中石化地下儲氣庫建庫關鍵技術研究進展

曾大乾 張俊法 張廣權 糜利棟

中國石化石油勘探開發研究院

0 引言

預計到“十三五”末，天然氣在我國一次能源消費結構中的占比將提升至10%左右，天然氣年消費量將達到3 380h108m3[1]。由于受季節性等因素的影響，在天然氣供應與消費之間一直都存在著可靠、安全、平穩、連續供氣與消費需求不均衡性的固有矛盾。為了解決上述矛盾、保持供應量與消費量之間的均衡關系，世界范圍內目前都廣泛采用地下儲氣庫（以下簡稱儲氣庫）來實現天然氣的調峰、保供功能[2-3]。

較之于發達國家，我國儲氣庫建設明顯落后。根據國際天然氣聯盟（IGU）的經驗，一旦天然氣對外依存度超過30%，則儲氣庫工作氣量需超過消費量的12%[4-5]。而目前我國天然氣對外依存度已超過40%；截至 2018年底，我國已建成26座儲氣庫（群），總調峰工作氣量約為117h108m3，僅占我國天然氣年消費量的4.1%；根據我國《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》的規定，2020年天然氣儲備量將不低于消費量的10%，以滿足和應對供應市場的季節調峰及天然氣供應中斷等應急狀況。

2017—2018年冬春之際，我國多個省區在用氣量高峰期出現了天然氣供應緊張狀況，也暴露出我國儲氣調峰設施建設滯后等不足。因此，隨著我國天然氣消費量的增加和天然氣對外依存度的升高，中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中石化）作為中國最大的能源生產供應企業之一，為了滿足人民對美好生活的追求、打贏藍天保衛戰，有責任加快儲氣庫建設，以支撐中石化儲氣庫發展，助力中石化天然氣業務快速有效發展，保障我國的天然氣供應安全。

1 中石化儲氣庫建設現狀

近幾年，隨著“西氣東輸”“川氣東送”“北氣南下”管網的建設以及中亞天然氣的引進，為了保證管網沿線和下游長江三角洲地區用戶的正常用氣，我國加大了儲氣庫建設力度。截至2018年底，我國已建26座地下儲氣庫(群)，有效工作氣量總計為117h108m3，其中中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中石油）儲氣庫23座。

與中石油相比，中石化地下儲氣庫建設起步較晚。中石化在“十一五”期間開始儲氣庫建設布局，“十二五”期間實現突破。目前已建成儲氣庫2座，即文96、文23枯竭氣藏儲氣庫，在建2座，為金壇、黃場鹽穴儲氣庫（表1）。

文96儲氣庫位于河南濮陽中原油田境內，是中石化首座儲氣庫，擔負著榆濟管道天然氣季節調峰和應急保障任務。設計庫容為5.88h108m3，有效工作氣量為2.95h108m3。該儲氣庫于2012年8月正式注氣運行，截至2019年5月底，已進入第七注采周期，儲氣庫累計注氣11.02h108m3，累計采氣6.91h108m3。

文23儲氣庫位于河南濮陽中原油田境內，是目前中國第二大儲氣庫，擔負著新粵浙天然氣季節調峰和應急保障任務。設計總庫容為104.21h108m3，有效工作氣量為40.54h108m3，分兩期建設。其中一期庫容為84.30h108m3，有效工作氣量為32.67h108m3。該儲氣庫已于2017年5月正式開工建設，2019年3月正式投注運行，截至2019年5月，已有22口新井投注，累計注氣10.06h108m3。

中石化金壇鹽穴儲氣庫位于江蘇常州市境內，是中石化第一座鹽穴儲氣庫，擔負著川氣東送天然氣季節調峰和應急保障任務。設計庫容為11.80h108m3，有效工作氣量為7.20h108m3，分三期建設。目前正在開展一期溶腔工程和二期鉆井工程，已形成有效工作氣量0.60h108m3。

黃場鹽穴儲氣庫位于湖北潛江境內，是全國最深的鹽穴儲氣庫，擔負著川氣東送天然氣季節調峰和應急保障任務。設計庫容為48.90h108m3，有效工作氣量為28.04h108m3。已批復設計庫容2.37h108m3，有效工作氣量1.40h108m3。目前已完鉆4口井，形成溶腔體積為57.0h104m3，其中有效溶腔體積為39.9h104m3。

表1 中石化儲氣庫統計表

2 面臨的機遇與挑戰

經過文96、文23、金壇儲氣庫的建設與運行，中石化在儲氣庫建設與運營方面取得了較大的進展，但受建庫資源、地質條件、經營模式等諸多因素影響，儲氣庫建設與運營面臨著一系的挑戰。

2.1 建庫起步晚，但發展潛力大

中石化儲氣庫建設起步較晚，“十一五”期間開始儲氣庫建設布局[6]。截至2018年底，中石化儲氣庫調峰能力僅為3.5h108m3，僅占中石化年銷售量的1.3%，同國外12%的平均水平相比存有很大的差距，但中石化發展潛力大。根據勝利、中原、江漢等油氣田企業初步篩選評價，中石化礦權范圍內備選庫址24座，最大可建庫潛力超過440h108m3，有效調峰氣量可超過200h108m3，建庫資源潛力大。中石化建庫資源分布如表2所示。

表2 中石化建庫資源分布表 單位：108 m3

根據規劃，“十三五”期間，中石化將對金壇、菜24、趙莊北、廣華、黃場等10座儲氣庫建設目標進行重點論證和實施。預計到2020年末，中石化儲氣庫有效工作氣量將達到41.6h108m3，基本滿足業務發展的調峰需要。預計到2025年建成有效工作氣量80h108m3，儲氣庫建設應用前景廣闊。

2.2 地質條件復雜，但庫址資源靠近消費區

整體來講，中石化建庫地質條件相對較差。氣藏建庫以中低滲氣藏為主，埋深普遍大于2 500 m；構造復雜、斷層發育；陸相沉積相相變快、儲層物性較差、非均質較強，氣水關系復雜。文23儲氣庫埋深平均2 880 m，發育大小斷層37條，孔隙度10.6%～13.6%，滲透率介于3.0～5.9 mD。鹽穴建庫以陸相鹽湖沉積鹽層為主，夾層多、品位低、部分埋深超過2 000 m。黃場鹽穴儲氣庫埋深達2 200 m，夾層3～7個，夾層厚度5～7 m，夾層垮塌控制難、形態控制難，造腔難度大。

但中石化建庫庫址資源靠近天然氣消費熱度高值區，勝利、中原、江漢、江蘇、三水等備選庫址地處華北、長三角、東南沿海，天然氣調峰需求大，管網設施配套，區位優勢突出，預計2020年，華北、長江沿線天然氣消費規模占全國的2/3左右，占全國冬季調峰80%以上。

2.3 建庫技術不夠成熟，有待進一步攻關

國外儲氣庫歷經上百年的發展，建庫、運行已形成了成熟的配套技術和較完善的標準、法規。與國外相比，中石化儲氣庫建設處于起步階段，雖然在地質重構、產能評價、動態監測、運行管理等方面積累了一定的經驗與技術，但在儲氣庫多周期強注強采下動態密封性評價、配產配注優化、交變載荷下完井管柱優化設計、大變量地面柔性處理、全生命周期完整性評價等建庫關鍵技術方面還處于探索階段[7-11]；韌性水泥漿體系、承壓堵漏技術、交變應力下套管設計技術等有待完善；建庫和運行管理體系標準還處于逐步建立健全與完善階段。經驗不足、技術不配套、基礎理論薄弱、技術標準體系不完善等諸多因素給儲氣庫建設與運行帶來了一系列挑戰。

2.4 管理模式不盡完善，不利于儲氣庫高效運行

由于目前國內沒有實現冬夏氣價峰谷差和調峰氣價，儲氣庫運營模式和調峰氣價尚未確立，儲氣庫成本如何回收、項目經濟效益如何評價缺乏相關政策與制度。現有政策將儲氣庫天然氣納入管道氣氣價管理，沒有單獨進行儲氣庫核算，難以體現儲氣庫的經濟效益。目前在儲氣庫的運營與管理方面，仍采用西方早期的運營與管理模式，由中石化投資建庫，儲氣庫的調度、運行和使用由中國石油化工股份有限公司天然氣分公司負責，礦權屬于油田企業并由中國石油化工股份有限公司天然氣分公司委托油田負責管理。這種投資、建設、管理、運營模式給儲氣庫投資、調度運行、效益考核、利益分配帶來極大的障礙，使儲氣庫資源難以發揮最大的效用，不利于儲氣庫高效運行。

3 儲氣庫建設關鍵技術

中石化在枯竭氣藏型儲氣庫建設方面，經過文96、文23儲氣庫的建設與運行，初步形成了儲氣庫庫址優選、交變載荷動態密封性評價、庫容參數評價與優化、建庫方案優化設計、復雜地質條件下鉆完井技術以及地面工程智能化管理和大功率注氣壓縮機研發等建庫關鍵技術；在鹽穴儲氣庫建設方面，通過金壇、黃場鹽穴儲氣庫建設，厚夾層垮塌技術等方面取得突破性進展，形成了厚夾層腔體優化設計、夾層垮塌預測與控制、造溶腔、穩定性評價等關鍵技術；同時，以濟陽坳陷為研究對象，探索了含水層儲氣庫建庫關鍵技術。

3.1 復雜地質條件氣藏型儲氣庫建庫關鍵技術初步形成

整體來講，中石化氣藏型儲氣庫建庫地質條件較差，埋深普遍大于2 500 m；構造復雜、斷層發育[12]；陸相沉積相變快、儲層物性較差、非均質較強，且有邊底水，不同程度地發生水侵。針對此類復雜地質條件，系統開展儲氣庫庫址優選、交變載荷動態密封性評、庫容參數評價與優化、建庫方案優化設計等關鍵技術攻關，初步形成了復雜地質條件氣藏型儲氣庫建庫技術。

3.1.1 儲氣庫庫址優選技術

優選圈閉密封性、圈閉構造、埋藏深度、儲層物性、儲量等關鍵地質參數，同時考慮市場、地面和老井狀況等因素[13]，將30余項參數納入篩選評價體系?？傊笜梭w系包括5個一類指標，9個二類指標，59個三類指標，應用模糊數學、神經網絡等方法進行優選。運用該方法對中石化的23個氣藏型儲氣庫備選庫址進行評價，優選衛11、文24、玉皇廟、永21、朱家墩和孤家子氣田作為中石化首選建庫目標。預計可建成總庫容量48.59h108m3，有效工作氣量24.05h108m3。

3.1.2 交變載荷動態密封性評價技術

文23儲氣庫上覆一套巨厚的文23鹽層為儲氣庫蓋層，斷層發育，為研究其在交變載荷下的動態密封性，開展了三軸應力、剪切等巖石力學實驗，利用實驗數據，校正地應力測井解釋模型，計算單井的地應力，結合三維地質模型，建立了基于地質構造形態和巖石力學參數非均質性的圈閉三維地質力學模型，與滲流模擬模型聯動計算，建立了圈閉地應力—損傷—滲流耦合模型，模擬計算在儲氣庫強注強采下的三維地應力場和蓋層、斷層面受力變化，以經典的摩爾—庫侖準則為依據，采用剪切安全指數評價蓋層的剪切破壞風險，采用斷層滑移指數評價斷層的穩定性，評價了儲氣庫的動態密封性，保障了儲氣庫安全運行。

3.1.3 庫容參數優化設計技術

由于儲氣庫短期高速注采，宏觀上，由于儲集層物性的差異，氣體短期高速注采將導致儲集層平面和縱向部分低滲區無法得到有效動用；微觀上，受毛細管力滯后、孔喉非均質性和氣水流動能力差異等影響，多相流體高速互驅過程將發生氣水捕集、互鎖和繞流等現象[14-15]。因此，在儲氣庫庫容評價時，首先評價儲氣庫水侵狀況、儲層非均質性，結合多周期水氣互驅實驗，分區分帶評價儲氣庫可動用有效庫容。

在有效庫容評價的基礎上，以圏閉動態密封性評價結果為主要依據，以不破壞儲氣庫封閉性的原則下，同時兼顧工作氣量、氣井產能和注入設備注入能力等因素，優化了上限壓力；以儲氣庫采氣末期有較高產能、減少邊底水侵入、滿足采出氣進站處理和外輸的壓力要求、具有一定規模工作氣量、避免結鹽等為約束條件，優化了兼顧調峰能力和工作氣量的下限壓力。在有效庫容評價和上、下限壓力優化設計的基礎上，優化工作氣量、墊氣量等庫容參數。確定文23儲氣庫有效庫容為104.21h108m3，上限壓力38.6 MPa，下限壓力20.92 MPa，氣庫有效工作氣量40.54h108m3。

專家共識推薦:膀胱穿孔預防措施包括：①防止膀胱過度充盈；②有序切除腫瘤，仔細止血，保持視野清晰；③切除側壁腫瘤時，采取適當措施注意預防閉孔神經反射；④對于體積較大或有肌層侵犯可能的腫瘤可甚至考慮采用分期手術。

3.1.4 建庫方案優化設計技術

針對儲氣庫短期高速注采和不均衡調峰采氣特殊性，采用考慮多因素的儲氣庫有限時率的合理井網密度優化設計方法。根據氣井產能方程和管流方程，以臨界攜液、沖蝕流量、結鹽以及井口外輸壓力為約束條件[16-18]，通過節點分析法，確定合理產量，依據設計工作氣量計算所需最低井數；根據高速不穩定滲流井控理論，預測高速注采的有效井控半徑，確定實現設計有效庫容控制的最低井數；根據用氣不均衡系數，確定調峰用氣高月和采氣末期兩個極端情況下所需井數，儲氣庫合理注采井數取3種計算結果的最大值。在井型優選時，綜合考慮構造特點、儲層厚度、物性、隔夾層發育等因素，評價不同井型產能和庫容控制程度，確定優化井型。通過優化，文23儲氣庫二期井型優化為大斜度井，井數由37口優化為15口（圖1）。

圖1 文23儲氣庫井位優化部署圖

3.1.5 全生命周期完整性評價技術

儲氣庫大規模多周期強注強采，壓力循環波動大，易造成儲氣庫圈閉地質構造失穩、井筒完整性失效和地面設備故障，導致安全事故發生。為了保障儲氣庫安全運行，加強了儲氣庫地下—井筒—地面“三位一體”全生命周期安全管控技術攻關。通過將儲氣庫常規動態監測、井網監測與微地震實時監測協同配套，形成儲氣庫地層漏失風險預警技術；在注采井完整性評價方面，建立套管、油管剩余強度評價和剩余壽命預測模型，分析套管腐蝕、設備密封性失效、固井質量等多種因素的影響，建立基于故障樹的注采井泄漏風險評估方法和泄漏概率計算模型，對注采井完整性進行及時檢測與風險評估；對于地面設施，通過宏觀檢查、工藝分析、管系應力分析等，確定地面設施的易腐蝕或損傷位置，采用無損檢測、超聲導波、外壁漏磁檢測等技術對管道易損失的地方重點檢測。全生命周期完整性評價技術的形成，為儲氣庫安全運行提供了技術支持與保障。

3.2 探索了含水層儲氣庫建庫關鍵技術

為了探索含水層儲氣庫建庫關鍵技術，以中石化濟陽坳陷含水圈閉為研究對象，開展了含水圈閉資源篩選、含水圈閉改建儲氣庫地質評價、有效氣頂形成機理、關鍵庫容參數優化等關鍵技術研究，探索了含水層儲氣庫建庫關鍵技術。

3.2.1 有利含水圈閉篩選與評價技術

根據在輸氣管網和中大城市附近、遠離人口稠密區與保護區、地質資料較豐富、以背斜構造為主等普查條件，利用地震、錄井、測井資料，研究了圈閉構造、蓋層巖性和厚度分布、儲層特性，形成了適用于濟陽坳陷含水層地質評價要素（表3），評價了惠民凹陷和東營凹陷61個水層圈閉，初步篩選出22個含水層圈閉。

表3 濟陽坳陷含水層地質評價要素

3.2.2 含水層儲氣庫氣頂形成機理模擬技術

為了研究含水層氣頂形成機理，設計、搭建了大尺寸含水層儲氣庫物理模型，模擬了多周期注采過程，明確了氣頂形成過程和相關機制。

實驗結果表明，同輪次同凈上覆壓力，孔隙度和滲透率的減少隨注采輪次增多，當注采達到8個周期時，滲透率和孔隙度動態變化趨于穩定。在氣驅水過程中，隨著輪次增加，氣驅水時束縛水飽和度逐漸增加，束縛水條件下的氣測滲透率逐漸降低，氣驅水效率在55.13%～59.87%之間；在水驅氣過程中，隨著輪次增加，殘余氣飽和度逐漸增加。

3.3 厚夾層鹽穴儲氣庫建庫技術取得突破性進展

中石化目前在建的江漢鹽穴儲氣庫具有埋藏深、夾層多、夾層厚的特征，深度大于2 000 m，夾層 3～7個，夾層厚度介于5～7 m，造成夾層垮塌控制難、形態控制難，造腔難度大。針對些地質特點和建設過程中的問題與難點，開展技術攻關，初步形成了一套針對深層、多夾層的鹽穴儲氣庫建庫關鍵技術系列。

3.3.1 腔體設計與穩定性評價技術

由于儲氣庫受多場應力和周期注采交變荷載作用，若腔體形態不良及運行壓力和運行方式設計不合理等，將導致鹽腔大幅度收縮、失穩、地表沉降等導致儲氣庫密封失效。為此，針對深層、厚多夾層的特點，開展了鹽腔形態論證、腔體形態參數優化設計、運行壓力優化以及腔體變形程度、蠕變率、穩定性等研究攻關，初步形成了深層、厚多夾層鹽穴儲氣庫腔體設計與穩定性評價技術。

根據王58井區地質特征，篩選了造腔有利區（圖2）。在室內鹽巖和泥巖的力學試驗及蠕變試驗研究的基礎上（表4），結合國內外鹽巖的力學特性參數，確定計算參數，建立了單腔力學模型。根據腔體短期腔周破損和長期蠕變數值模擬結果，確定儲氣庫短期運行最小壓力不能低于13 MPa，長期運行最小壓力為17 MPa。綜合考慮運行的經濟性、壓縮機組的安全性及壓力預測結果，確定最高運行壓力32 MPa。并根據腔體的變形量、塑性區、體積收縮率、等效應變分析，優化了鹽穴腔體。

3.3.2 高強度注采膏鹽地層鉆完井技術

結合江漢高溫高壓、埋深大的地層特點，優化井身結構、鉆完井液體系，形成適應高強度注采膏鹽地層鉆完井工藝技術。井身結構采用直井井型，表層套管+生產套管、先期裸眼完井方式。針對不同開次的地層特征，分別采用不同類型鉆井液體系，采用塑性飽和鹽水水泥漿體系，提高水泥環的韌性和承受交變載荷能力。應用該技術，江漢鹽穴儲氣庫成功完鉆4口儲氣井。

3.3.3 多夾層垮塌控制與腔體形態控制技術

通過夾層垮塌模式實驗，確定了在溶漓夾層初期，垮塌模式為分層剝離后的局部冒落垮塌；在溶漓夾層后期，垮塌模式為整體失穩?；诳逅Ｊ胶蛫A層垮塌力學分析以及夾層垮塌試驗數據校正，建立多夾層垮塌控制流程方法。

圖2 王58井區鹽穴儲氣庫有利區規劃圖

表4 彈塑性和蠕變計算參數表

同時，研發了一套耐高溫高壓的井下油水界面監測儀器，滿足了深層鹽穴要求。采用高精密電子元器件，計算油水界面深度；采用光纖代替電纜，實時監測油水界面位置，形成深層鹽穴頂板控制技術。通過對聲吶測試儀器、施工工藝、測試解釋研究，形成一套聲吶測腔施工和解釋處理技術。通過開展現場聲吶測試作業，實時監測腔體形態，為腔體控制提供技術依據。

利用多夾層垮塌控制與腔體形態控制技術，王儲3井建腔層段內的14夾、13夾、12夾層實現全部安全垮塌，成腔率大于70%，腔體型態安全可控。累計測試40余井次，腔體體積測量精度超過95%。

4 結論

1）與中石油相比，中石化的儲氣庫建設起步較晚，建庫技術力量相對薄弱，加之地質條件復雜，庫址篩選和建庫難度大。受建庫資源、地質條件、經營模式等諸多因素影響，儲氣庫建設與運營面臨著一系的挑戰。

2）在氣藏型儲氣庫建設方面，經過文96、文23儲氣庫的建設與運行，攻關了儲氣庫庫址優選、交變載荷動態密封性評、地質重構、有效庫容評價、庫容參數評價與優化、建庫方案優化設計等建庫關鍵技術，初步形成了復雜地質條件氣藏型儲氣庫建庫關鍵技術，下步應加強達容達產研究。

3）在含水層型儲氣庫方面，以濟陽坳陷為研究對象，開展了含水圈閉資源篩選、含水圈閉改建儲氣庫地質評價、有效氣頂形成機理、關鍵庫容參數優化等關鍵技術研究，探索了含水層儲氣庫建庫關鍵技術，下步應加強建庫技術政策研究。

4）在鹽穴儲氣庫建設方面，通過金壇、黃場鹽穴儲氣庫的建設，攻關了鹽穴儲氣庫腔體設計與穩定性評價、多夾層垮塌與腔體形態控制等關鍵技術，厚夾層鹽穴儲氣庫建庫技術取得突破性進展，下步應加強鹽腔穩定性評價與監測。