基于U型盐穴储气库的新型CCUS方法

我国江苏、广东等东部地区碳排放量高、碳减排压力大,且缺少适用于大型碳减排的油气藏地质构造,但存在丰富的盐矿资源,以及多年采盐形成大量盐穴老腔。在双碳目标严峻形势下,如何将这些盐腔利用起来实现碳减排具有重要的研究意义。文章基于U型盐穴储气库的特点提出了一种新型CCUS方法,并进行了碳封存量和垫底气替代量计算。结果表明,1对井组可封存二氧化碳8.2万t,天然气垫底气可降低3766×10^(4)m^(3),具有较好的经济效益和社会效益。

盐穴储气库无垫底气技术探讨

盐穴储气库运行过程中垫底气始终无法采出,增加了储气库工程建设成本,降低了储气库运行经济效益。基于盐穴储气库注气排卤技术经验,提出了盐穴储气库无垫底气技术。从储气库运行方式、腔体利用效率、建设成本、建设地质门槛和腔体长期稳定性等方面,对无垫底气运行和常规运行两种方式进行了对比,并以2个储气库为典型代表,给出了薄盐层和深部盐层利用2种不同技术建库的对比案例。结果表明,无垫底气技术可以大幅度提高盐穴储气库腔体利用效率,显著降低盐穴储气库工程建设成本,降低盐穴储气库建设地质门槛,有利于腔体长期稳定性运行,该研究可为我国盐穴储气库建设带来更好的效益。

山东岩盐溶腔储气造腔技术研究展望

山东省岩盐资源丰富,岩盐开采形成的溶腔空间巨大,因岩盐地层具有较好的密封性等特点,溶腔可以用来储气缩能。国内岩盐溶腔储气研究始于2000年前后,而山东省岩盐溶腔储气研究尚处于起步阶段。该文在碳中和战略背景下,总结了国内层状盐层溶腔建库存在的问题,提出山东省岩盐溶腔建设储库所面临的难题和研究的方向,对山东省内岩盐储气库规模化建设与评价具有重要意义。

地下盐穴型储气库建库技术方案工程投资对比

盐穴型储气库是地下储气库的重要组成形式,与枯竭油气藏改建储气库相比,盐穴型储气库具有建设周期较长、单井吞吐量大、注采转换灵活等特点。经过多年的研究与实践,目前国内外形成了三种成熟的盐穴型储气库建库技术:大井眼建库技术、常规井眼建库技术和双井单腔建库技术,三种建库技术具有各自的特点。盐穴型储气库工程投资主要包括前期评价费用、地下工程费用、地面工程费用、垫气费及其他费用。本文通过对某典型盐穴型储气库三种建库技术对应的工程投资进行对比,为盐穴型储气库建库技术方案优选提供依据。

中俄东线楚州盐穴储气库配套钻井液技术

楚州盐穴储气库是中俄东线配套储气库,具有重要建设意义。在楚州地区钻井施工时,上部东台组、盐城组地层易渗漏,粘土易造浆,下部浦口组含盐地层易溶蚀扩径和坍塌。针对楚州地区地层特点和施工难点提出采用分段钻井液技术:一开采用聚合物钻井液,防止表层漏失和坍塌;二开上部采用盐水聚合物钻井液,防止缩径和石膏侵;盐层段采用饱和盐水聚合物钻井液防止盐岩溶解。通过现场3口资料井对上述钻井液技术进行了验证,3口井钻井过程顺利,井径规则,未发生任何井下复杂情况,井身质量较高,盐层段岩心采取率均在99%以上。所形成的钻井液技术对建库钻井具有很好的指导意义。

国内盐穴储气库老腔利用现状及展望

与其他类型地下储气库相比,盐穴型储气库具有注采气流程切换快、可实现多周期注采、单井吞吐能力大、天然气损耗率低、垫底气可回收、可边建设边投产以及可实现包括季节调峰到小时调峰在内的多种调峰手段等众多优点,但由于盐穴储气库建设周期长、建库成本高、投资回收渠道不明朗以及储气库商业化运营市场机制暂未形成等原因,截至目前,盐穴储气库在国内储气库中的占比一直相对较低。盐矿老腔利用是加快盐穴储气库建设、降低盐穴储气库建设成本的直接有效途径。本文梳理了国内盐穴储气库老腔利用的现状、存在的问题,并对下一步老腔利用的方向进行了展望,对加快国内盐穴储气库建设具有一定的指导意义。

盐穴储气库低节流井下安全阀的研制

为了满足盐穴储气库注气排卤简化技术的设计要求,降低井下安全阀节流冲蚀的影响,以内径尽可能大、外径尽可能小为原则,优化了安全阀本体连接及液控管线与安全阀连接处的密封形式,将S13Cr-P110新材料应用于弧形阀板结构,研制了最大外径Ø184.15 mm的盐穴储气库低节流井下安全阀,并进行了液压控制管线及液控系统压力测试、开启关闭功能测试和泄漏速率测试。研究结果表明,SVT5低节流井下安全阀降低了安全阀处29.51%的节流,符合ANSI/API Spec 14A井下安全阀设备规范要求,水密封试验及气密封试验均合格,为盐穴储气库注气排卤完井作业技术的发展提供经验。

盐穴储气库建槽阶段工况变化对气水界面的影响

采用氮气作为阻溶剂建造盐穴已经成为一个必然的选择。我国盐穴储气库均为层状盐层、盐层厚度不大,如在建槽阶段气水界面上升过快,会导致下部盐层造腔体积的损失,从而影响整个腔体不能达到设计体积。根据盐穴溶腔过程中腔体形态控制的工艺原理,分析了开始建槽时井筒的工况主要变化情况及风险,给出了井筒内不同工况下井下气水界面变化的计算模型。以金坛某盐穴储气库井为例,考虑温度和压力的变化,计算了以氮气作为阻溶剂建槽时,从关井状态到开井稳定状态需补助的标况氮气体积,并给出了实际操作过程中的建议。

层状盐岩地下储气库运行压力设定方法研究

盐岩地下储气库运行压力的设定不仅关乎其长期稳定性和密闭性,还影响储气规模和调峰能力,因此,确定运行压力区间对盐穴大规模储能具有重要的工程意义。以保障储库长期安全性为基本原则,总结、归纳以密闭性和稳定性为主控影响因素的上、下限运行压力设定准则,进而为运行压力设定提供依据。基于盐岩储气库围岩与存储介质之间的相互作用机制和运行压力设定准则,建立考虑损伤和渗透演化的流–固耦合分析模型,通过数值开发将其应用至金坛某实际盐岩储气库的密闭性和稳定性同步分析中,探讨储库围岩损伤和渗透率演化规律及影响因素,确定目标储库的几个关键设计参数,如运行压力区间、矿柱宽度、顶板厚度等。研究结果表明:运行压力对盐岩储气库的渗漏范围和蠕变收缩率的影响是截然相反的,其中,渗漏范围与运行压力呈正相关的幂函数关系,蠕变收缩率与运行压力呈负相关的指数函数关系,密闭性控制着储库上限压力,稳定性控制着储库下限运行压力。围岩损伤演化主要受应力水平和岩石变形性质影响,渗透率演化取决于有效平均应力和塑性损伤的竞争结果,只有当塑性损伤占主导影响时才可能诱发渗透率激增现象。考虑渗透参数演化比不考虑参数演化得到的气体渗漏范围大约5%,该影响主要集中在腔壁边界10 m范围。

盐岩地层精细测井解释方法研究

盐岩地层是以盐岩、石膏、硬石膏、芒硝为主,同时含有碳酸盐岩、砂岩和泥岩等岩性的地层。盐岩地层岩性相比油藏地层岩性复杂,岩性变化大,常规测井解释虽然能解释岩性,但是不能有效解释不同岩性矿物含量。为了更加准确解释地层各种矿物组分含量及物性,对现有测井解释方法进行对比分析,认识总结各自特点,从而制定出针对盐岩地层更为准确的解释方法,为盐矿资源开发利用提供技术支持。

盐化对流井老腔改建水平腔储气难点分析

盐穴储气库由于注采灵活,注采频次高,库容损失小等优势,近年来受到越来越多的关注,我国目前在大力开展盐穴储气库的建设,建库区域内存在大量对井连通老腔,如果能将盐化对井连通老腔改建为水平腔储气,就可以快速投入使用,缓解储气库建设的压力。盐化对流井老腔改建为储气库存在很多困难,从有效盐层损失,对井连通情况,阻溶剂界面控制以及对井井组之间的连通情况进行分析,归纳总结对流井老腔改建为水平腔过程中存在的技术难题,并指出对流井老腔改造面临的重要挑战。

基于类比法的塔里木盆地氦气资源评价

氦气因其具有独特的物理化学性质在航天工业、导弹武器工业、低温超导研究、半导体生产等领域具有重要的作用。我国氦气资源需求逐年增加却长期依赖进口,其主要原因之在于我国氦气资源调查程度低,家底不清,发现并开采的氦气资源极少(何衍鑫等,2022)。

塔里木盆地生氦模拟及其意义

氦气是种不可再生的重要战略资源,全球供应短缺,而中国长期依赖进口。2018年以来,美国、欧盟、澳大利亚和加拿大等国家先后将氦气列为关键矿产,限制对华出口。因氦气关系到国家安全和高新技术产业发展,近年来其重要性逐步受到相关行业和政府部门的重视。目前从天然气储层中开采获取仍是工业制氦的主要途径。塔里木盆地是我国天然气勘探开发的主战场,其中不乏具有工业开采价值的氦气藏(陶成等,2015),但其氦气资源调查程度依然较低。

盐穴储气库水平腔溶蚀特征实验

中国盐岩资源具有夹层多、盐层薄、品位差等特点。常规单井垂直造腔腔体体积小、盐层利用率低,不能满足快速、高效建库的要求。水平多步法造腔可提高盐层利用率,适合在薄盐层盐矿建设大型储气库。腔体形态是影响水平腔体积和稳定性的关键因素。在此开展了水平腔溶蚀特征物理模拟实验,探究了排量、排卤管高度、退步步长等造腔参数对腔体形态和排卤浓度的影响。结果表明:大排量和高排卤管口位置会降低排卤浓度,且在造腔前期影响更显著;小步长宜形成驼峰形腔顶,大步长和使用阻溶剂宜形成平顶形腔顶,双井交替注水则形成两端大、中间小的腔体。实验得到的腔体形态与数值模拟结果基本一致,验证了实验结果的准确性。并且结合实验结果给出现场水平多步法造腔排量、步长等参数的参考值,以建造驼峰形水平腔,从而提高腔体稳定性和储气能力。

水平对接采卤井腔体溶蚀形态分析

水平对接采卤井腔体的形态无法被现有声呐检测设备直接探测,腔体形态不明是制约这类腔体改造利用的主要因素。针对这一问题,采用声呐检测技术和造腔工程技术,结合采卤井钻井工程资料、生产资料和盐层不溶物含量等资料,计算了腔体的底坑体积,构建了水平对接井腔体的整体形态。结果表明,水平对接井腔体的溶蚀主要发生在两口井的井眼附近,形成两个类似于单井溶蚀的腔体,自由体积仅存于两口井附近,两口井之间连通部位仅有一个狭长的通道连接,腔体大部分被不溶物掩埋,整体形态呈U形。研究结果可以指导水平对接井采卤腔体的稳定性评价和改造利用方案设计,有效推动这类腔体的储气库改造利用。

层状盐岩溶蚀形态特征及主要影响因素

中国盐岩大多以层状产出为主,盐岩地质条件复杂多变,盐层溶腔形态各异,研究层状盐岩溶蚀成腔的形态特征和主要影响因素,可以为优化造腔工程设计、高效建设储气库提供参考。利用金坛、楚州、五里铺及应城等盐矿的盐层地质资料、生产资料、腔体声呐检测数据,从生产方式、造腔排量、埋藏深度、盐岩品位、夹层厚度及地层倾角等方面分析了各因素对盐腔形态的影响。结果表明:金坛和楚州地区盐腔形态较为规则,五里铺腔体形态和应城盐矿盐腔形态不规则,单井对流或双井对流溶蚀形成的腔体形态相近,盐腔的溶蚀形态是多种因素综合作用的结果,其中盐岩品位和夹层是影响腔体形态规则的主要因素,地层倾角是造成腔体偏溶的决定性因素。研究结果可为储气库井位设计和造腔设计提供依据。

基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法——以塔里木盆地古城地区为例

塔里木盆地是我国天然气勘探开发的主战场,其中不乏具有工业开采价值的氦气藏,但对其氦气生成潜力的研究仍处于空白阶段。据此,对塔里木盆地古城地区奥陶系的岩石样品展开测试,生氦潜量呈现出泥岩>泥质灰岩>高铀白云岩>白云岩>灰岩的特征。基于自然伽马能谱测井资料,提出了一套氦气资源评价流程和方法。以古城地区15口钻井为例进行实际案例研究,结果表明:古城地区奥陶系地层的生氦潜量为1.50×10^(-10)cm^(3)/g,氦气生成量为13.91 km^(3)。生氦潜量最高最广的区域位于古城14井区域,其次为古城12井区域。却尔却克组泥岩生氦潜量为1.45×10^(-10)cm^(3)/g,生氦量占比为83.5%,是研究区生氦的主力层位,但是估算的天然气中氦气含量约为0.033%,低于工业开采标准。原因在于富含有机质的泥岩大量生烃,大大稀释了氦气的浓度,因此在对油气烃源岩进行氦资源评价时应该保持谨慎。基于自然伽马能谱测井的氦气资源评价方法的提出有助于含油气盆地中氦气资源评价工作的开展,为我国氦气资源勘探调查研究提供新的思路和方法。

利用卤水试压法评价老腔的密封性

利用盐化企业采卤形成的盐腔改建储气库,是加快盐穴储气库建设进度的有效方法。中国各地盐化企业由于长期生产形成的盐腔数量众多,快速、准确地评价其密封性是老腔改造过程中的重要问题。卤水试压法利用泵车和管道从井口注入饱和卤水,通过监测注入压力和卤水流量,计算腔体漏失量来评价盐腔的密封性,其无需向井下下入任何仪器和设备,对井况条件要求低,具有操作简单,测试成本低的优点。现场应用结果表明:该方法可以有效判断盐穴是否发生明显泄漏,是评价老腔前期密封性的可行方法。