储气库技术标准发展建议

储气库技术标准发展建议

高敏杰

中国石油大港油田天津储气库分公司，天津 300280

摘要：国内储气库注采井普遍采用“大尺寸井眼+储层专打”的井身结构理念，钻井周期长，复杂故障时效高，主要问题该区块地层复杂，钻遇地层存在承压能力低的易漏地层，砂泥互层及大段连续碳质泥岩和煤层发育，井壁极易失稳垮塌的地层，各开次井眼尺寸大，机械钻速低，携砂困难，大斜度井段地层钻进过程中起下钻遇阻严重、划眼困难、卡钻、井漏等井下故障和复杂频繁发生。为此，对储气库水平井井身结构进行了优化，缩小各开次井眼尺寸，提高井壁稳定性及各开次机械钻速；优化技术套管下深，有效封隔低承压易漏地层，实现塌漏分治，确定合理的井身结构，有效避免井下故障复杂的发生，缩短钻井周期，降低钻井成本，实现高效益开发。

关键词：储气库；技术标准；发展建议

1地质特点及原四开井身结构存在问题

1.1地质情况

自上而下钻遇第四系，白垩系洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组、富县组，三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、石盒子组、山西组、太原组，石炭系本溪组，奥陶系马家沟组。其中刘家沟组灰绿砂岩夹浅棕泥岩，该组地层承压能力低，易发生漏失；石千峰组、石盒子组(简称“双石层”)棕红色泥岩夹肉红色砂岩互层，可钻性级值5.3～5.6，山西组、太原组、石炭系本溪组煤层及碳质泥岩发育，煤层单层厚1～2m，易坍塌；奥陶系马家沟组以褐灰色白云岩、泥质白云岩夹膏云岩为主，可钻性级值6.1，顶部存在裂缝、孔洞发育，易漏失。

1.2原四开井身结构存在问题

陕224区块储气库水平井目的层为马家沟组，属于碳酸盐岩气藏，储气库水平井勘探开发初期完井3口，均采用“导管+大井眼”四开井身结构，该井身结构能有效分隔易复杂地层和不同压力系数地层，但施工过程仍然存在漏、塌、卡等复杂故障问题，导致钻井周期长、施工效率低，无法满足钻井提速提效和高效经济勘探开发要求，通过实际情况分析该井身结构存在以下问题：

①井眼尺寸大，环空返速低，井眼净化难度大，机械钻速低。一开、二开、三开井眼尺寸分别为Φ660.6mm、Φ444.5mm、Φ311.2mm，井眼尺寸大，在相同60L/s排量下各开次环空返速不足1m/s，较低；全井平均机械钻速1.92m/h，机械钻速低。

②二开Φ339.7mm技术套管下深浅，设计要求进入石千峰组10～30m，不能够有效封隔易漏刘家沟组地层，三开为稳定井壁提高钻井液密度至1.35g/cm3，套管脚易发生漏失。

③斜井段Φ311.2mm井眼，井眼尺寸大，地层结构应力降低，井壁垮塌严重。斜井段大井眼大井斜钻遇山西组、太原组、本溪组多套连续性煤层、碳质泥岩等稳定性极差地层，井壁失稳垮塌严重，复杂处理时间长达到278h/口，严重制约钻井提速。

2面临的形势

2.1储气库建设难度大

随着储气库产业化的发展趋势，高质量的储层建设网络资源日益稀缺，可用空间不断减少，储层建设的地质标准趋于复杂。气藏由渗透率高丰度变为中低渗透率低含量，盐穴由薄层和优质盐层变为低品位、多隔室、厚隔室复合盐层。目标水库坝址的总体地质标准更加复杂多样，难以选择和设计[7]。此外，在不同类型储气库的建设中，也逐渐形成了一定的选择，如独特的岩石储气库、复杂断块油气库、裂隙水储气库和水气库。由于缺乏相应的社会经验，很难构建统一高效的选择指标值、评价方法、结构参数来具体指导前期主体工作。然而，传统气藏开发设计地质和沉积运动的基本理论无法充分揭示在交替变化和高流量储气库的独特条件下的注采原理。以供气地质体为中心的创新发展理念尚处于起步阶段，需要进一步依托跨学科、一体化的发展趋势逐步确立。

2.2核心技术有待改进

中国储气库建设的地质标准复杂多样。基础理论和技术产品的研发周期相对较长，储气库处于快速发展阶段。对研究成果的需求旺盛，生产和建设的需求无法匹配研究成果的应用。同时，储气库具有韧性高、运行速度快、压力大、注采交替频繁等特点。尽管它已逐步走向中国气藏结构破碎和复杂地质要求的自主颠覆性创新，大型井的钻井和完井大中型压缩机组设备维护的部分核心技术仍有待开发，相关标准和规范缺乏，无法科学、合理、具体地指导现场生活实践。

2.3储气基础设施运营中的巨大风险

目前，储气库安全隐患评估和监管仍存在薄弱环节，风险评估的方法、方法和规范不够健全。地质体、井室、路面“三位一体”标准规范尚未创建，储气库的完整性管理仍处于起步阶段。海外储气库安全生产事故表明，高韧性注采置换和工作压力循环系统的升高，容易导致供气圈闭地质结构失衡、井身完整性失效和地面机械破坏。储气库运营期间，存在钻井和井室质量风险以及道路设施建设风险；运营期间存在地质风险、注采加工工艺风险、路面设备和设施完整性风险、高含硫天然气风险、洪涝灾害风险等，因此有必要制定技术、工程项目、管理方法和标准化规章制度。建立健全QHSE项目管理体系，完善储气库三位一体管理模式和风险管控措施，以地质体、井室、地面为管理功能，以储气库检测为手段，建立储气库完整性规范，检测和评价技术是确保储气库长期安全注入和生产运行的方法。

3储气库行业发展方向

3.1强化科技引领

根据业务技术的实际需求，整合具体生产制造，优化科技创新项目计划，完善应用基础和新技术科研，进一步推动科技创新向创造效率转化；利用各学科的科技资源，提高科技创新能力，打造开放的科研平台；加强与国际储气企业合作，促进技术实力提升。从而形成与我国地质要求相结合的各类储气库技术特点，更好地指导生产制造，确保安全运行。

3.2创建完整性管理模式

创建项目生命周期完整性管理模型，创建完整性管理模式，并进行数据收集、高后果区域识别、检查和评估、风险评估、完整性审查、大修和维护、效率审查等相关工作。同时，全行业深入开展注气期和钻井期环保无污染专项审计，降低储气库安全环保风险。

3.3采用新理念和新模式

采用在产气田与储气库联动模式、气田开发与储气协同建库模式、气驱采油与储气协同建库、“一井一库”与“盐穴单腔单库”等新理念新模式，增加冬季调峰能力，提升油气田资源价值，提高经济效益。

3.4推动智能化储气库建设

在现有储气库管理平台基础上，建立并形成统一的大数据云平台信息系统，构建以一体化模拟为核心的数字化应用平台，打造储气库智能化运行中心。目标是现场全面互联，数据全面说话，实现智能运行；生产全面感知，全程监测预警，实现安全管理；突发应急救援，实现协同指挥；资源全面共享，信息全面融合，实现众协众创。

结论

技术套管下深确定必须将设计垂深、实钻地层录井标记层以及钻遇地层复杂特性有利结合综合确定，确保下深能够准确有效封隔复杂地层。井身结构优化时需要充分分析钻遇地层特征及工程技术难点，以经济高效钻井为目的，预防井下复杂故障为前提，合理确定井眼尺寸、必封点，满足现场复杂多变的地质要求。

参考文献：

[1]史配铭,肖春学,王建军.苏里格南部气田大斜度井钻井技术[J].石油钻采工艺，2019,41(01):18-22.

[2]郑述权,罗良仪,陈正云,等.五探1井Ф444.5mm井眼优快钻井技术[J].钻采工艺,2018,41(01):13-16+1-2.

[3]黄志强.兴古区块复杂深井钻井提速综合配套技术[J].重庆科技学院学报(自然科学版),2020,22(02):15-17+35.

[4]乐守群,王进杰,苏前荣,等.涪陵页岩气田水平井井身结构优化设计[J].石油钻探技术,2017,45(01):17-20.