天然气地下储气库类型及建设关键技术论述

谭茂波，游 锋，林国庆，董 翱，徐 羽

（1.中联煤层气有限责任公司太原分公司，山西太原030000；2.中国人民解放军78188部队，四川华阳610213；3.宜宾华润燃气有限公司，四川宜宾644000；4.中国石油青海油田马仙采油厂，甘肃敦煌 736200；5.中国石油川庆钻探工程公司川东钻探公司，重庆400021）

天然气地下储气库类型及建设关键技术论述

谭茂波*1，游 锋2，林国庆3，董 翱4，徐 羽5

（1.中联煤层气有限责任公司太原分公司，山西太原030000；2.中国人民解放军78188部队，四川华阳610213；3.宜宾华润燃气有限公司，四川宜宾644000；4.中国石油青海油田马仙采油厂，甘肃敦煌 736200；5.中国石油川庆钻探工程公司川东钻探公司，重庆400021）

随着社会的发展，世界各国对于天然气的需求量越来越大，这就要求采用各种技术措施来提高气藏采收率；而对于各个时期的供气需求差异，又必须采取相应的储气措施满足不同时期对天然气需求量。目前，世界上非常流行的一种方法是建立地下储气库，以此来满足地区间的季节调峰供气、事故应急供气和战略储备供气等需求。因此，对孔隙型、洞穴型地下储气库以及储气库钻井技术、注气/采气技术进行了深入研究分析，能够为地下储气库建设提供一套理论基础和指导意义，对地下储气库建设意义重大。

地下储气库；孔隙型储气库；洞穴型储气库；储气库钻井技术；储气库注气/采气技术

1 地下储气库类型

通常按地下储气库的储气介质划分，可将目前的地下储气库分为孔隙型地下储气库和洞穴型地下储气库[1-5]。

1.1 孔隙型地下储气库

孔隙型地下储气库储气空间主要为岩层孔隙，但对地质构造有一定的要求。地质构造上需具有积聚气体的能力；储气空间为多孔岩层，且气体可通过气井进/出该空间；储气空间渗透率不低于0.2μm2，孔隙率不低于10%，厚度不小于4m；有充水的盖岩层，防止气体向上泄漏；具有较大深度，因而可达到较高储气压力；储气区四周被水包围以防气体泄漏。孔隙型地下储气库主要包括枯竭油气田型储气库，枯竭凝析气田型储气库和含水层型储气库，图1给出了孔隙型地下储气库的构造

图1 孔隙型地下储气库的构造

（1）枯竭油气藏储气库。枯竭油气藏型储气库是采用枯竭型气藏或油藏改建而成，这种类型的储气库是目前世界上最普遍、最经济的一种地下储气库，具有以下一些优点：储气空间大、储气压力大，并具有良好的渗滤条件；具有良好的圈闭条件，储气安全性、可靠性高；可利用原有部分气井和地面设施，建库费用较低；可利用老气田的地质资料和开采过程中的动态生产资料，从而为储气库优化运行提供依据。目前世界上利用枯竭油气藏作为地下储气库的超过400座，占地下储气库总数的75%以上。例如，阿根廷的第一个储气库建于2000年，位于Diadema油田。该油田经过几十年的开采，原油采出程度达到了85%以上，继而转换成地下储气库。该储气库的功能定位是调节瓦达维压Comodoro城市的天然气供给，目前该储气库运行正常。

（2）含水层型地下储气库。含水层型储气库的基本原理是向含水层的孔隙中注入高压气体将水排走，并在非渗透性的盖层下形成一个储气层。含水层型储气库的数量仅次于枯竭型油气藏储气库，目前全球有数量超过80座的含水层型储气库，占全球地下储气库总数的15%左右，是满足季节性调峰和战略储备供气的一种很好选择。

但含水层型储气库具有非常多的缺点：勘探和选址难度较大，建库周期长，一般需要15年及以上；钻井工程量大，观测井所占比例比枯竭型储气库要多；垫层气比例非常高，一般占总储气容量的50%～60%，这是该类型储气库的显著特点；储气库建设工程量大、费用投资高、运行费用高。含水层型储气库的垫层气比例和含水岩层的渗透性密切相关。例如，在一年的注/采天然气周期中，高渗透率（＞493.45×10-3μm2）储气层的垫层气比例仅为45%，而低渗透率（＜49.35×10-3μm2）储气层的垫层气比例可高达75%。表1给出了渗透率与垫层气比例关系。由表1可以看出，渗透性越好，垫层气比例就越小，储气库运行效率更高。

表1 渗透率与垫层气比例关系

1.2 洞穴型地下储气库

洞穴型地下储气库主要包括盐穴型储气库、岩洞型储气库和废弃矿井型储气库。

（1）盐穴型储气库。盐穴型储气库是利用水将地下盐层的盐溶解，以此形成洞穴储存天然气。该类型的地下储气库具有利用率高、注气时间短、垫层气用量少和可将垫层气完全采出的优点。但从储气库库容量来看，盐穴型储气库远远小于枯竭型油气藏储气库和含水层型储气库的库容量。而且单位有效容积的成本高，水溶盐造穴所需时间长，建库周期久。目前世界上有盐穴型储气库约44座，占地下储气库总数的8%。建造盐穴具有如下基本原则：只有当盐层中的不溶解物质含量低于25%时才能采用浸溶（leach）法建造盐穴。库址附近必须有充足的淡水或者轻度含盐的水；有适于排放盐水的场所；浸溶过程可分为5～8个阶段，可能延续几年；各盐穴的间距必须大于规定的距离。

（2）岩洞型储气库。岩洞型储气库是利用在地下岩层中挖掘出一个封闭的空间来储存天然气。具有选址方便（可以建在大多数的岩层中）、经济有效的一种地下储气库，特别对孔隙性差的地层和岩层的地区，岩洞型储气库是一种比较实用的地下储气库。但该类型的储气库具有建库成本高、密封难度大的缺点。自20世纪70年代以来，一些国家开展了岩洞型储气库的前期研究工作。

（3）废弃矿井型储气库。废弃矿井型储气库是利用符合储气条件的废弃矿井进行天然气的存储。由于该类型的地下储气库具有密封性差、安全和环保性能差等缺点，该类型的地下储气库在世界上分布非常少。

2 地下储气库建设关键技术

2.1 钻井技术

（1）钻井方式的选择。在枯竭油气藏型储气库井的钻井方式上，为了便于储气库集中管理、减少搬井次数和节约储气库成本，主要采用丛式井组设计。在地面布置井组，每个井组钻2～10口注采井不等。新钻注采井井间距应考虑井场面积、布井数量、安全生产以及后期作业等因素，原则上不小于10m。例如，荷兰Norg储气库采用的是丛式井的井场设计，其中一个井组完钻10口注采井，井间距为10m。为了提高储气库井的单井注采能力，储气库注采井应根据储气层的地质特征，优先采用水平井或定向井与水平井的组合，其中原则上水平段长度应大于500m。例如，德国B-E储气库所钻的注采井中，最大水平位移为1514m。

（2）井身结构设计。注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。为了提高储气库单井注采能力，使储气库能满足季节调峰供气和应急供气的功能，宜采用较大尺寸的井身结构，原则上生产套管的尺寸不小于Ø177.8mm。

（3）固井技术。在储气库井的建设中，固井技术是重中之重，一方面储气库具有运行周期长、强注强采和周期循环的特殊要求，这些给固井带来了严峻挑战；另外，枯竭型油气藏由于经过多年的开采，地层压力势必会大大减少，在固井注水泥时会带来压破地层的风险，这些复杂地质特征给固井施工带来了困难。

为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套管强度的要求，应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系数法进行设计和三轴应力校核。生产套管材质应结合油气藏流体性质和外来气质进行选择。生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，套管附件机械参数、螺纹密封等性能应与套管相匹配。为保证气密螺纹的气密性能，下套管作业应由专业队伍采用专用工具完成，生产套管应逐根进行螺纹气密性检测，螺纹密封检测压力为储气库井口运行上限压力的1.1倍。生产套管固井不使用分级箍，若封固段长应采用尾管悬挂再回接方式固井。生产套管固井推荐使用套管管外封隔器，配合固井措施提高防气窜能力。

生产尾管及盖层段固井应使用具有柔韧性的微膨胀水泥体系。水泥浆游离液控制为0，滤失量控制在50mL以内，沉降稳定性试验的水泥石柱上下密度差应小于0.02g/cm3，水泥石气体渗透率应小于0.05× 10-3μm2，膨胀率0.03%～1.5%。①常规密度水泥石24～48h抗压强度应不小于14MPa，7d抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但原则上不小于30MPa。②低密度水泥石24～48h抗压强度应不小于12MPa，7d抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但原则上不小于25MPa。各层套管固井水泥浆均应返至地面，应在施工前对现场样品进行复核实验。固井过程中应取水泥和水样品评价其性能。生产套管固井应采用批混批注方式施工，水泥浆密度差小于0.02g/cm3。水泥胶结质量检测应选择声幅/变密度测井，生产套管及盖层段应增加超声波成像测井，测井资料按照相应技术要求进行处理，处理结果包括第一、二界面胶结程度和水泥充填率等内容，并对水泥环封固质量及层间封隔情况等进行综合评价。生产套管固井质量胶结合格段长度不小于70%；对于封固盖层的技术套管，盖层段固井质量连续优质水泥段不小于25m，且胶结合格段长度不小于70%。生产套管应采用清水介质进行试压，试压至井口运行上限压力的1.1倍，但不能超出生产套管任一点的最小屈服压力值，30min压降不大于0.5MPa为合格。

2.2 注气/采气技术

（1）垫层气替换技术。地下储气库总容量中包括工作气（活动气）和垫层气（残余气）两部分。垫层气的主要作用是使储气库在一次抽气末期保持一定的压力、提高气井产量、抑制地层水流动等。垫层气在储气库中是不能抽出的气体，地下储气库的垫层气量少则占储气量的15%，多则占75%。迄今为止在建库时都采用注入天然气作垫层气，这不仅大大增加了地下储气库的储气投资，还沉积了大量的“死资金”。以美国为例，1987年美国地下储气库中总垫层气气量达1080× 108m3。按天然气矿场平均每$60/1000m3，当年垫层气长期沉积的资金达64亿美元。

而采用CO2等惰性气体作为新建地下储气库的垫层气可节约经济成本；对现有的储气库采用惰性气体置换出天然气，则可以减少储气操作费用。因此，美国、前苏联等一些地下储气库比较发达的国家，从20世纪70年代开始，就如何减少储气库中的垫层气量、采用惰性气体、氮气、二氧化碳或压气机组废弃等代替天然气作储气库垫层气，开展了广泛而大量的研究工作，并取得了可喜的成绩。采用惰性气体作垫层气，避免与天然气发生混合是关键技术问题。法国和美国的解决办法是在储气层外侧注入惰性气，而不是在整个储气库均匀注入，这样惰性气体滞留在外侧，可实现惰性气体作为垫层气维持库容容积和压力的功能。

（2）注气/采气工艺流程。一般情况下，地下储气库注气、采气工艺流程见图2。

图2 地下储气库注气/采气工艺

注气工艺流程为：当上游长输管道供应的天然气流量大于天然气输配管网的用户使用量时，多出的天然气进入储气库工艺站场的加压机(一般为燃气加压机)加压后，分别送各储气库储存，加压机出口设计压力一般等于地下储气库设计压力。采气工艺流程为，下游天然气输配管网用气高峰期，上游供应量不足或出现事故时，将地下储气库储存的天然气经过净化、调压处理后，送天然气输配管网，供用户使用，以弥补上游供应量的不足。储气库工艺站场设置净化装置的作用，是净化、分离一些随天然气带出的杂质、水分、轻烃等物质，避免对管道输送产生不良影响。

3 国内地下储气库展望

地下储气库在天然气工业发展过程中的作用重大[6-8]，因此，政府和企业都对此高度重视。依据国家总体战略部署，中国将形成四大区域性联网协调的储气库群：东北储气库群、华北储气库群、长江中下游储气库群和珠江三角洲储气库群。展望2020年，国家将规划建设地下储气库30座以上，可调峰总量达320×108m3。随着国家经济的高速发展和对能源需求的日益增长，地下储气库将在中国的油气消费、油气安全领域发挥更加重要的作用，建库目标将从目前的调峰型向战略储备型方向延伸及发展，建库技术水平也将在实践中不断得到提高。

4 结论与建议

（1）欲提高储气库新注采井的固井质量，主要从提高顶替效率、提高水泥环密封性和防止气窜三方面制定技术措施。

（2）生产套管采用气密扣加套管外封隔器的管柱设计。采用悬挂加回接的固井工艺。悬挂段采用弹性水泥浆体系，回接段采用防气窜水泥浆体系是提高水泥环气密性的有效措施。

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TE972

A

1004-5716(2015)09-0025-04

2014-09-18

谭茂波（1988-），男（汉族），重庆人，助理工程师，现从事煤层气方面的技术工作。