厚夹层盐穴储气库单井双腔可行性分析

垢艳侠 白松 贾建超 李康 李芬梅 冉莉娜

1. 中国石油勘探开发研究院；2. 中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室；3. 华北油田江苏储气库分公司；4. 玉门油田规划设计院

我国在建的唯一盐穴地下储气库——金坛盐穴储气库的盐腔为单井单腔，取得了良好的应用效果［1-2］。但在建与拟建的盐穴储气库地质条件复杂，盐层薄，夹层多［3-6］，且可建设盐穴地下储气库的盐矿资源严重匮乏［7］，因此充分利用有限的盐矿资源，建设较大储气规模的盐穴储气库群尤为重要。拟建的楚州储气库石塘区块的盐层发育段存在巨厚夹层(20 m 以上)，而传统选择建库层段要避开这些巨厚夹层段，导致建库层段的厚度大大减薄，盐岩资源利用率降低。为充分利用厚夹层的上下盐岩段，笔者提出采用单井双腔造腔模式，以提高盐岩利用率，减少单方建腔投资费用，还可为今后拓宽盐穴储气库选址提供参考。

1 楚州储气库地质概况

楚州储气库位于江苏省淮安市淮安区，距淮安市约20 km。楚州储气库地层从上到下依次为第四系东台组、新近系盐层组、上白垩统浦口组［8-9］，缺失整个古近系和新近系盐城组下段地层，剥蚀整个赤山组或剥蚀赤山组上段。浦口组二段为含盐地层，分为上盐亚段、中淡化亚段、下盐亚段，其中上盐亚段又分为4 个岩性组合。楚州盐穴储气库主要含盐地层为浦口组二段上盐亚段第三岩性组合，含盐地层厚度大，最厚超过1 000 m。楚州储气库石塘区块钻穿地质层位及岩性见表1。

通过楚州储气库石塘区块地震解释成果和钻探资料分析，浦二段上盐亚段第三岩性组合划分为9 个盐群，其中5～6 盐群和3～4 盐群两套盐层段在全区分布稳定，厚度大，夹层少，埋深适中，5～6 盐群厚度50～190 m，3～4 盐群厚度50～210 m，5 盐群底部发育一套全区分布稳定的20～50 m 厚泥岩夹层(图1)。

根据淮安盐穴储气库造腔先导工程试验，厚度12 m 的夹层可在造腔过程中垮塌［10］。但大于20 m厚泥岩夹层目前认识认为难以垮塌，即使可垮塌，也是在垮塌过程中堵塞通道，带来下部腔体无法注气排卤、管柱弯曲等问题。传统单井单腔造腔方式只能利用厚夹层的上部盐层或者下部盐层，无法同时利用巨厚夹层上、下两套盐层造腔，而单井双腔能在厚夹层的上下盐层段同时造腔，大幅度提高石塘区块盐岩资源利用率，扩大单井有效储气空间。

表1 楚州储气库石塘区块地层表Table 1 Stratigraphic scale of Shitang Block in Chuzhou gas storage

图1 楚资2 井浦口组二段综合地层柱状图Fig. 1 Composite stratigraphic column of the second Member of Pukou Formation in Well Chuzi 2

2 单井双腔造腔方案

单井双腔即钻一口井贯穿上下2 套盐层(3～4 盐群、5～6 盐群)，生产套管下入到上部盐层(5～6 盐群)的顶部，用水泥一直封固到地表；下入造腔管柱先溶漓下部盐层(3～4 盐群)，造腔至下盐层段顶部(4 盐群顶部)，形成设计的盐腔后，跨过厚泥岩夹层，提升造腔管柱至上部盐层底部(5 盐群盐层底部)，再在上部盐层(5～6 盐群)注水溶漓出上部盐腔，从而形成两个独立的盐腔(图2)。本文以石塘区块X1 井为例进行单井双腔造腔方案设计。

2.1 腔体形态与体积估算

根据石塘区块地震解释成果，设计X1 井造腔层段3～4 盐群、5～6 盐群的造腔基本参数见表2。参考金坛储气库盐腔声呐检测结果，盐腔的形态设计顶底为圆锥体、盐腔主体为圆台，最大直径位置位于圆台底部(图3)。体积计算分为3 部分，上部和下部形状为圆锥，中部形状为圆台。造腔层段水不溶物含量分别为27%(3～4 盐群)、28%(5～6 盐群)。估算X1 井单腔几何体积分别为34.7×104m3、20×104m3，单腔有效体积分别17.6×104m3、9.7×104m3。

图2 单井双腔造腔示意图Fig. 2 Sketch of single well and double cavity

表2 楚州储气库X1 井造腔基本参数Table 2 Basic solution mining parameters of Well X1 in Chuzhou gas storage

图3 X1 井3～4 盐群与5～6 盐群盐腔形态示意图Fig. 3 Schematic cavity shape of salt group 3-4 and salt group 5-6 in Well X1

2.2 造腔方案设计

2.2.1 方案设计基础参数

3～4 盐群、5～6 盐群造腔模拟方案设计参数为：造腔高度135 m、100 m，最大造腔直径80 m、70 m，最大注水排量100 m3/h，造腔管柱Ø177.8 mm 中间管+Ø114.3 mm 中心管，阻溶剂为氮气；根据楚州地区岩心样品测得侧溶速率5.4 mm/h，上溶速率6.1 mm/h，侧溶角12°，不溶物堆积系数1.6，盐岩密度2.16 g/cm3，温度74 ℃。

2.2.2 造腔方案

在地质综合研究建立的单井造腔地质模型基础上，考虑不同岩性段厚度、不溶物含量等，并结合侧溶、上溶速率及侧溶角等水溶参数利用PCL(盐穴造腔模拟)软件进行水溶造腔数值模拟。对管柱首次下入深度、中心管与中间管位置、油垫位置等进行综合分析，模拟计算优化每一个造腔步骤，使盐腔体积和形态达到设计要求。

X1 井3～4 盐群造腔设计分为9 个阶段，其中前3 个阶段为正循环建槽，调整中心管、中间管、垫层位置共2 次，注水排量由第1 阶段的30 m3/h 到第2 阶段的50 m3/h 再到第3 阶段及以后的100 m3/h，共3 种排量，正循环溶蚀时间230 d 完成建槽；后6 个阶段为反循环造腔，调整中心管、中间管、垫层位置共6 次，注水排量均为100 m3/h。纯造腔时间905 d，总有效体积180 355 m3(图4)。

图4 X1 井3～4 盐群造腔形态不同阶段模拟图Fig. 4 Simulation diagram of cavity shape of salt group 3-4 in Well X1 in different stages

X1 井5～6 盐群造腔设计分为7 个阶段，其中前3 个阶段为正循环建槽，调整中心管、中间管、垫层位置共2 次，注水排量由30 m3/h 到50 m3/h 再到100 m3/h，共3 种排量，正循环溶蚀时间210 d 完成建槽；后4 个阶段为反循环造腔，调整中心管、中间管、垫层位置共4 次，注水排量均为100 m3/h。纯造腔时间650 d，总有效体积98 187 m3(图5)。

图5 X1 井5～6 盐群造腔形态数值模拟Fig. 5 Numerical simulation of cavity shape of salt group 5-6 in Well X1

3 注气排卤完井方案设计

双腔造腔作业完成后，在厚夹层井段会形成残渣堵塞井眼，导致后期注采井完井施工及注气排卤作业困难。采用Ø215.9 mm 钻头+Ø177.8 mm 套管组合进行套管钻井作业，井下钻具组合接在套管柱下面，作业完成后套管留在井内作为后期注采套管，随后下入Ø114.3 mm 排卤管柱完井(图6)。

图6 完井井身结构示意图Fig. 6 Schematic completion well structure

4 方案对比分析

以X1 井为例，单井单腔方案仅利用下段盐层(3～4 盐群)，单井双腔方案利用上下段盐层(3～4 盐群和5～6 盐群)，较单井单腔方案盐层厚度增加74.1%，有效体积增加54.4%，工作气量增加41.5%，单方建腔投资减少21.0%(表3)。

5 结论

(1)传统储气库井选择建库层段要避开厚夹层段，导致建库层段的厚度大大减薄，盐岩资源利用率降低。为了充分利用厚夹层的上下盐岩段，以我国拟建的楚州储气库石塘区块具有厚夹层的盐层发育段为研究对象，进行了单井单腔和单井双腔模拟测算对比。研究结果表明，对存在厚夹层上、下两段盐层建库地质条件下，单井双腔在盐岩资源利用、有效体积、工作气量、单方建腔投等方面有明显优势。

表3 不同造腔方案模拟结果对比Table 3 Comparison of simulation results between different solution mining schemes

(2)单井双腔造腔技术具有良好的优势，如果能够应用推广，可拓宽今后盐穴储气库选址范围，在上、下两段盐层存在厚夹层甚至超厚夹层等建库区块建设盐穴储气库。目前尚未检索到国内外有单井双腔的应用实例，需要针对具体问题进行分析，尤其是在水溶造腔过程中，需要对溶腔过程进行进一步研究探索。因此，建议加强针对我国这种特殊地质情况单井双腔造腔工艺技术的攻关研究。