài)狀況不清楚，導致無法評價這對腔體及其通道組成的空間是否穩(wěn)定、是否可以改造用來儲氣。

圖2 某鹽礦一對水平對接連通井聲吶檢測的腔體形態(tài)與位置示意圖

從室內(nèi)對井采鹵模擬實驗與鹽礦對井開采聲吶檢測結(jié)果來看，對井的井距較大時，兩口井之間的通道水溶不發(fā)育，且現(xiàn)有的設備無法檢測到兩個鹽腔之間通道的水溶效果，無法評價對井采鹵形成空間的穩(wěn)定性，無法分析其可利用性，說明鹽礦開采中的大井距對井采鹵方式不適合地下儲氣庫的雙井造腔，故推薦縮小井距。

從鹽礦對井開采的3種連通技術(shù)來看，壓裂連通存在不確定性，壓裂方向與裂開層位不易控制，連通成功率低；水平對接井由1口直井與1口定向井組成，適用于井距較大的對井。故對于小井距對井而言自然溶通方式為首選。

2 小井距雙井造腔自然溶通技術(shù)可行性分析

2.1 小井距雙井鉆井技術(shù)可行性

2.1.1 井距選擇

小井距雙井鉆井工程技術(shù)難點在于兩口井的井眼軌跡控制。參考金壇儲氣庫造腔經(jīng)驗設計鹽腔最大直徑為80 m，建槽階段擬采用單井分別溶漓、自然溶通的方式。從鹽腔設計直徑及連通方式來看，兩口井的井距不宜過大，如井距為40 m，兩井連通時直徑已達80 m，后期建腔直徑會超過設計的最大直徑。從鉆井工程實施效果來看，井底位移控制在10 m存在著一定的難度和風險。從造腔工藝角度來看，井距偏小，理論上易形成井間對流及渦流，影響造腔速度和腔體頂部油墊的保護作用。鑒于該試驗為國內(nèi)首例小井距雙井造腔試驗，將試驗雙井的井距暫定為10～15 m。這樣一方面可以檢驗小井距鉆井技術(shù)的可行性，研究近井距兩口井是否會發(fā)生井間對流影響造腔速度，另一方面當兩口井自然溶通時，鹽腔最大直徑約為30 m，將有利于后期腔體形態(tài)的發(fā)展和控制。

2.1.2 小井距鉆井可行性分析

設計試驗雙井A與B井，井型為直井，井距為10 m。在鉆井過程中首先完鉆A井，然后根據(jù)A井的井眼軌跡進行B井的鉆井設計。鉆井結(jié)果顯示B井位于A井東偏南56°，與A井地面井口距為11.1 m，造腔段頂井底距為11.6 m，建槽段底井底距為11.5 m，說明小井距鉆井技術(shù)可行。

2.2 自然溶通造腔技術(shù)可行性

造腔過程設計為先采用兩口單井正循環(huán)建槽，連通后，再起出管柱，調(diào)整相對位置進入建腔階段。為了增加水溶接觸面積，設計中心管與中間管之間的兩口距約為20 m。A、B井首次管柱下入深度一致，中心管下入深度為767.3 m、中間管下入深度為744.5 m，油墊位置的注入深度744 m。

A、B井分別于2014年8月6日、6月24日投產(chǎn)，并均在2015年4月進行了聲吶測腔，鹽腔最大直徑約為50 m，鹽腔呈底略凸較為規(guī)則的形態(tài)（圖3-a），A、B井腔體邊界基本重合（圖3-b）。通過檢測，兩口井的鹽腔參數(shù)基本一致，體積差值僅為78.3 m3（表1），誤差值僅為0.7%，表明兩個腔體已經(jīng)溶通。

受鹽化企業(yè)鹵水接收量的限制，A、B井根據(jù)鹵水接收量調(diào)整注水時間和注水量，進行間歇式水溶。依據(jù)生產(chǎn)特點，A井試驗期可劃分為4個階段（表2），B井劃分為3個階段（表3）。A、B井不同生產(chǎn)階段之間均為停產(chǎn)期。

從兩口井的生產(chǎn)情況表可以看出，A、B井在最后100 d左右的生產(chǎn)時間內(nèi)，即A井的第3、4階段與B井的2、3階段，通過對比發(fā)現(xiàn)，兩口井生產(chǎn)采用了近似的注入排量，采出鹵水濃度接近，推測在A井的第3階段與B井的第2階段兩個腔體已經(jīng)溶通。

圖3 A井—B井連井方向聲吶測腔形態(tài)圖

表1 小井距試驗雙井測腔數(shù)據(jù)表

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)計算小井距雙井造腔形成的日有效體積為70.47 m3，為同地區(qū)相同造腔階段單井造腔形成的日有效體積（41.76 m3）的1.7倍，說明雙井造腔可加快造腔速度。

2.3 雙井造腔鹽腔形態(tài)控制可行性

鹽腔形態(tài)的控制關(guān)鍵在于其底槽的建造，底槽的建造不僅關(guān)系到腔體的形態(tài)，還直接影響著鹽腔的有效體積及其穩(wěn)定性，底槽建造越接近設計形態(tài)，腔體的建造才能越接近設計要求。

根據(jù)穩(wěn)定性與造腔工程可行性的要求，鹽腔形態(tài)一般設計為梨形。金壇鹽穴儲氣庫測腔檢測顯示[19-22]底槽為近似的倒圓錐體（圖4-a），由于殘渣的堆積，也有底槽底面較平坦的情況（圖4-b）。雙井造腔設計的鹽腔形態(tài)必須遵循與單井造腔相同的穩(wěn)定性與造腔工程可行性要求。將試驗雙井聲吶檢測的鹽腔形態(tài)（圖3-a）與金壇儲氣庫典型鹽腔（圖4）測腔結(jié)果相比較，發(fā)現(xiàn)兩者的底槽形態(tài)基本相似，說明小井距雙井建槽期可以滿足設計的要求。因此在建腔期，適當調(diào)整造腔管柱的相對位置、控制注水排量與溶漓時間，鹽腔的形態(tài)有望達到設計的要求。表明雙井造腔是可以控制腔體形態(tài)，建造出穩(wěn)定、符合設計要求的鹽腔的。

表2 A井試驗期不同階段生產(chǎn)情況統(tǒng)計表

表3 B井試驗期不同階段生產(chǎn)情況統(tǒng)計表

圖4 金壇儲氣庫典型鹽腔聲吶三維檢測形狀圖[19]

3 小井距雙井造腔效果預測

現(xiàn)場試驗表明，小井距雙井鉆井工藝及雙井自然溶通造腔工藝在技術(shù)上可行，以利用雙井建造30×104m3有效體積的鹽腔為例，進行效果預測分析。

根據(jù)金壇儲氣庫的造腔經(jīng)驗，鹽化企業(yè)鹵水接受能力和鹵水濃度要求為造腔進度的主要制約因素。雙井造腔管柱組合可以加大排量，有效縮短造腔周期，但同時也要考慮外輸鹵水濃度的要求。為此，雙井造腔設計以采出鹵水濃度為主要控制指標，建槽期采用小排量，建腔期控制排量，以保證采出鹵水濃度達到飽和（大于280 g/L）。

3.1 單井造腔模擬預測

單井造腔采用?177.8 mm（中間管）＋?114.3 mm（中心管）管柱組合，利用數(shù)值模擬技術(shù)，調(diào)整中心管、中間管、油墊位置和管柱次數(shù)等，進行多次模擬預測，結(jié)果表明：建槽期需調(diào)整一次管柱與油墊位置，注水排量依次采用30 m3/h、50 m3/h和100 m3/h，正循環(huán)溶漓170 d，完成建槽，采出鹵水濃度為167.0 g/L。然后調(diào)整管柱和油墊位置，進入建腔階段，采用該管柱組合的最大排量100 m3/h進行反循環(huán)溶漓，305 d后的建腔期第二階段結(jié)束，鹵水濃度達到飽和。完成單腔建造需要11階段的溶漓，總?cè)芾鞎r間為1 371 d（圖5）。

圖5 某鹽穴儲氣庫單井造腔方案預測主要參數(shù)圖

3.2 雙井造腔模擬預測

雙井造腔采用單井建槽、自然溶通、雙井對流建腔的造腔思路。建槽期與單井造腔相同采用?177.8 mm（中間管）＋?114.3 mm（中心管）管柱組合，利用單井各自單獨溶漓，通過調(diào)整中心管、中間管、油墊位置和管柱次數(shù)等多次模擬預測發(fā)現(xiàn)，建槽期需調(diào)整一次管柱與油墊位置，單井分別采用30 m3/h和50 m3/h的排量（雙井合計排量分別為60 m3/h和100 m3/h），正循環(huán)溶漓160 d實現(xiàn)雙井連通，完成建槽，采出鹵水濃度為149.0 g/L。之后進入建腔階段，起出?114.3 mm中心管，通過調(diào)整兩口井的?177.8 mm中間管相對位置進行溶漓，提高注水排量至150 m3/h，10 d后采出鹵水濃度達到245.0 g/L，再經(jīng)歷140 d，鹵水濃度達到飽和。之后為了保證采出鹵水濃度達到飽和狀態(tài)，配合管柱與溶漓時間，控制排量為100～200 m3/h。完成單腔建造需要10階段的溶漓，總?cè)芾鞎r間為990 d（圖6）。

圖6 某鹽穴儲氣庫小井距雙井造腔方案預測主要參數(shù)圖

3.3 造腔預測結(jié)果對比分析

從兩種造腔方式來看，底槽建造生產(chǎn)時間相差10 d左右，雙井造腔采出的鹵水濃度較低，但進入建腔期后，單井造腔經(jīng)歷了305 d溶漓采出的鹵水濃度才達到飽和，而雙井造腔僅用了150 d便達到了飽和，縮短了一倍的生產(chǎn)時間。

根據(jù)金壇儲氣庫10年造腔經(jīng)驗，造腔時效基本為85%。單井造腔需要的溶漓時間為1 317 d，考慮時效后，工期為1 549 d（4.2年）。雙井造腔需要的溶漓時間為990 d，考慮時效后，工期為1 165 d（3.2年），雙井造腔與單井造腔方式相比縮短了工期384 d，即1 年多的時間。

通過計算，單井造腔與雙井造腔井口注水壓力分別為14.9 MPa和6.6 MPa，雙井造腔井口最大注水壓力較單井降低了8.3 MPa，降低了54.4%，相應的單井耗電量減少了2.14×104MW·h（單井耗電量為3.76×104MW·h，雙井耗電量為1.62×104MW·h），降低了能耗55.9%。如果該儲氣庫建造此類鹽腔30個，不僅可以加快造腔速度，還可以減少耗電量64.2×104MW·h，相當于日用電量20×104MW·h的中型城市3年多的用電量。

4 結(jié)論

1）鹽礦對井采鹵技術(shù)實施效果表明，建造較為規(guī)則、可被檢測的鹽腔，采用小井距自然溶通的方式為佳。

2）先導性試驗結(jié)果證實，小井距雙井鉆井工程技術(shù)及雙井自然溶通方式連通兩個鹽腔的造腔工藝技術(shù)是可行的，提高了試驗井1.7倍的造腔速度。

3）以建造單腔有效體積30×104m3為目標的模擬預測方案顯示，雙井造腔與單井造腔方案相比，工期可縮短近1年的時間，節(jié)約工期25%左右，降低能耗55%左右。

4）如果建造鹽腔的深度或體積有所改變，以上數(shù)據(jù)會有所變化，需要針對具體目標進行分析，但雙井造腔技術(shù)的優(yōu)勢具有一致性。

雙井造腔工藝在加快造腔進度、降低能耗方面效果明顯，具有良好的應用前景。因此，建議加強針對我國地質(zhì)情況雙井造腔工藝技術(shù)的攻關(guān)研究與現(xiàn)場試驗，并推廣應用。

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