大港板桥地区板814断块改建地下储气库可行性研究

大港板桥地区板814断块改建地下储气库可行性研究阳小平陈俊王凤田（北京华油天然气有限责任公司，北京，100101）摘要：已建的大港地下储气库群为京津地区的发展发挥了巨大作用。但随着天然气管线的快速建设和天然气需求的快速增长，寻找并建设新储气库更显紧迫性。根据地下储气库的优选标准的要求，并从气藏的构造、断层及盖层的封闭性、储集层的物性与储气库容量估算、老井等方面，综合评价了大港板桥地区板814断块建库的可行性，指出板814断块从地质、老井处理以及地面环境等方面适合建设地下储气库。关键词：建设；储气库；标准；可行性研究1.引言地下储气库是城市燃气季节性调峰和保证事故情况下安全用气的主要手段。从2023年，中石油已经在大港板桥地区建成并投产了6座地下储气库，为确保京、津地区安全供气和经济发展发挥了巨大作用。但随着天然气管线的快速建设和天然气需求的快速增长，目前已有的地下储气库已远不能满足我国天然气管网和天然气市场的快速发展，有必要进行新库的选址和建设。2.库址优选标准天然气地下储气库是一个特殊的油气藏，它不同于一般油田中的油藏或气藏。天然气地下储气库对库址有很高的要求，并不是每个油气藏都能够改造成天然气地下储气库。由于地下储气库的特殊性，因此对地下构造的完整性、储层的物性和分布、盖层的密闭性等都有一定的要求。根据国内外地下储气库建设的研究和对比，并总结6座储气库的建设经验，确定了利用废弃油气田改建地下储气库优选标准：（1）地理位置优越，离主要用户城市或长输管线较近；（2）气藏构造简单、完整，圈闭落实，内部断层少，密封性好；（3）盖层厚度大，盖层、隔层岩性要纯(泥岩、膏岩等)，岩性致密（渗透率小于10x10-3μm2），圈闭密封性好。可承担90－115%原始地层的注气压力。（4）储层单一，厚度大（大于4m），分布稳定，物性、连通性好（孔隙度要大于15%，空气渗透率大于100x10-3μm2）；（5）注采气能力大，可满足储气库强注强采的需要；（6）具有一定的储气规模，采出程度相对较高；（7）油气藏属常温常压系统。3.可行性分析图1板814断块含油气面积图—新钻排水井图1板814断块含油气面积图—新钻排水井—新钻注采井（1）地理位置优越，地面流程简单，投资少板814断块位于天津市大港区独流碱河泄洪区以北，距天津市约45km，距离板中北储气库A、B井场均为1.8km左右，距大港储气库管理站3km。该断块离已建板中北储气库B井组较近，可在B井组钻两口大位移定向井，地面只需对板中北B井组阀组进行扩建，充分利用板中北储气库现有的压缩机和地面管线，节省大量的投资。（2）气藏构造简单，圈闭落实图2板814断块气藏剖面图板814断块为板中断层和板814断层所夹持的边水断块构造，为典型的断层和水体圈闭，油气藏类型为带气顶、弱边水的的油藏。含油气层位为板=2\*ROMANII油组1～2小层。含气面积0.2km2，干气储量0.43×108m3，凝析油储量1.6×104t；含油面积1.0km2，原油储量54×104t，溶解气储量1.63×108m3。原油采出程度41.73%，天然气采出程度43.69%。原始油水界面2800m，按油水界面计算构造高度70m，构造变化幅度小。储层具有一定的倾斜度，利于油、气、水的重力分异。图2板814断块气藏剖面图（3）断层少，盖层岩性致密，密封性好根据最新解释的板=2\*ROMANII油组顶面构造图，整个板中断块具有不完整的背斜轮廓，板814断块油气藏为典型的断层遮挡圈闭。气藏内断层少，构造比较简单，气藏北部边界为板桥断层，该断层为同生断层，断距大、延伸长，对沉积及油气分布起着控制作用；板814井断层位于构造东南部，为板桥断层派生的次一级断层，与板桥断层成30°左右夹角，对油气分布也有一定的控制作用；气藏内部板818井附近发育有一条后期小断裂，对油气渗流有一定的的遮挡作用。板814断块板=2\*ROMANII油组上部为沙一中、沙一上段地层，总厚度400～800m，其中沙一中段的板0油组以暗色泥岩为主夹砂岩透镜体，砂体分布局限，厚度约300m，分布范围大，是黄骅坳陷中北区的区域性盖层；板1油组以泥岩为主，其内部发育很薄的粉砂岩和泥质粉砂岩，下部泥岩质纯，厚度大于40m。本区沙一中段与上段地层不易区分，全部为暗色泥岩，总厚度大于350m，直接覆盖在板=2\*ROMANII油组气藏之上，起到良好的封闭作用，是理想的盖层。（4）储层单一，厚度大，属高孔高渗储层储层板=2\*ROMANII油组为下部边水发育的单一砂体，储层物性为中高孔隙度、中高渗储层。1-2层有效厚度8-14m，砂体厚度为16-20m，岩性主要为灰白色砂岩与灰色、深灰色泥岩互层。有效孔隙度为22－26%，渗透率为400-1000x10-3μm2。储层厚度大、分布稳定，储层非均质性程度相对较弱，储层物性、连通性好。（5）气顶天然气属干气，几乎不含H2S油藏原始含油饱和度67%；气顶天然气相对密度为0.7152，组分含量中CH4所占比例为78.73%，属干气。天然气中几乎不含H2S，有利于储采天然气品质的稳定。（6）气藏埋深适中，属常温常压系统油气藏埋深为2730-2810m，原始地层压力为30MPa，压力系数1.11，储层温度为100℃，地温梯度为3.59℃/100m，属常温常压系统。（7）边水不活跃，天然能量不充足，有利于储气库生产从单井的生产和压力曲线看，板=2\*ROMANII油组处于相对高部位的板814、板816井初期不含水，生产3年后开始见水，衰竭开采后期含水率上升至85%。其余4口井在开井初期即见水，高达65%以上，且每口井的含水随着采出程度的增加逐渐上升，表现出了较典型的边底水生产特征。但地层压力也逐渐降低，年平均压降2.5MPa，说明边水不活跃，反映出该油气藏天然能量不充足。有利于天然气的储层和注采生产。（8）地层情况与板中北储气库类似=1\*GB3①两个气藏板=2\*ROMANII油组埋深相近，北高点气藏板=2\*ROMANII油组目的层1-2小层中深2750m，板814断块板=2\*ROMANII油组目的层1-2小层中深2780m。=2\*GB3②板814断块测井解释平均渗透率500×10-3μm2，优于北高点气藏，孔隙度相近，均在22-26%间。=3\*GB3③两个气藏板=2\*ROMANII油组原始地层压力相差不大，板814断块原始地层压力30MPa，较北高点低0.5MPa。地层温度均在100℃左右。=4\*GB3④两个气藏的边水特征均表现为弱边水。（9）生产压差小，单井产能高投产初期，板814断块6口井的试油数据看，板=2\*ROMANII油组平均6.84m，采用4-8mm油嘴求产，生产压差在2.5MPa以内，平均单井日产液量73.09m3，日产气量3.04×104m3。初期单井产能均较高（见表1）。表1板814断块试油数据表井号层位射开厚度（m）工作制度（mm）日产油量（吨）日产气量（万方）日产水量（方）板818板=2\*ROMANII15.4662.11.50141.55板816板=2\*ROMANII13679.22.23535.38板中15-2板=2\*ROMANII19.5528.31.3790.1板中13板=2\*ROMANII25.8626.164.768－板=2\*ROMANII17426.043.00250.16板中15板=2\*ROMANII17.456.021.60082.76板814板=2\*ROMANII1-29.88183.66.815－单井平均6.845.7158.773.041.42统计板中北高点气藏开发过程中6口气井在地层压力13MPa以上米采气指数的平均值为365m3/MPa2.m.d。板814断块与板中北储气库地层系数之比为0.74，由此可将270m3/MPa2.m.d作为板814断块的米采气指数。另外，结合板中北以及板808储气库的运行情况，按相应地层系数比折算板814断块改建储气库后，预计单井日注气能力可达30-70×104m3，日注气量可在20×104m3以上。由以上分析看出，气藏改建为地下储气库后，单井注采气能力大，能够满足储气库强注强采的需要。综合地质研究认识，板814断块满足建库基本地质条件。（10）井筒及地面状况简单，有利于老井封堵本区域内7口老井（分别为板814、板816、板中13、板861、板818、板中15、板中15-2）完钻井深2800-3200m，51/2"油层套管外水泥返高1139-2306m。各井目前射孔层位为板=2\*ROMANII油组，其中板818井曾经射开滨=1\*ROMANI油组，板814井曾经射开板=4\*ROMANIV油组。7口井井筒内情况简单，除板814井井口由于开发区建设填埋外，其余井井口均具备作业条件。4.储气库规划设计（1）规划设计原则气库规划设计遵循以下原则：①整体设计，分期实施，逐年扩大库容规模；②立足少井高产，注气井兼备采气井功能，全注全采；③在构造高部位、高渗透带点状不规则布井，井位与断层保持一定距离；④注采气井全部采用新钻井⑤高部位注气，低部位新井先排液、气侵后再转注采生产；⑥与原有6座储气库配套。（2）规划设计方案=1\*GB3①储气库运行周期考虑到京津地区用气的季节特点，以及与已有6座储气库的一致性，确定板814断块的运行周期为：采气期：11月15日—3月14日，共120天；注气期：3月26日—10月31日，共220天；停气期：春季3月15日—3月25日；秋季11月1日—11月14日。=2\*GB3②储气库运行压力考虑外输和储层密封性和完整性，取运行区间为13-30.5MPa。=3\*GB3③库容量设计就地下储气库而言，其注采过程遵守物质守恒原理，在气藏工程方法上的表现形式就是物质平衡方程式。由于板814断块在开采过程中多具有弱边水的特征，而且储气库运行是强注强采的生产过程，边水作用有限，可以不考虑，所以选用定容气藏物质平衡方程式进行气库库容的分析计算。具体关系式为：P/Z=（1-GP/G）Pi/Zi板814断块从板=2\*ROMANII油组既有油层，也有气顶，在此分别对原气顶和原油层进行库容分析。——气顶库容分析首先，将气层地质储量折算成地下体积，即烃类占据原始地下孔隙体积，在扣除掉剩余凝析油（不考虑反蒸发）和边水侵入占据的孔隙体积后，剩余地下体积即为可建库的地下体积，再除以30.5MPa所对应的注入气的体积系数，得到建库库容量。根据气层实际生产情况，板=2\*ROMANII油组气顶天然气储量0.43×108m3，考虑边水影响30%，建库地下体积是17.07×104m3，在30.5MPa时的库容量为0.30×108m3；——油层库容分析原油储量54×104t，利用板=2\*ROMANII油组原油高压物性分析资料，取体积系数1.90，原油密度0.82t/m3，计算得到油层的原始地下体积125.12×104m3。借用大张坨气藏板57井气液相渗曲线进行油层建库容分析，取残余液饱和度60%，则油层建库地下体积为50.04×104m3，在30.5MPa时的库容量为1.10×108m3。板814断块板=2\*ROMANII油组总库容为1.40×108m3。=4\*GB3④工作气量设计根据以往储气库的经验，取总库容的45%作为工作气量，则工作气量为0.63×108m3。=5\*GB3⑤井位部署根据工作气量（0.63×108m3）和运行周期安排，注气期共220天，平均日注气28.63×104m3；注气期共120天，平均日采气52.5×104m3。根据构造特点，可部署定向井2口，分别部署在气顶和油层各一口。另外，在靠近油水边界处新钻3口排水井（见图1），加快该区域的扩容，待气窜后改建为注采井生产。5.结论（1）板814断块构造简单，断层、盖层封闭性强，砂体连通性好，储层物性好，适合改建地下储气库。（2）改建时，只需新钻5口定向井（2口注采井，3口排水井）。可充分利用板中北储气库的压缩机和地面管线资源，节约大量的投资。参考文献：1.赵春林，温庆和等.枯竭气藏新钻储气库注采井完井工艺.天然气工业，2023；23(2):93~952.舒萍，刘启等.大庆油区地下储气库建设设计研究.天然气工业，2023；21(4):84~873.刘振兴，靳秀菊等.中原地区地下储气库库址选择研究.天然气工业，2023；25（1）：141~143

一、工程概况忠县白石镇两河片区供水工程建设规模1000m3/d规模水厂一座，水源为红旗水库，经辽阴岩净水厂常规工艺处理后，用配水管道向用户供水。该项目位于白石镇华山村，主要项目有反应沉淀池、重力式无阀滤池、清水池、加氯加药房、管理用房、减压池、配水管、围墙、进场道路及厂区道路、PE100（160、140、125、110、90、75、63、50、40、32）管道约40公里等。主要解决白石镇白花村、关金村、华山村、望岩村、中坪村5个村5617人的饮水安全问题。1、建设四方建设单位：忠县水务服务中心设计单位：重庆布泽水利电力勘测设计有限公司监理单位：北京市中冠水利工程监理有限公司重庆分公司施工单位：四川山江建工集团有限公司二、工期工期：合同工期为：20**年**月**日到20**年**月**日。实际工期20**年**月**日到20**年**月**日。在建设单位的正确部署下，组织措施落实到位，以各行政村为单元，切实做好政策处理，组织平行流水施工，使得各项工作开展顺利，按时完成了本工程的施工任务。三、主要施工方法一、PE100管施工施工准备（1）施工技术人员认真熟悉图纸，领会设计意图，对图纸中发现的问题及时与业主、监理及设计人员联系。熟悉PE100管的一般性能，掌握必须的操作要点。（2）在各项预制加工项目开始前，根据设计施工图编制材料计划，将需要的材料、设备等按规格、型号准备好，运至现场。（3）材料设备要求：管材和管件的内外壁应光滑平整，无气泡、裂纹、脱皮和明显的痕纹、凹陷，色泽应基本一致。管材的端面应垂直于管材的轴线。管件应完整、无缺损、无变形。到现场的管材、管件等自检合格后并经监理、业主验明材质，核对质保书，规格、型号等，合格后方能入库，并分别作好标识。（4）材料的保存：管件和管材不应长期置于阳光下照射，为避免管子在储运时弯曲，堆放在平整的地方且堆置高度不得超过1.5米，管件逐层堆码。搬运管材和管件时，应小心轻放，避免油污，严禁剧烈撞击，与尖锐触碰和抛、摔、拖。施工现场与材料存放处温差较大时，于安装前将管件和管材在现场放置一定时间，使其温度接近施工现场环境温度。施工条件(1)施工图纸及其他技术文件齐全,进行图纸技术交底,满足施工要求。(2)施工方案、施工技术、材料机具供应等能保证正常施工。(3)施工现场满足管道施工的条件。管道裁剪及连接1、管道的裁剪切割管材须端面垂直于管轴线，切割时使用管剪或管道切割机，必要时用锋利的钢锯，对其断面去除毛边和毛刺。管径较小（De20～De40）时用管剪比较方便，管径较大时用管道切割机或钢锯裁剪管道，在裁剪前应在裁剪的位置画好印记，确保管材端面垂直于管轴线。2、管道的连接（1）同种材质的给水聚丙烯管及管配件之间安装可采用热熔连接或电熔连接，安装应使用专用热熔或热熔工具。暗敷在地坪面内的管道不得采用丝扣或法兰连接。（2）管道一般热熔连接，以下介绍热熔连接的步骤：1）接通热熔以电源，到达工作温度指示灯亮后开始操作；2）为防止可能出现的细小裂纹和管道的损伤，在操作前，将管材两端各切下4-5厘米，以去掉受损的端口。再擦拭管材与管件的端面保证清洁、干燥、无油；试压及冲洗消毒1、试压所有的安装管网都要排空并进行压力试验。冷水管试验压力应为管道系统工作压力的1.5倍，但不得小于1.6MPa；（1）试验的准备水压试验时间应在热熔管道连接24小时后进行，在管道安装完毕之后而尚未隐封起来之前，要先向管路内通水并排出气体。如果可能的话，要把压力泵按放在系统的最低处。采用能够读出变化值为0.01MPa压力的压力表，压力表要安装在被试管网的最低点。（2）试验增大压力到规定的试验压力值。一小时之后开始试验。在这个时期虽然有压力损失，也不能增大压力。试验压力变化要小于或等于0.05MPa。在工作压力的1.15倍状态下，稳压2小时，压力降不得超过0.03MPa，同时检查各连接处不得渗漏。对试压管道应采取安全有效的固定保护措施,但接头部位必须明露。此项试验在各末端开口处用管帽封堵,所有配水器具、水表均不安装。为了能正确地辨别隐蔽管道的真实位置,隐蔽后的管道应在地面用红色油漆标识管道位置,防止在土建和其他工种施工过程中破坏管道。（3）管道通水及冲洗消毒（1）管道通水水压试验全部合格后,在供水设备具备供水条件,减压装置已调至规定的数值,各用户末端的配水器具安装完毕,室内外排水系统和设施均具备使用条件的情况下,可进行全系统通水试验。其目的在于检验供水系统的供水能力、水压是否满足设计和规范规定。（2）管道冲洗消毒给水管道系统在验收前应进行通水冲洗。冲洗水流速宜>2m/s,冲洗时应不流死角,每个配水点龙头都应打开,在系统最低点设放水口,直至冲洗出口处排水水质与进水相当为止。管道冲洗完在使用前应采用游离氯浓度为20～30mg/L的水灌满管道进行消毒,含氯水在管中应静置24h以上。管道消毒后，用饮用水冲洗，并经卫生监督管理部门取样检验，水质符合现行的国家标准《生活饮用水卫生标准》后，方可交付使用。材料的节约1、管件的合理使用由于PE管配件的价格比较昂贵，在管道安装中尽量减少管配件的使用，尤其是管径较大的干立管更应注意管件的合理使用质量控制措施在施工前,先进行包括工程特点、设计要求及本工艺规定内容的施工技术交底。增强施工人员的质量意识,调集责任心强、经验丰富的人员参与施工。设立专职质检员进行过程控制。保管好各类施工机具,特别是要保证热熔焊接机处于良好的工作状态。设置严密的质量控制体系,实行分级控制,每道工序都要进行检查,合格后方可进入下道工序。一、沟槽开挖（1）沟槽开挖前工作开槽前要认真调查了解地上地下障碍物，以便开槽时采取妥善加固保护措施，根据业主方提供的地下管线资料和我公司的现场调查，统计出现况地下管线情况，采取有效措施加以保护。（2）沟槽开挖形式根据设计图中设计管道的规格及埋置深度以及规范要求来确定沟槽开挖的形式。（3）开挖方法a.土方开挖采用机械开挖，槽底预留20cm由人工清底。开挖过程中严禁超挖，以防扰动地基。对于有地下障碍物的地段由人工开挖，严禁破坏。b.沟槽开挖尽量按先深后浅顺序进行，以利排水。c.挖槽土方处置，按现场暂存、场外暂存、外弃相结合的原则进行。开槽土方凡适宜回填的土选择妥善位置进行堆放，但不得覆盖测量等标注，均暂存于现场用于沟槽回填。回填土施工前制定合理土方调配计划，作好土方平衡少土方外运及现场土方调运。d.开槽后及时约请各有关人员验槽，槽底合格后方可进行下道工序。如遇槽底土基不符合设计要求，及时与设计、监理单位及地勘部门联系，共同研究基底处理措施，方可进行下道工序。二、下管在沟槽检底后，经核对管节、管件位置无误后立即下管。下管时注意承口方向保持与管道安装方向一致，同时在各接口处掏挖工作坑，工作坑大小为方便管道撞口安装为宜。七、检查第一节管与第二节管安装要准确，管子承口朝来水方向。安完第一节管后，用钢丝绳和手板葫芦将它锁住，以防止脱口。安装后，检查插口推入承口的位置是否符合要求，用探尺插入承插口间隙中检查胶圈位置是否正确，并检查胶圈是否撞匀。八、安装注意事项（1）管子需要截短时，插口端加工成坡口形状，割管必须用球墨铸铁管专用切割机，严禁采用气焊。（2）上胶圈之前注意，不能把润滑剂刷在承口内表面，不然会导致接口失败。十、沟槽回填（1）水压试验前，除接口处管道回填至管顶50cm以上（2）管道两侧回填高差不超过20cm。（3）回填分层进行。管道两侧和管顶以上50cm用木夯夯实，每层虚铺厚度不大于20cm；管顶以上50cm至地面用蛙式打夯机夯实，每层虚铺厚度20-25cm；应做到夯夯相连，一夯压半夯。（4）分段回填时，相邻两段接茬呈阶梯形。（5）回填土不得有石块、房渣土等不能夯实的土质。十一、水压试验（1）进行水压实验应统一指挥，明确分工，对后背、支墩、接口、排气阀等都应规定专人负责检查，并明确规定发现问题时的联络信号。（2）管道接口完成后，用短管甲、短管乙及盲板将试压管段两端及三通处封闭，试压管段除接口外填土至管顶以上50cm并夯实。做好后背及闸门、三通等管件加固。由低点进水，高点排气，注满水后浸泡24小时后，在试验压力下10min降压不大于0.05Mpa时，为合格。（3）水压实验应逐步升压，.每次升压以0.2Mpa为宜，每次升压以后，稳压检查没有问题时再继续升压。（4）水压实验时，后背、支撑、管端等附近不得站人，检查应在停止升压时进行。五、工程质量（一）质量目标及保证体系本标工程施工质量目标是“合格”等级，在监理工程师和本公司的监督下开展工作。项目经理为质量总负责，全面负责施工质量的控制，施工员、质检员、施工班组长、测量员按质量体系程序文件要求，各自做好本职工作。（二）质量保证措施1、遵循“信誉至上、质量第一”的宗旨。严格按设计和施工图纸标准精心组织施工，并接受业主和监理工程师对施工质量的检查与监督。2、加强对职工、民工的质量意识教育，牢固树立“质量第一”的观念，发扬创优传统，做好技术措施交底工作，层层落实质量管理岗位责任制。3、推行全面质量管理，强化质量保证体系，工地内设置质检组和试验组，实行专职质量管理，对工程的每个部位、每个工序都实行严格控制。4、层层落实工程质量责任制，每道工序都严格实行“三检制”，使“初检、复检、终检”责任落实到人：“初检”由施工班长负责，“复检”由项目质量员负责，“终检”由公司质安科人员负责。坚持工前有交底，工中有检查，工后有验收的一条龙操作管理办法。每道工序在完工后，须经监理机构抽检并签证合格后方可进行下道工序施工。密切配合监理机构对工程质量的检查和监督，听从监理