地下大规模储氢的挑战与发展前景

氢气作为一种绿色清洁能源,近年来受到越来越多的关注。但由于其低密度特性,需要较大的储存空间,地下储层可以为氢气提供大规模、长周期的储存空间,并有望突破氢能产业链中的储存关键瓶颈。对枯竭油气藏、地下盐穴和含水层3类储集空间的特点进行分析对比,阐述地下储氢工程的发展现状;总结地下储氢面临的挑战,盖层密封性、氢气在地下多孔介质中复杂的赋存和流动特征、生物化学反应造成氢气损失以及地下储氢矿场尺度数值模型构建等;最后对地下储氢在中国的发展前景进行展望,地下储氢是中国实现“双碳”目标必不可少的工程技术。

国内地下储气库库址变化新趋势与发展建议

“十四五”期间,国内地下储气库巨大的调峰缺口与资源劣质化形成鲜明对比,储气库建设面临库址资源缺乏、技术难度升级等技术挑战。通过系统调研分析全球储气库类型及特征,提出了国内储气库库址变化新趋势;从建库新模式、理论技术、配套政策等方面探索了储气库建设发展对策,并针对国内天然气资源与市场分离、多调峰方式并存、储气库类型地域差异等特点,构建了储气库建设总体布局与数字化发展方向。研究得出,国内储气库库址呈现多样化、大型化、复杂化和数字化4大新趋势;通过采用大面积低渗透岩性气藏“三区带”和油藏气驱采油与储气库协同建库的新模式,能够激活一批库址资源,极大提升调峰能力;攻关储气地质体动态密封性评价、高速交互注采渗流机理与库容设计、复杂盐层造腔新工艺及提高空间动用等新技术,能大幅提升运行效率、降低安全风险。研究结果为充分挖掘库址资源、指导复杂储气库高效设计提供了科学支撑。

流固耦合作用对地下储氢库储盖层岩石微观力学性质的影响

枯竭油气藏型地下储氢库被公认为最具前景的大规模储氢方式。长期储氢过程中的流固耦合作用是影响地层长期稳定性和评估储氢效果的重要因素。利用纳米压痕技术探究气体介质和含水特征的差异对不同岩石微观力学性质的影响,进而评估最佳储氢工况。陆相页岩具有比杂砂岩和长石砂岩更强的硬度和更高的弹性模量,流固耦合作用能够显著提高储层岩石的结构稳定性,但是过大的反应强度也增加了氢损失。水及其中的氢离子和弱酸性阴离子是氢气与岩石发生反应的重要介质,有利于提高反应强度。甲烷可以附着在黏土、长石等矿物的颗粒和孔隙表面,减少与无机矿物接触并发生反应的氢气含量,使得反应更加复杂。综合考虑流固耦合作用对地层稳定性的影响和长期储氢过程中的氢气损耗,地层含水饱和度较低且具有甲烷作为垫层气的枯竭气藏可能是一种较为理想的大规模地下储氢构造。研究结果有助于筛选最优储氢工况,为枯竭油气藏型储氢库的选址和建设提供参考。

基于C-FRAM的油气藏型地下储气库设计期关键风险因素辨识方法

油气藏型地下储气库设计工作围绕运营阶段的功能实现与建设阶段的相应改增建任务开展,前期的储气库设计偏差可能会对储气库建设乃至投产运营产生深远的影响。功能共振分析方法(FRAM)主要用于分析扰动在系统中的传播路径。由于储气库设计期需要综合的信息繁多、跨度广泛,为考虑在复杂网络中各功能模块的影响力,首先针对储气库设计期功能的特点提出一种考虑功能模块中心性的系统功能共振分析方法(C-FRAM),然后以重庆相国寺储气库为例开展案例分析,最后提出对设计期储气库的规模部署与下游供应调峰需求、地质实施方案、老井利用等方面的建议。结果表明:引入功能模块系统中心性有助于修正储气库设计期关键风险因素排序。

中国石化“深地工程”油气测试关键技术及展望

针对“深地工程”构造和储层介质复杂、埋藏深、地层压力高和温度高等复杂工况,中国石化围绕深层超深层油气测试、超高温高压井下工具、地面测试、窄安全窗口油气井测试工程设计和完井测试液等技术进行攻关研究,完成100余口8000 m以深油气井的测试施工,初步形成了“深地工程”油气测试关键技术及配套装备,有力支撑了塔里木盆地、四川盆地和准噶尔盆地等深层超深层油气资源的勘探开发。梳理总结了中国石化“深地工程”油气测试关键技术,分析了中国石化“深地工程”向9000 m乃至10000 m以深迈进情况下油气测试技术面临的主要挑战,展望了特深层高温高压油气测试工程设计、特深层高温高压油气测试完井工艺、地面自动化测试和高性能油气测试工具等技术在未来的发展。该技术总结与展望对构建更加成熟、专业、安全、高效的油气测试技术体系,助力深层超深储层油气勘探开发取得更大突破有一定借鉴意义。

稠油油藏SAGD开发后腔体储氢潜力数值模拟

氢气作为一种清洁能源有望替代化石燃料成为主要能源载体,地下储氢是实现氢气大容量长期存储的有效途径,是近年来新兴研究领域。为此,在目前盐穴、枯竭油气藏及含水层3种传统地下储氢地质体外,探索了一种新的储氢方法,即利用稠油油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)后形成的腔体进行储氢。首先对比了稠油油藏SAGD开发后储层储氢与常规地层储氢的优缺点,进而采用数值模拟方法对其建立地下储氢库的可能性进行论证,最后明确了不同注采方案的氢气储量及回收率,揭示了储层注采氢气阶段氢气与地层原有气体的流动特征。研究结果表明:①相较于常规枯竭油气藏储氢库,利用稠油油藏SAGD开发后的枯竭腔储氢具有储气量大、氢—油过渡带导致的氢损更低、无需注入或仅需注入少量的垫气、可降低氢脆风险、可提前监测闭圈盖层稳定性及气体密封性等优点;②典型单井组SAGD开发后的枯竭腔可储存约490 t氢气,回收率约为90%,且随着注采周期增多,采出的氢气纯度越高,第4个采氢周期后氢气采出纯度高达99%;③氢气存储方式的差异会导致甲烷在枯竭腔中的聚集位置发生变化,长期存储方式在氢气注入结束后,甲烷主要聚集在枯竭腔的底部,而短期存储方式下甲烷只会被氢气挤压到枯竭腔顶部的左右两侧,导致产氢过程中甲烷的产出规律不同。结论认为,利用稠油油藏SAGD开发后的储层进行高纯氢气的储存在储氢量、氢气回采纯度和建库成本方面都具有显著优势,是一种解决大规模储氢的高经济效益储氢技术,该研究成果能够为中国地下储氢技术的选址和建设运行提供指导和参考。

地下储氢技术的研究现状及展望

氢能是目前关注度最高的清洁能源,世界各国都在大力发展氢能。储氢技术的发展实现了氢能发电与太阳能发电、风能发电的能源互补,地下储氢技术同时具有安全性和经济性的特点,是中国开展能源储备和调峰的主要抓手。首先总结了盐穴储氢、枯竭油气藏储氢和含水层储氢的基本原理和研究现状;其次总结了目前枯竭油气藏储氢面临的技术难点,主要包括地球化学反应、垫气选择、井筒水泥的完整性等方面;最后指出,地下储氢技术不同于其他储氢技术,地下空间较为复杂,影响因素较多,要加强多因素耦合作用下的储氢安全性分析,不断开发和优化数值模拟模型,促进地下储氢技术的快速发展。

地下储氢技术现状及在中国加快发展的可行性

随着能源转型升级需求的日益迫切,氢能以其零污染、零碳排、无次生污染的优势,将成为中国能源体系的重要组成部分,也是中国石化新能源业务的主要主攻方向。目前,中国主要采用高压气态储氢、低温液态储氢和固态合金储氢等地面储氢方式,其储氢成本高,储氢效率低。与地面储氢相比,地下储氢以其规模大、成本低、更高的安全性,展现出更为广阔的发展潜力和应用前景。在国际上,混合储氢技术已在法国、德国等国家实现了一定规模的应用;纯氢气地下存储技术在美国取得较好的应用效果,但在中国这一领域的应用和研究近乎空白,尚处于起步阶段。针对氢气强流动性、高泄漏风险及强腐蚀性的特点,通过研究明确地下储氢面临的技术挑战,包括对圈闭密封性、地层条件、完井材料、地面工艺等方面。从枯竭油气藏资源、盐岩资源、储气库建设与运行管理技术等方面出发,分析中国开展地下储氢技术的可行性。中国西部和中东部拥有多个大型油气藏,枯竭油气藏资源丰富,具备开展地下混合氢储试验和氢储能的条件;盐岩分布广泛,用盐穴储存纯氢或氢储能切实可行;中国在气藏型储气库和盐穴型储气库建设与运行管理技术方面已积累了丰富经验和技术储备。综合分析认为中国具备了开展地下储氢的条件和技术。

我国某地下油库预可行性研究地应力测量及其应用分析

本文运用水压致裂地应力测量方法,对我国某地下油库预可行性研究工程场区两个钻孔进行了地应力测量。测量结果表明:最大和最小水平主应力(SH,Sh)都远大于对应深度处的垂向应力(Sv),三向主应力的关系为:SH>Sh>Sv,应力大小在该深度范围属中等偏大级别;工程场区最大水平主应力方向近EW方向,与测点外围确定的区域最大水平主应力总体方向较为一致;建议未来地下硐库长轴按近EW分布,地应力状态、岩体结构构造、岩石强度等基本保证了其岩体稳定性。

古暗河油藏剩余油分布规律及挖潜对策研究——以塔河油田TK440井区为例

碳酸盐岩古暗河油藏是由深部暗河、浅层暗河以及高角度裂缝共同组成的缝洞储集体,且以大尺度溶洞为储集空间,为塔河油田三大主要油藏类型之一。以TK440井区剩余油的认识和挖潜为例,通过缝洞结构的精细刻画、生产动态综合分析和水淹特征的系统梳理,总结了古暗河油藏剩余油分布的4种模式和可行性挖潜手段。研究认为:采用大泵排液实现井间提液引流,改变压力场分布,可启动浅层暗河未动用剩余油;逆水侵方向水驱,利用暗河高度差可有效地动用深部暗河井间高部位剩余油;基于油、气密度差异,采用重力分异原理形成人工气顶纵向置换,可高效挖潜单井井周阁楼油和暗河盲端剩余油。最终形成了不同剩余油分布模式下的可行挖潜手段,现场实施取得了较好的效果,进一步验证了古暗河油藏剩余油分布模式的可靠性和挖潜对策的有效性,可为同类型油藏剩余油的有效挖潜提供技术支撑。

中原地区地下储气库库址选择研究

为充分发挥“西气东输”管线和规划中的中国石化塔巴庙—济南长输管道系统的输气能力,确保季节 调峰和供气的安全性,需建设配套的地下储气库。河南、山东所处中原地区与西部气源相距远,天然气管道输送距 离很长,而中原油区恰好位于河南、山东两省交界处,具有丰富的天然气资源,同时具备多个建设地下储气库的枯 竭性气藏。因此,宜在中原油区建设天然气地下储气库。对比国内外地下储气库建设情况,结合中原油区气藏地 质特征和开发现状,提出了气藏改建为地下储气库的标准,然后对中原油区现有气藏进行筛选,从气藏的构造、断 层及盖层的封闭性、储集层的物性、单井注采气能力与储气库容量等方面,综合分析气藏建库的可行性。在上述工 作的基础上,优选出文96等4个气藏进行综合地质评价,评价结果认为在中原油区建设地下储气库完全可行,同 时认为文96气藏可作为首选的储气库库址,卫11气藏可作为继文96气藏后的建设储气库的后续工程,文23气 田、文13西气藏作为长远建设储气库工程的规划。

枯竭油气藏型地下储气库事故分析及风险识别

目前世界上76.2%的地下储气库是利用枯竭油气藏改建而成的,影响该类储气库安全问题的风险因素很多,机理复杂。为此,在储气库事故资料统计分析的基础上,借鉴输气管道风险评价方法,归纳总结出了枯竭油气藏型地下储气库存在注采井或套管损坏、注气过程中气体迁移和储气库地面设施失效的三类主要事故类型,对储气库系统中的潜在风险因素进行12大类、33小类的初步分类,并根据风险因素与时间的关系将风险分为依赖时间、稳定不变以及随机出现三种类型,进而采用事故树分析的风险评价方法,排查并分析了造成主要事故类型失效的风险因素,对主要事故风险因素进行了识别,提出了相应的风险评价程序,为制订枯竭油气藏型地下储气库事故防范措施和安全管理决策提供了依据。

碳酸盐岩裂缝性油藏建储气库气井产能评价

利用华北油田碳酸盐岩潜山油藏改建地下储气库,具有构造较为完整、圈闭规模大以及裂缝系统渗流条件较好的优势,对保障京、津、冀等地区安全平稳供气,具有非常重要的意义。虽然前期针对华北油田某裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性开展了相关的研究工作,但都是基于油井采油指数类比气井采气指数方法进行评价的,存在一定的局限性和偏差。为此,以可压缩气体地层稳定渗流理论为基础,根据潜山储层裂缝系统的地质特点,引入了气体半球渗流和等效气井打开半径的概念,最终推导出了碳酸盐岩裂缝性油藏建库气井稳定渗流产能方程。通过对华北油田某潜山油藏的实例计算表明:由于该油藏裂缝系统物性条件很好,无论气库运行在高压还是低压条件,稳定渗流计算得到的地层产气能力都很高,可以认为地层气体基本为无限供流条件。

相国寺储气库注采气井的安全风险及对策建议

四川盆地相国寺地下储气库是我国西南地区第一个储气库，其安全平稳运行关系到整个西南地区的用气需求和经济发展。国内外地下储气库事故的统计分析结果表明，注采气井的安全风险相对较大。目前相国寺储气库地层运行压力为11．7～28．0MPa，CO2分压为O．53MPa，加之生产前期天然气中还含有钻井液、盐酸、凝析水以及少量H2S等物质，腐蚀环境也较为复杂。为此，根据相国寺注采气井油、套管的材质、固井水泥体系、井下安全阀和封隔器的类型，结合相关文献和实验资料，开展了注采气井的安全风险分析。结果表明：注采气井的油管和套管主要因腐蚀、冲蚀和应力变化的影响导致失效；水泥胶结质量和测井方法的影响将导致固井质量存在缺陷；井下安全阀主要因液压系统和控制线路故障、冲蚀和人为操作不当等原因导致失灵；封隔器主要因应力变化、腐蚀及密封元件变形等原因导致封隔失效。根据存在的这些安全风险，提出了相应的对策措施建议，可为相国寺及类似地下储气库的安全生产和管理提供参考。

任11井潜山油藏改建地下储气库的分析

根据任11井潜山油藏的地质和周边环境情况,分析了任11井潜山油藏改建地下储气库油、气、水三相渗流,气驱渗流阻力,气库的密封性,库容规模,钻井井位布置,老井处理及地面安全距离等需要解决的问题,提出了相应的建议和研究的方向。

枯竭油气藏型地下储气库库址优选研究

天然气地下储气库能够解决天然气供应与消费之间的矛盾。由于天然气地下储气库库址的确定具有多目标性,因此在选择和建设天然气地下储气库前期必须对储气库库址进行充分的技术和工程论证。文章针对枯竭油气藏型天然气地下储气库的特点,在研究确定枯竭油气藏型天然气地下储气库库址优选原则的基础上,采用模糊数学中的综合评判方法,对天然气地下储气库库址进行综合评判,得到了最优库址。确定了油气藏剩余价值、储层发育情况、储层埋深、储层厚度、盖层性质及厚度、储层孔隙度、储层渗透率和储气库容量8项评价因素,通过计算实例,验证了采用综合评判法优选枯竭油气藏型天然气储气库库址的可行性。

储气库多次气水互驱实验

枯竭油藏和含水构造改建地下储气库是目前新建储气库的重要趋势之一。为了研究地下储气库在建库以及运行过程中的多相渗流特征，采用物理模拟实验的方法分析了枯竭油藏及含水构造改建储气库多次气水互驱多相渗流气液相渗曲线上的变化规律。研究表明：枯竭油藏及含水构造在气水互驱过程中渗流规律与经典教科书中不一样，气相渗透率渗吸过程比排驱过程的低，而水相渗透率则渗吸比排驱过程的高；枯竭油藏由于有油相的影响，含水构造气相渗透率比含油构造高，分析认为含水构造比含油构造更有利于改建储气库。

低压油气藏改建地下储气库储层保护

大张坨地下储气库是我国第一座天然气地下储气库,其实践经验对我国储气库建设具有重要意义,储层保护是利用油气藏建设天然气地下储气库的关键技术之一。在概述储层保护的基础上,介绍了储层保护的指导思想,从储层特性分析技术、保护储层的钻井配套技术、固井配套技术、测试求产配套技术4个方面,详细说明了大张坨地下储气库12口注采井建设全过程储层保护的19个技术要点。从钻井效果、固井效果、完钻电测、油气测试和注采能力5个方面对储层保护效果进行了系统评价,探索出一套低压油气藏建设地下储气库的储层保护综合配套技术体系。

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。

稠油油藏化学驱原油黏度界限数值模拟研究——以胜利油田孤岛东区普通稠油油藏为例

稠油油藏常规注水开发主要面临原油黏度高、储层非均质性强、采收率低等问题。以孤岛油田东区南15-5#站普通稠油油藏化学驱效果为基础,针对胜利油区不同原油黏度油藏条件,与矿场实际动态相结合,建立了化学驱油藏数值模拟模型;通过收集不同原油黏度油藏的高压物性、相渗曲线等开发试验数据,研究不同原油黏度对水驱、化学驱开发效果及注采能力的影响;考虑提高采收率和经济性两方面指标,初步确定适合化学驱的稠油油藏的地下原油黏度界限为500 mPa·s。在合适原油黏度条件下,应用化学驱技术可以提高稠油油藏原油采收率。