国外天然气地下储存建设技术进展

目前，世界各国对天然气的需求量不断增强，天然气在一次能源消费中所占的比例越来越大。

由于受自身资源的制约，许多国家对进口天然气的依存度越来越大。

为了确保能源安全，不少国家纷纷采取积极措施，以解决天然气的存储和余缺调节问题。

建设地下储气库是调节天然气市场季节性供需矛盾的一种比较先进的方法，现已成为天然气供销链中非常重要的一环。

目前，全球天然气地下储气库开发建设的基本情况如下：□　中国石油长庆油田公司采油三厂 张耀民 廖鑫海 黄建平 中国石油大港油田公司钻采工艺研究院 李国韬 张 军摘 要：建设地下储气库是调节天然气市场季节性供需差异的一种较为先进的方法，目前已得到了世界各国的高度重视。

本文介绍了国外地下储气库开发建设的现状以及有关四维地震勘探技术、垫底气设计技术、大井眼井和水平井技术、盐穴储气库技术、线性岩层洞穴建库技术和储气库优化等新技术的研究情况。

关键词：天然气 地下 储存技术２０００年，全世界总工作气量达到３１００×１０８ｍ３，日调峰能力达到４４．６×１０８ｍ３。

西欧各国，约有地下储气库７８座，工作气量约５５０×１０８ｍ３，日调峰能力达到１０．９×１０８ｍ３。

东欧及中亚各国，约有地下储气库６７座，工作气量约１３１０×１０８ｍ３，日调峰能力达到１０×１０８ｍ３［１］。

由于受天然气市场变化的刺激，近年来世界地下储气库库容呈迅猛上扬势头，截至２００４年，全世界地下储气库总数达６１０座。

地下储气库技术得到了世界各国的高度重视，其相关技术也得到了快速发展。

我国的地下储气库技术已经国外天然气地下储存建设技术进展起步，截至目前已利用６座废弃的油气藏建造地下储气库存储天然气，尚有５座油气藏地下储气库和１座盐穴储气库正在建设中。

我国的地下储气库技术与国外相比还存在一定的差距。

目前国外正致力于发展以下几项新技术。

一、寻找适于建库地质体的四维地震勘探技术寻找适于建库的地质体不同于勘探一个油气藏，前者要更复杂一些。

一个有合适盖层的油藏，并不一定能够用来储存天然气。

能够储存天然气的地质构造必须保证储存的天然气不会泄露，既要有盖层的连续性，也必须有构造的密闭性。

现代精细地震勘探技术能够显示较小的构造，甚至气—液界面和地层岩相的侧向变异。

正处于研究阶段的四维地震技术是勘探适宜用作地下储气库构造的比较有应用前景的技术［２］（图１）。

四维地震技术基于多项技术，如以均匀间距置于地面或永久置于井内的地震传感器；多层覆盖地震技术，如ＡＶＯ（Ａｍｐｌｉｔｕｄｅ　ＶｅｒｓｕｓＯｆｆｓｅｔ），能更好地研究油藏岩石的物理性质［３］。

能够用某种气体来替代天然气作垫底气，将会明显降低这部分的投资成本。

国外对惰性气体或混合气体作为垫底气进行了试验，目前应用较多的是混合气，已经试验了７座储气库［４，５］。

应用混合气作为垫底气需要专门的技术、模型和测量工具以准确处理气体混相现象。

试验结果表明，应用垫底气后，投资成本可降低２０％。

三、大井眼井和水平井技术在地下储气库中用大井眼完井能够明显地提高天然气调峰量。

如果没有液体（油、水、凝析液）产出，在国外一定要用大井眼完井，这已经成为一条设计准则。

此外，为了降低生产管柱延程压力损失，大部分井都设计为单一管径，减少缩径，避免发生气体紊流。

在地下储气库中钻水平井的主要目的也是提高单井调峰气量。

若油藏渗透率较低，水平井比直井更具适用性。

对于同一个油藏，水平井的调峰气量比直井高１．５～６倍，这主要取决于油藏性质和水平段的长度。

在运行过程中，水平井还能抑制水的锥进。

如果水平段在气水界面上，在采气过程中，由于水平段的压力损失要小于直井，因此能减小水体锥进速度。

在渗透率极低的含水层建库，这些技术绝对是需要的。

对于低渗透枯竭油藏改建地下储气库，这些大井眼、水平井也是适用的。

四、盐穴储气库技术油藏型储气库和含水层储气库都是将天然气储存在天然的岩石孔隙中，而盐穴储气库与此不同，它是将天然气储存在人工溶盐后形成的腔体中。

降低盐穴储气库建设成本的主要方法是应用现代溶盐技术增加盐穴体积；降低最小运行压力，提高最大运行压力。

盐穴用作储气库始于２０世纪６０年代。

美国的第一座盐穴储气库１９６１年建于密歇根州Ｍａｒｙｓｖｉｌｌｅ；加拿大的第一座盐穴储气库１９６４年建于萨斯喀彻温省的梅尔维尔；亚美尼亚的第一座盐穴储气库１９６４年建于Ａｂｏｖｉａｎ；法国的第一座盐穴储气库１９６８年建于Ｔｅｒｓａｎｎｅ；德国的第一座盐穴储气库１９６９年建于基尔。

盐穴储气库发展初期，其尺寸和容量相对较小，只有（３～１０）×１０８ｍ３／ｄ。

随着工程技术的发展，到２０世纪图１ 四维地震实例（据ＫＢＢ）深化地震勘探技术能够减小地下储气库建设初期的不确定性，减少观察井的数量，有助于将储气井布在构造的有利部位，减少井的数量。

二、垫底气设计技术在建造一座地下储气库投资成本中，垫底气的费用占了最大的比例，一般要占到总投资的３０％～４０％。

如果末，欧洲盐穴储气库的总容量已达到（４００～６００）×１０１２ｍ３／ｄ。

盐穴容量主要受注采气井压力损失和设备运行中安全要求的限制。

降低最小运行压力能够增加有效工作气量，减少垫底气的投资。

最小运行压力每降低１ＭＰａ，能节省约１０％～１５％的总投资。

单腔最大储气能力与最大运行压力有关。

最大运行压力提高１０％，有效工作气量大约能增加１５％。

但是，最大运行压力受到盐层气密封性的制约。

一般来说，最大运行压力要小于盐层上覆地层的重量，梯度大约为０．２３ＭＰａ／ｍ；一些特殊的区块，梯度小于０．２ＭＰａ／ｍ［６］。

溶盐建腔的费用约占总投资的２５％～３５％，而且需要一个长期的过程。

每溶１ｍ３的盐需要７～９ｍ３的水。

溶盐所形成的盐水浓度大约为３００ｋｇ／ｍ３。

通常被工业用来生产氯化钠，或重新注回地下，甚至被排放到海里。

溶盐建腔需要两根管柱，一根注入水，另一根返出盐水。

同时，要做各种检测，以保证溶盐后能够形成符合设计的腔体形状。

管柱鞋深度需要根据溶盐情况逐步调整，但是必须在顶部利用液化石油气、原油、氮气，甚至天然气形成保护层，以保护上部顶板不被溶解。

目前，世界上许多国家致力于溶盐优化技术的研究（如ＳＭＲＩ　或　ＩＮＶＤＩＲ的ＳＡＬＴｘｘ以及Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅ　的ＳＵＲＭＯＶＩＮＥＲ）。

据说，利用新的研究成果，至少可使工艺步骤和声波检测的次数减少５０％，投资降低１０％以上。

在溶盐过程中，加压注入气体（天然气或惰性气体）、柴油、液化石油气等都可以保护顶板。

腔体溶成后，需要重新完井，用以排出盐水并实施首次注气。

天然气从排卤管柱和生产油管（或套管）的环形空间内注入，盐水通过排卤管柱采出。

建库总体时间与盐丘（含盐构造）大小有关，有的需要一年多，有的需要几年。

边溶盐、边储气是盐穴建库的一项新技术，已在美国得克萨斯州Ｍｏｓｓ盐矿和路易斯安那州Ｅｇａｎ盐矿成功应用，明显降低了投资［７］。

这种盐腔的初始部分还是利用传统的水溶盐方式形成的。

首先将上部盐层溶至设计的尺寸，而此时下部还未溶解。

这种技术需要专门的设备，如井口和溶盐管柱，在保证上部腔体储气的同时，使下部能够继续顺利溶盐建腔；上部盐腔排卤储气的同时，下部盐层开始溶解建腔。

上部储存的气体恰好可以作为下部盐层溶解时的顶板保护层。

在溶盐过程中，气体和盐水的界面被严格控制，基本保持在盐腔中部。

一旦下部的盐层溶解到与上部腔体基本相同的直径时，继续利用上述完井方式和井口设备优化储气库的运行，扩大储气能力。

此时，气和盐水的界面也不再维持在原来的位置，而是经常地上下移动。

这时更要严格控制气体—盐水界面，以保护顶板，避免天然气泄漏。

盐穴储气库一般建在厚度约１５０～４００ｍ的盐层里。

厚度在６０～１００ｍ的薄盐层也能用于建造地下储气库，只是储气能力较小，在（５～１０）×１０４ｍ３／ｄ之间。

但是某些区块，主要是沉积盆地的边缘，盐层厚度还不足６０ｍ，显然利用常规技术在这种盐层上建造地下储气库是不可能的，主要问题在于溶盐流道的控制。

薄盐层中肯定掺杂着不溶解层，与普通的大尺寸盐腔不同，在这种盐层中重力不能发挥关键的分离作用。

根据地质力学以及１０００～３０００ｍ２横截面积上盐穴流道形状三维模型研究，对于这种盐层，建造一个水平段几百米、容量（１０～１００）×１０４ｍ３的地下储气库是合适的。

这种气库的投资比常规盐穴储气库要高１５％～２０％。

但在欧洲和北美，这项技术正在逐渐被广泛应用。

俄罗斯也正计划应用该技术［８，９］。

五、线性岩层洞穴建库技术线性岩层洞穴建库技术为那些没有合适地质构造建造地下储气库的国家提供了一种选择［１０］。

这种技术的主要原理就是把气体以高压（１５～２５ＭＰａ）储存在相对较浅（１００～２００ｍ）的线性岩石洞穴中。

压力由固定在水泥层里的管线传递，岩石的作用就是承受高压。

这种气库的局限在于地层的岩石性质。

在瑞典的Ｇｒａｎｇｅｓｂｅｒｇ，成功应用该技术在地下５０ｍ处建造了一个１３０ｍ３的腔体。

１９９７年，在瑞典南部Ｓｋａｌｌｅｎ建造了一个示范性气库，库容４００００ｍ３。

这种气库的先导性试验及相关测试已于２００３年完成。

该气库的建设成本约是普通气库建设成本的２～４倍，但维护运行成本远远低于液化石油气储存设备的运行成本。

由于输送气量大，液化石油气的储存设备一年内可以循环几次，因此相同条件下它的服务成本和其他储气设备的运行成本相当。

六、储气库优化运行技术目前，许多新的技术被用来帮助管理者更加有效地管理地下储气库。

比较重要的有：非胶结孔隙油藏砾石充填防砂技术；聚合物调剖控水技术；非胶结孔隙油藏固结技术；用于改进设计的数学模型和软件，包括能提供油藏几何形状和岩石性质的三维模拟软件；地下储气库设备维修和操作技术；新的测井工具，如核磁共振、改进的三维地震传感器、多种流体及砂粒探测器；永久传感器和（或）井内光纤能随时提供油藏参数（尤其是盐穴），等等［１１，１２］。

除技术改进、新技术研发外，气库的业主和操作者还致力于解决技术和经济上的优化问题。

目前，较多关注的有［１３，１４］：——较复杂的判断工具，如风险管理、随机模拟等；——如何把气库模型联结成一个简化的气体网络模型；——每个设备的日常管理和控制；——真实的经济数据，如边际成本、运行成本、每个设备储存产出气量的变化，以及依靠进口维持气量的成本，等等。

参考文献［１］　２１ｓｔ　Ｗｏｒｌｄ　Ｇａｓ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ．　Ｒｅｐｏｒｔ　ｏｆ　ｗｏｒｋｉｎｇｃｏｍｍｉｔｔｅｅ　１，　Ｎｉｃｅ，　Ｆｒａｎｃｅ，　２０００［２］　Ｆ．Ｖｅｒｄｉｅｒ，　Ｆ．Ｈｕｇｕｅｔ，　Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅ．　ＳｅｉｓｍｉｃＭｏｎｉｔｏｒｉｎｇ　ｆｏｒ　Ｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇ　ｔｈｅ　Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　ＵｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄＳｔｏｒａｇｅ　Ｆａｃｉｌｉｔｉｅｓ．２０ｔｈ　Ｗｏｒｌｄ　Ｇａｓ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，Ｃｏｐｅｎｈａｇｅｎ，　Ｊｕｎｅ１０－１３　，１９９７［３］　Ｆ．Ｆａｖｒｅｔ，　Ｆ．　Ｈｕｇｕｅｔ，　Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅ．Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓ　Ｓｕｒｖｅｙ　ｏｆ　Ａｑｕｉｆｅｒ　ＵＧＳ　Ｆａｃｉｌｉｔｉｅｓ．ＦｒｅｎｃｈＲｅｓｅａｒｃｈ　Ａｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ　ｏｎ　Ｏｉｌ　Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ　Ｔｅｃｈｎｉｃｓ，　Ｆｒａｎｃｅ，Ｓｅｐｔｅｍｂｅｒ，１９９７注采井场［４］　Ｖ．Ｏｎｄｅｒｋａ，　ＰｈＤ，　Ｇｅｏｇａｓ　ａ．ｓ．　Ｃｕｓｈｉｏｎ　ＧａｓＡｌｔｅｒｎａｔｉｖｅｓ，　ＩＧＵ　Ｃｏｍｍｉｔｔｅｅ　Ａ　Ｒｅｐｏｒｔ．　２０ｔｈ　Ｗｏｒｌｄ　ＧａｓＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，　Ｃｏｐｅｎｈａｇｅｎ，　Ｊｕｎｅ１０－１３，１９９７［５］　Ｇ．Ｍｅｕｎｉｅｒ，　Ｆ．　Ｌａｂａｕｎｅ，　Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅ．　Ｕｓｉｎｇｉｎｅｒｔ　Ｇａｓ：　Ａｌｍｏｓｔ　Ｔｗｅｎｔｙ　Ｙｅａｒｓ　ｏｆ　Ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ．　２０ｔｈＷｏｒｌｄ　Ｇａｓ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，　Ｃｏｐｅｎｈａｇｅｎ，　Ｊｕｎｅ１０－１３，１９９７［６］　Ｐ．Ｄｅｓｇｒéｅ　，Ｍ．　Ｆａｕｖｅａｕ，　Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅ．Ｉｎｃｒｅａｓｉｎｇ　Ｍａｘｉｍｕｍ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｉｎ　Ｓａｌｔ　Ｃａｖｅｒｎｓ．２０ｔｈ　ＷｏｒｌｄＧａｓ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，　Ｃｏｐｅｎｈａｇｅｎ，　Ｊｕｎｅ１０－１３，１９９７［７］　Ｊａｃｋ　Ｗ．　Ｇａｔｅｗｏｏｄ，　Ｍｉｃｈｅｌ　Ｄｕｓｓａｕｄ，　ｅｔｃ．Ｓｏｌｕｔｉｏｎ　Ｍｉｎｉｎｇ　ａｎｄ　Ｓｔｏｒｉｎｇ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　ＳｉｍｕｌｔａｎｅｏｕｓｌｙＯｐｅｒａｔｉｏｎａｌ　Ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ．ＳＭＲＩ　Ｓｐｒｉｎｇ　１９９７　Ｍｅｅｔｉｎｇ，　Ｍａｙ１１－１４，　Ｐｏｌａｎｄ［８］　Ｆａｂｉｅｎ　Ｆａｖｒｅｔ．　Ｕｐ－Ｔｏ－Ｄａｔｅ　Ｒｅｓｅａｒｃｈｅｓ　ａｎｄＦｕｔｕｒｅ　Ｔｒｅｎｄｓ　ｉｎ　ＵＧＳ　Ｆａｃｉｌｉｔｉｅｓ．　Ｓｅｃｕｒｉｔｙ　ｏｆ　ＬＮＧ　Ｓｕｐｐｌｙｔｈｒｏｕｇｈ　Ｔｒａｎｓｉｔ　Ｃｏｕｎｔｒｉｅｓ，　Ｔｂｉｌｉｓｉ，　２００３［９］　Ｍｉｃｈｅｌ　Ｄｕｓｓａｕｄ　Ｓｏｆｒｅｇａｚ，　Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅ．Ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ　Ｇａｓ　Ｓｔｏｒａｇｅ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌ　Ｉｎｎｏｖａｔｉｏｎｓ　ｆｏｒａｎ　Ｉｎｃｒｅａｓｅｄ　Ｅｆｆｉｃｉｅｎｔｌｙ．１７ｔｈ　Ｃｏｎｇｒｅｓｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ＷｏｒｌｄＥｎｅｒｇｙ　Ｃｏｕｎｃｉｌ，１９９８［１０］　Ｔｅｎｇｂｏｒｇ，　Ｓｙｄｋｒａｆｔ．　Ｔｈｅ　Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ　Ｍａｒｋｅｔｆｏｒ　Ｌｉｎｅｄ　Ｒｏｃｋ　Ｃａｖｅｒｎ　Ｓｔｏｒａｇｅ　ｏｆ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ．２０ｔｈＷｏｒｌｄ　Ｇａｓ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，　Ｃｏｐｅｎｈａｇｅｎ，　Ｊｕｎｅ１０－１３，１９９７［１１］　Ａ．　Ｚａｉｔｏｕｎ，　Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅ．　Ａ　ＳｕｃｃｅｓｓｆｕｌＰｏｌｙｍｅｒ　Ｔｒｅａｔｍｅｎｔ　Ｆｏｒ　Ｗａｔｅｒ　Ｃｏｎｉｎｇ　Ａｂａｔｅｍｅｎｔ　ｉｎＧａｓ　Ｓｔｏｒａｇｅ　Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．　ＳＰＥ　Ａｎｎｕａｌ　Ｔｅｃｈｎｉｃａｌ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅａｎｄ　Ｅｘｈｉｂｉｔｉｏｎ　ｈｅｌｄ　ｉｎ　Ｎｅｗ　Ｏｒｌｅａｎｓ，　Ｌｏｕｉｓｉａｎａ，Ｓｅｐｔｅｍｂｅｒ３０－　Ｏｃｔｏｂｅｒ３，２００１［１２］　Ｍ．　Ｍｅｇｙｅｒｙ，　Ｔ．　Ｍｉｋｌóｓ，　Ｊ．　Ｓｅｇｅｓｄｉ．　ＭｏｎｉｔｏｒｉｎｇＴｈｅ　Ｓｏｌｉｄｓ　Ｉｎ　Ｗｅｌｌ　Ｓｔｒｅａｍｓ　ｏｆ　Ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ　Ｇａｓ　ＳｔｏｒａｇｅＦａｃｉｌｉｔｉｅｓ．　ＳＰＥ　Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ｓｙｍｐｏｓｉｕｍ　ｏｎ　ＦｏｒｍａｔｉｏｎＤａｍａｇｅ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　ｈｅｌｄ　ｉｎ　Ｌａｆａｙｅｔｔｅ，　Ｌｏｕｉｓｉａｎａ，Ｆｅｂｒｕａｒｙ２３－２４，２０００［１３］　Ｆ．　Ｆａｖｒｅｔ，　Ｅ．　Ｒｏｕｙｅｒ，ｅｔｃ．　Ｏｐｔｉｍａｌ　ｕｓｅ　ｏｆ　ｔｈｅＧＤＦ＇ｓ　ｓｅｔ　ｏｆ　ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ　ｇａｓ　ｓｔｏｒａｇｅ．　２１ｓｔ　ＷｏｒｌｄＧａｓ　Ｃｏｎｇｒｅｓｓ，　Ｎｉｃｅ，　Ｆｒａｎｃｅ，　Ｊｕｎｅ，２０００［１４］　Ｆ．　Ｆａｖｒｅｔ，　Ｅ．　Ｒｏｕｙｅｒ　＆　Ｙ．　Ｍｕｌｌｅｒ．　Ｉｎｃｒｅａｓｅｏｆ　ｗｏｒｋｉｎｇ　ｇａｓ　ｃａｐａｃｉｔｙ　ｉｎ　ｅｘｉｓｔｉｎｇ　Ｇａｚ　ｄｅ　Ｆｒａｎｃｅｓｔｏｒａｇｅ　ｆａｃｉｌｉｔｉｅｓ．　Ｆｒｅｎｃｈ　Ｇａｓ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，　Ｔｏｕｌｏｕｓｅ，Ｆｒａｎｃｅ，　Ｊｕｌｙ，１９９７。