垢艷俠 白松 賈建超 李康 李芬梅 冉莉娜

1. 中國石油勘探開發(fā)研究院；2. 中國石油天然氣集團(tuán)公司油氣地下儲庫工程重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；3. 華北油田江蘇儲氣庫分公司；4. 玉門油田規(guī)劃設(shè)計(jì)院

我國在建的唯一鹽穴地下儲氣庫——金壇鹽穴儲氣庫的鹽腔為單井單腔，取得了良好的應(yīng)用效果［1-2］。但在建與擬建的鹽穴儲氣庫地質(zhì)條件復(fù)雜，鹽層薄，夾層多［3-6］，且可建設(shè)鹽穴地下儲氣庫的鹽礦資源嚴(yán)重匱乏［7］，因此充分利用有限的鹽礦資源，建設(shè)較大儲氣規(guī)模的鹽穴儲氣庫群尤為重要。擬建的楚州儲氣庫石塘區(qū)塊的鹽層發(fā)育段存在巨厚夾層(20 m 以上)，而傳統(tǒng)選擇建庫層段要避開這些巨厚夾層段，導(dǎo)致建庫層段的厚度大大減薄，鹽巖資源利用率降低。為充分利用厚夾層的上下鹽巖段，筆者提出采用單井雙腔造腔模式，以提高鹽巖利用率，減少單方建腔投資費(fèi)用，還可為今后拓寬鹽穴儲氣庫選址提供參考。

1 楚州儲氣庫地質(zhì)概況

楚州儲氣庫位于江蘇省淮安市淮安區(qū)，距淮安市約20 km。楚州儲氣庫地層從上到下依次為第四系東臺組、新近系鹽層組、上白堊統(tǒng)浦口組［8-9］，缺失整個(gè)古近系和新近系鹽城組下段地層，剝蝕整個(gè)赤山組或剝蝕赤山組上段。浦口組二段為含鹽地層，分為上鹽亞段、中淡化亞段、下鹽亞段，其中上鹽亞段又分為4 個(gè)巖性組合。楚州鹽穴儲氣庫主要含鹽地層為浦口組二段上鹽亞段第三巖性組合，含鹽地層厚度大，最厚超過1 000 m。楚州儲氣庫石塘區(qū)塊鉆穿地質(zhì)層位及巖性見表1。

通過楚州儲氣庫石塘區(qū)塊地震解釋成果和鉆探資料分析，浦二段上鹽亞段第三巖性組合劃分為9 個(gè)鹽群，其中5～6 鹽群和3～4 鹽群兩套鹽層段在全區(qū)分布穩(wěn)定，厚度大，夾層少，埋深適中，5～6 鹽群厚度50～190 m，3～4 鹽群厚度50～210 m，5 鹽群底部發(fā)育一套全區(qū)分布穩(wěn)定的20～50 m 厚泥巖夾層(圖1)。

根據(jù)淮安鹽穴儲氣庫造腔先導(dǎo)工程試驗(yàn)，厚度12 m 的夾層可在造腔過程中垮塌［10］。但大于20 m厚泥巖夾層目前認(rèn)識認(rèn)為難以垮塌，即使可垮塌，也是在垮塌過程中堵塞通道，帶來下部腔體無法注氣排鹵、管柱彎曲等問題。傳統(tǒng)單井單腔造腔方式只能利用厚夾層的上部鹽層或者下部鹽層，無法同時(shí)利用巨厚夾層上、下兩套鹽層造腔，而單井雙腔能在厚夾層的上下鹽層段同時(shí)造腔，大幅度提高石塘區(qū)塊鹽巖資源利用率，擴(kuò)大單井有效儲氣空間。

表1 楚州儲氣庫石塘區(qū)塊地層表Table 1 Stratigraphic scale of Shitang Block in Chuzhou gas storage

圖1 楚資2 井浦口組二段綜合地層柱狀圖Fig. 1 Composite stratigraphic column of the second Member of Pukou Formation in Well Chuzi 2

2 單井雙腔造腔方案

單井雙腔即鉆一口井貫穿上下2 套鹽層(3～4 鹽群、5～6 鹽群)，生產(chǎn)套管下入到上部鹽層(5～6 鹽群)的頂部，用水泥一直封固到地表；下入造腔管柱先溶漓下部鹽層(3～4 鹽群)，造腔至下鹽層段頂部(4 鹽群頂部)，形成設(shè)計(jì)的鹽腔后，跨過厚泥巖夾層，提升造腔管柱至上部鹽層底部(5 鹽群鹽層底部)，再在上部鹽層(5～6 鹽群)注水溶漓出上部鹽腔，從而形成兩個(gè)獨(dú)立的鹽腔(圖2)。本文以石塘區(qū)塊X1 井為例進(jìn)行單井雙腔造腔方案設(shè)計(jì)。

2.1 腔體形態(tài)與體積估算

根據(jù)石塘區(qū)塊地震解釋成果，設(shè)計(jì)X1 井造腔層段3～4 鹽群、5～6 鹽群的造腔基本參數(shù)見表2。參考金壇儲氣庫鹽腔聲吶檢測結(jié)果，鹽腔的形態(tài)設(shè)計(jì)頂?shù)诪閳A錐體、鹽腔主體為圓臺，最大直徑位置位于圓臺底部(圖3)。體積計(jì)算分為3 部分，上部和下部形狀為圓錐，中部形狀為圓臺。造腔層段水不溶物含量分別為27%(3～4 鹽群)、28%(5～6 鹽群)。估算X1 井單腔幾何體積分別為34.7×104m3、20×104m3，單腔有效體積分別17.6×104m3、9.7×104m3。

圖2 單井雙腔造腔示意圖Fig. 2 Sketch of single well and double cavity

表2 楚州儲氣庫X1 井造腔基本參數(shù)Table 2 Basic solution mining parameters of Well X1 in Chuzhou gas storage

圖3 X1 井3～4 鹽群與5～6 鹽群鹽腔形態(tài)示意圖Fig. 3 Schematic cavity shape of salt group 3-4 and salt group 5-6 in Well X1

2.2 造腔方案設(shè)計(jì)

2.2.1 方案設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù)

3～4 鹽群、5～6 鹽群造腔模擬方案設(shè)計(jì)參數(shù)為：造腔高度135 m、100 m，最大造腔直徑80 m、70 m，最大注水排量100 m3/h，造腔管柱?177.8 mm 中間管+?114.3 mm 中心管，阻溶劑為氮?dú)猓桓鶕?jù)楚州地區(qū)巖心樣品測得側(cè)溶速率5.4 mm/h，上溶速率6.1 mm/h，側(cè)溶角12°，不溶物堆積系數(shù)1.6，鹽巖密度2.16 g/cm3，溫度74 ℃。

2.2.2 造腔方案

在地質(zhì)綜合研究建立的單井造腔地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，考慮不同巖性段厚度、不溶物含量等，并結(jié)合側(cè)溶、上溶速率及側(cè)溶角等水溶參數(shù)利用PCL(鹽穴造腔模擬)軟件進(jìn)行水溶造腔數(shù)值模擬。對管柱首次下入深度、中心管與中間管位置、油墊位置等進(jìn)行綜合分析，模擬計(jì)算優(yōu)化每一個(gè)造腔步驟，使鹽腔體積和形態(tài)達(dá)到設(shè)計(jì)要求。

X1 井3～4 鹽群造腔設(shè)計(jì)分為9 個(gè)階段，其中前3 個(gè)階段為正循環(huán)建槽，調(diào)整中心管、中間管、墊層位置共2 次，注水排量由第1 階段的30 m3/h 到第2 階段的50 m3/h 再到第3 階段及以后的100 m3/h，共3 種排量，正循環(huán)溶蝕時(shí)間230 d 完成建槽；后6 個(gè)階段為反循環(huán)造腔，調(diào)整中心管、中間管、墊層位置共6 次，注水排量均為100 m3/h。純造腔時(shí)間905 d，總有效體積180 355 m3(圖4)。

圖4 X1 井3～4 鹽群造腔形態(tài)不同階段模擬圖Fig. 4 Simulation diagram of cavity shape of salt group 3-4 in Well X1 in different stages

X1 井5～6 鹽群造腔設(shè)計(jì)分為7 個(gè)階段，其中前3 個(gè)階段為正循環(huán)建槽，調(diào)整中心管、中間管、墊層位置共2 次，注水排量由30 m3/h 到50 m3/h 再到100 m3/h，共3 種排量，正循環(huán)溶蝕時(shí)間210 d 完成建槽；后4 個(gè)階段為反循環(huán)造腔，調(diào)整中心管、中間管、墊層位置共4 次，注水排量均為100 m3/h。純造腔時(shí)間650 d，總有效體積98 187 m3(圖5)。

圖5 X1 井5～6 鹽群造腔形態(tài)數(shù)值模擬Fig. 5 Numerical simulation of cavity shape of salt group 5-6 in Well X1

3 注氣排鹵完井方案設(shè)計(jì)

雙腔造腔作業(yè)完成后，在厚夾層井段會形成殘?jiān)氯郏瑢?dǎo)致后期注采井完井施工及注氣排鹵作業(yè)困難。采用?215.9 mm 鉆頭+?177.8 mm 套管組合進(jìn)行套管鉆井作業(yè)，井下鉆具組合接在套管柱下面，作業(yè)完成后套管留在井內(nèi)作為后期注采套管，隨后下入?114.3 mm 排鹵管柱完井(圖6)。

圖6 完井井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig. 6 Schematic completion well structure

4 方案對比分析

以X1 井為例，單井單腔方案僅利用下段鹽層(3～4 鹽群)，單井雙腔方案利用上下段鹽層(3～4 鹽群和5～6 鹽群)，較單井單腔方案鹽層厚度增加74.1%，有效體積增加54.4%，工作氣量增加41.5%，單方建腔投資減少21.0%(表3)。

5 結(jié)論

(1)傳統(tǒng)儲氣庫井選擇建庫層段要避開厚夾層段，導(dǎo)致建庫層段的厚度大大減薄，鹽巖資源利用率降低。為了充分利用厚夾層的上下鹽巖段，以我國擬建的楚州儲氣庫石塘區(qū)塊具有厚夾層的鹽層發(fā)育段為研究對象，進(jìn)行了單井單腔和單井雙腔模擬測算對比。研究結(jié)果表明，對存在厚夾層上、下兩段鹽層建庫地質(zhì)條件下，單井雙腔在鹽巖資源利用、有效體積、工作氣量、單方建腔投等方面有明顯優(yōu)勢。

表3 不同造腔方案模擬結(jié)果對比Table 3 Comparison of simulation results between different solution mining schemes

(2)單井雙腔造腔技術(shù)具有良好的優(yōu)勢，如果能夠應(yīng)用推廣，可拓寬今后鹽穴儲氣庫選址范圍，在上、下兩段鹽層存在厚夾層甚至超厚夾層等建庫區(qū)塊建設(shè)鹽穴儲氣庫。目前尚未檢索到國內(nèi)外有單井雙腔的應(yīng)用實(shí)例，需要針對具體問題進(jìn)行分析，尤其是在水溶造腔過程中，需要對溶腔過程進(jìn)行進(jìn)一步研究探索。因此，建議加強(qiáng)針對我國這種特殊地質(zhì)情況單井雙腔造腔工藝技術(shù)的攻關(guān)研究。