图为在选定的储气库区域内，一个个不同形态的盐穴腔体在地下空间中的展布情况。每个盐穴腔体都是一个独立个体，可用来存储或采集天然气。雷 丽 提供

图为储气库员工正在装置区巡检。宋国梁 摄

    □本报记者 雷 丽

    近日，江汉盐穴天然气储气库王储6井排卤管柱试压结束，标志着经过3个月的井下施工作业，该井已具备注气排卤条件。

    王储6井是江汉盐穴天然气储气库一期一阶段工程4座注采井之一，深2000多米。联络线工程建成后，可以开始注气，发挥其地下“储气银行”的作用。

    该储气库位于湖北潜江，项目分两期三阶段建设。其中一期一阶段在建4口储气井，分别为王储1、3、6、8井，二阶段建12口井；二期建24口井。40口储气井全部建成后，预计可储存天然气48.09亿立方米，其中有效工作气量28.04亿立方米。按三口之家日均用气0.5立方米计算，该储气库可以保障1亿户家庭连续56天的用气量。

    从2006年开始试验论证，到如今王储6井完成建腔开始储气，江汉盐穴储气库项目建设历经漫长的10多年。

    地下2000米深处建“盐穴”

    何为“盐穴”，“盐穴”在哪里？

    “储气井就是盐穴。”江汉油田工程院采油气所副所长黄啸介绍说，“先期裸眼完井后，把溶腔管柱下入目的层，然后向地下注水进行盐层溶解，逐渐在地下形成一个腔体。这个腔体就是盐穴。”

    地下盐穴具有体积巨大且密封良好的特点，非常适合建设储气库。中国石化目前有两个利用地下盐穴建设的储气库，一个在湖北江汉油田，另一个在江苏金坛。

    “虽然江汉拥有丰富的盐矿资源，具备建设盐穴储气库的天然优势，但地下的盐层并不是都能被开采形成盐穴。”黄啸解释道，盐穴储气库选址选层必须要满足一定条件，首先地下盐层的品位要好，盐层要厚，含盐量在80%以上，不溶物越少越好；其次，盐层之间的泥岩夹层要薄，夹层中的可溶物含量要尽可能多，只有这样，溶腔完成后，腔体的有效体积才能实现最大化。

    为此，江汉油田开展储气库库址筛选评价研究，对29个三级构造65个圈闭及已投入开发的41个开发单元进行筛选评价，发现黄场王58井区盐矿盐层可溶物含量平均达90%，夹层可溶物含量平均达30%。这表明黄场地区盐层分布稳定、盐层含盐量高、密封条件好，适宜规模建设天然气盐穴储气库。科研人员又进一步对该区地下情况进行分析，优选地下2000米的潜二段13-16韵律层作为目的层，总厚度约100米。

    国内外盐穴储气库一般选址在地下1000米左右。由于高温高压易让储气库迅速收缩而失去作用，一直没有在地下2000米建储气库的先例。为破解这一难题，他们重点开展高温高压盐岩的力学和蠕变试验，优化腔体形态和储气库运行压力等参数，进行腔体静力稳定性评价和长期流变分析，确定腔体合理的运行压力，确保腔体整体稳定性满足设计要求。

    解决厚夹层垮塌难题

    盐穴储气库最大的难点是建腔。江汉储气库采用的是目前已相对成熟的单井单腔溶腔方式。“理想状态下，腔体应该是一个肚大口小的‘梨形’。”黄啸形容道。

    然而，要在地下2000米深处溶解盐层，形成一个“梨形”，绝非易事。“主要是解决盐层之间的夹层垮塌问题。”黄啸说，虽然目前使用的溶腔方式比较成熟，但江汉油田的地质特点非常特殊，金坛地下盐层之间的夹层只有1~2个，每层厚度仅1~2米，而江汉100米的目的层有3~5个夹层，每层厚度均在5米左右。如果每个夹层不能充分垮塌沉在腔体底部，腔体很可能会变成一串“糖葫芦”，库容体积将大幅缩小。

    他们积极开展先导试验，摸索建立适合江汉盐岩储气库的水溶建腔数学模型，开发出一套能够指导多夹层盐岩水溶建腔工程的数值模拟软件；开展厚夹层垮塌机理研究，摸清夹层垮塌规律和必要条件，结合数值模拟软件完善建腔工艺参数。

    “通过模拟试验，我们算出每一个夹层垮塌所要达到的暴露跨度，比如5米的夹层需40~50米的跨度、7米的夹层需70~80米的跨度。”黄啸说。

    溶腔自下而上进行，先溶解最下面的盐层，让覆盖在上面的夹层垮塌，再逐次往上，一层一层溶解、一层一层垮塌。可是水到了地下并没有那么好控制，很容易提前上蹿。为此，他们运用顶板保护工艺，即向地下注水的同时注入柴油，利用柴油与卤水的密度差，使柴油始终保持在卤水上面，充当顶板的保护剂，防止注入水提前上蹿。

    王储1、6、8井的夹层厚度平均在5米左右，王储3井部分夹层厚度则达到7米，技术人员通过运用溶腔参数和工艺优化，厚夹层能安全有效地垮塌且溶腔形态稳定。黄啸介绍，王储3井之所以会有7米厚的夹层，是因为目的层比其他3口井向上延伸近100米。

    “我们想通过这口井，验证7米的巨厚夹层垮塌问题能否得到有效解决，如果可以，后续储气井的建库高度将从100米提高到200米，单井储气能力将从0.25亿立方米提升到0.65亿立方米，建库经济效益和社会效益将大幅提升。”黄啸说。

    把好最后关口确保安全性

    溶腔完成后，整个腔体里面充满高浓度卤水，等到开始注气时，工人会一边向腔内注气，一边向外排卤水，保持腔体压力平衡。“对于储气库来说，安全绝对是第一位的。在注气排卤前，我们要对地下的腔体进行一个全方位检测。”工程技术管理部采油工程室主任王峰说。

    注气排卤准备工程包括测腔、腔体安全性评价、割套、氮气密封检测和气密封管柱下入等一系列配套工序，施工复杂、技术要求高、安全风险大。

    王储6井是首口达到注气排卤条件的井，江汉油田首次进行注采管柱完井施工作业，缺乏相关经验。为把好最后一道关，江汉油田组织工程院、中科院武汉岩土力学研究所及中国石油工程院等单位充分论证，分别编写王储6井安全性评价、套管切割、注气排卤等相关工程方案。

    在施工过程中，技术团队24小时驻井指导，预防和处理各种井下复杂情况。“安全性评价和套管切割都非常顺利，一次成功。” 王峰说，“遇到最主要的难题，是在检测腔体密封性的时候。”

    腔体的密封性决定着天然气注入后是否外泄，是储气库安全运行的首要条件。储气井有3层套管，在检测腔体的密封性之前，必须先检测这3层套管是否密封，主要包括内层油管的水试压检测和外层套管的气密封检测。

    在检测内层油管的密封性时，技术人员试验多次，均未成功。经过仔细分析，他们发现是管柱底部因长期浸泡在卤水中结盐，造成试压管柱座封凡尔与球座密封不严，管柱试压不合格，通过改进球座结构，一次性试压合格。

    在用氮气测试套管的气密性过程中，中子测井仪须在管柱中停留24小时连续测试，为降低仪器结盐遇卡的风险，技术人员提前制定应对措施，在冲洗管柱的同时，注入盐抑制剂，最终中子测试顺利完成。

    鉴于注气排卤管柱下入后，地面管线连头等待时间较长，为保证注气排卤通道顺畅，技术人员提前做好风险预案，将清水与盐抑制剂同时挤入管柱，每周进行一次冲洗，预防在等待注气期间，注采管柱发生盐结晶的情况，确保管柱在注气排卤前安全可靠。同时，在注入过程中适当增加腔体压力，降低因腔体收缩导致的上部地层局部落块的风险。