CN113669046B - 盐穴储气库造腔方法 - Google Patents
盐穴储气库造腔方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113669046B CN113669046B CN202010361428.4A CN202010361428A CN113669046B CN 113669046 B CN113669046 B CN 113669046B CN 202010361428 A CN202010361428 A CN 202010361428A CN 113669046 B CN113669046 B CN 113669046B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- cavity
- making
- depth
- natural gas
- volume
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 18
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 222
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 111
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 92
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 88
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 79
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 79
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 77
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 74
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 26
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 22
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 14
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 3
- 240000009087 Crescentia cujete Species 0.000 claims description 2
- 235000005983 Crescentia cujete Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000009797 Lagenaria vulgaris Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 78
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 27
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 8
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 7
- 235000019994 cava Nutrition 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 4
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 description 1
- 240000001980 Cucurbita pepo Species 0.000 description 1
- 235000009852 Cucurbita pepo Nutrition 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本申请公开了盐穴储气库造腔方法，属于盐岩水溶造腔领域。所述方法包括如下步骤：a.采用第一阻溶剂阻溶造腔，形成第一腔体，其中所述第一阻溶剂是有机液体；和b.在第一腔体的基础上，采用天然气阻溶造腔，形成第二腔体，任选地，通过测腔(例如声呐测腔)确定所述第二腔体的形状和体积，当所述第二腔体的形状和体积达到预定要求时，停止造腔。如此，可以第二腔体中顶部腔体内提前形成大量稳定的工作气，以实现边储气边造腔，提前形成大量稳定工作气的目的，从而可以降低第二腔体的投产时间。
Description
技术领域
本申请涉及盐岩水溶造腔技术领域，尤其涉及一种盐穴储气库造腔方法。
背景技术
近几年，天然气在中国的消费量极速增加，其中，2018年天然气的消费量就高达2800亿。然而，在中国地下储气库的工作气量较低，不足消费量的5％，因此急需加快地下储气库的建设。盐穴储气库是主要的地下储气库类型之一，其具有注采灵活、短期吞吐量大、垫层气量低并可完全回收等优点，因此被各国普遍采用，成为天然气输配系统安全稳定运行的可靠保证。
目前，盐穴储气库主要采用水溶造腔法进行建造，即是通过将生产套管下到盐层顶部，其中生产套管是完全固定不动的；生产套管与造腔外管之间的环空为阻溶剂的进出通道，造腔外管与造腔内管之间的环空、造腔内管内为注入淡水和采出卤水的通道，然后通过不断上提造腔外管和造腔内管，来实现由下到上扩大腔体的目的，从而完成盐穴储气库的建造。
然而，目前通常使用柴油作为阻溶剂，成本高，且必须要造腔完全结束后排出柴油才能进行投产储气。因此，在造腔过程中，无法对腔体进行利用，从而会导致投产时间较长。
发明内容
本申请提供了一种盐穴储气库造腔方法，可以解决相关技术中投产时间较长的问题。所述技术方案如下：
一方面，提供了一种盐穴储气库造腔方法，所述方法包括如下步骤：
a.采用第一阻溶剂阻溶造腔，形成第一腔体，其中所述第一阻溶剂是有机液体；和
b.在第一腔体的基础上，采用天然气阻溶造腔，形成第二腔体，
任选地，通过测腔(例如声呐测腔)确定所述第二腔体的形状和体积，当所述第二腔体的形状和体积达到预定要求时，停止造腔。
可选地，其中所述第一腔体的体积是第二腔体体积的1/2-3/4。
可选地，其中所述有机液体的密度小于水，优选为柴油。
可选地，其中：
在步骤a之前，获取钻井数据和地质数据，钻井数据包括钻井深度和生产套管鞋深度，地质数据包括盐层厚度、盐层深度和盐层不溶物含量，并根据所述钻井数据和地质数据，通过数值模拟确定第一造腔方案；和/或
在步骤b之前，根据所述第一腔体的形状，获取所述第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度；并根据所述第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度，通过数值模拟确定第二造腔方案。
可选地，所述根据所述第一造腔方案，采用第一阻溶剂阻溶造腔，形成第一腔体，包括：
根据所述第一造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与生产套管之间的环空注入第一阻溶剂；
将所述造腔内管和所述造腔外管上提，通过自下而上的方式溶蚀盐层造腔，形成第一腔体。
可选地，所述根据所述第一造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与所述生产套管之间的环空注入第一阻溶剂，包括：
所述造腔内管的下端与井底之间的距离大于或等于1m，所述造腔外管的下端与所述井底之间的距离为30-50m。
可选地，所述第一腔体包括自上而下的顶腔、过渡腔和底腔；
所述顶腔的最大直径大于所述底腔的最大直径，所述底腔的最大直径大于所述过渡腔的最大直径；
所述第一腔体的形状为葫芦状，
优选地，所述所述顶腔的顶部形状为拱形，进一步优选地，所述拱形的坡度为33-37°。
可选地，所述根据所述第一腔体的形状，获取所述第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度，包括：
获取所述顶腔中直径最大处的第一深度值，并将所述第一深度值作为所述第一腔体中需要扩溶的上界面深度；和
获取所述底腔中直径最大处的第二深度值，并将所述第二深度值作为所述第一腔体中需要扩容的下界面的深度；
和/或
所述根据所述第二造腔方案，采用天然气阻溶造腔，形成第二腔体，并将所述第二腔体作为目标腔体，包括：
根据所述第二造腔方案，通过所述造腔内管、所述造腔内管与所述造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气；和
根据所述造腔外管与所述注采管柱之间的环空注入天然气，使所述天然气与卤水之间的气水界面下移以溶蚀所述盐层，形成第二腔体。
可选地，所述根据所述造腔外管与所述注采管柱之间的环空注入天然气，使所述天然气与卤水之间的气水界面下移以溶蚀所述盐层，形成第二腔体，包括：
根据采出卤水的体积获取溶蚀所述盐层中的溶盐体积，并根据所述溶盐体积确定所述第二腔体的净造腔体积；
当所述净造腔体积达到阶段设计体积后，测定所述天然气与所述卤水之间的气水界面深度值，直至所述汽水界面深度值达到设计要求，停止注入所述天然气。
可选地，所述根据所述第二造腔方案，通过所述造腔内管、所述造腔内管与所述造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气期间，所述方法还包括：
停止通过所述造腔内管、所述造腔内管与所述造腔外管之间的环空进行注水采卤；
通过所述注采管柱和所述造腔外管之间的环空采取天然气。
本申请提供的技术方案至少可以带来以下有益效果：
在本申请实施例中，先采用第一阻溶剂，通过自下而上的溶盐方式，从下到上建造一个了包括底腔、过渡腔和顶腔的第一腔体，之后将天然气注入到第一腔体中进行第二腔体的建造。由于天然气的密度小于卤水的密度，因此第二腔体中顶部腔体内会充满天然气。此时，天然气既可以作为阻溶剂阻止第二腔体上溶，也可以用来作为储存气。如此，可以第二腔体中顶部腔体内提前形成大量稳定的工作气，以实现边储气边造腔，提前形成大量稳定工作气的目的，从而可以降低第二腔体的投产时间。
附图说明
图1是本申请实施例提供的一种盐穴储气库造腔方法的流程示意图；
图2是本申请实施例提供的第一种第一腔体的结构示意图；
图3是本申请实施例提供的第二种第一腔体的结构示意图；
图4是本申请实施例提供的第三种第一腔体的结构示意图；
图5是本申请实施例提供的第一种第二腔体的结构示意图；
图6是本申请实施例提供的第二种第一腔体的结构示意图。
附图标记：
1：造腔内管；2：造腔外管；3：生产套管；4：封隔器；5：注采管柱。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步地详细描述。
图1是本申请实施例提供的一种盐穴储气库造腔方法的流程示意图。参见图1，该方法包括如下步骤：
步骤a：采用第一阻溶剂阻溶造腔，形成第一腔体，其中第一阻溶剂是有机液体。
需要说明的是，第一阻溶剂是在造腔过程中，为防止腔体上溶过快所利用的介质。第一阻溶剂的类型可以根据使用需求进行选择，例如，第一阻溶剂可以为有机液体，其中有机液体可以选自柴油。由于第一阻溶剂的密度低于淡水或淡卤水，因此，位于腔体上部的第一阻溶剂可以将腔体上部与腔体下部的淡水或者淡卤水阻隔开，从而避免腔体上部溶解过快。
另外，第一腔体是在造腔过程中所形成的，用于存储天然气的初步腔体。第一腔体的形状可以根据使用需求进行设置，例如，第一腔体可以包括自上而下的顶腔、过渡腔和底腔。其中，顶腔的最大直径可以大于底腔的最大直径，底腔的最大直径也可以大于过渡腔的最大直径。也即是，第一腔体的形状可以为葫芦状。如此，在保证第一腔体存储天然气的同时，可以使得第一腔体的结构较为稳定。
其中，为了使第一腔体的结构更加稳固，第一腔体中顶腔的形状可以根据使用需求进行设置，例如，顶腔的顶部形状可以为拱形，且该拱形的坡度为33～37°。示例地，坡度可以为33°、34°、35°、36°或37°等。
其中，顶腔、过渡腔和底腔的形状、体积均可以根据使用需求进行设置，例如，顶腔的体积可以均大于过渡腔和底腔的体积。又例如，底腔的高度可以为30～50m，且底腔的最大直径可以为20～30m。示例地，底腔的高度可以为30m、40m或50m等，底腔的最大直径可以为20m、25m或30m等。过渡腔的最大直径可以为15～30m，且过渡腔的高度可以为30～40m。示例地，过渡腔的高度可以为30m、35m或40m等，过渡腔的最大直径可以为15m、20m、25m或30m等。顶腔的最大直径小于80m，且顶腔的高度可以为50～60m。示例地，顶腔的高度可以为50m、55m或60m等，顶腔的最大直径可以为80m、75m、70m或65m等。
值的说明的是，为了存储大量且稳定的天然气，顶腔的体积需要足够大，因此通常将顶腔的体积设置为总体积的50％。且为了便于后续在第一腔体的基础上进行第二腔体的建造，底腔的最大直径通常为第二腔体中底腔直径的80％。
具体的，步骤a的操作可以为：根据第一造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过造腔外管与生产套管之间的环空注入第一阻溶剂；将造腔内管和造腔外管上提，通过自下而上的方式溶蚀盐层造腔，形成第一腔体。
需要说明的是，造腔内管、造腔外管和生产套管均布置在井内。其中，生产套管位于盐穴井口，造腔外管位于生产套管内，且造腔外管套在造腔内管上。
另外，注水采卤即是指向盐穴中注入淡水，之后注入盐穴的淡水会溶解盐穴中的盐岩从而生成卤水，然后将所生成的卤水外排的工艺。
其中，注水采卤时的注水流量可以根据使用需求进行设置，例如，注水流量可以为50～100m3/h。示例地，注水流量可以为50m3/h、60m3/h、70m3/h、80m3/h、90m3/h或100m3/h等。
再者，造腔内管和造腔外管下入的深度可以根据使用需求进行设置，例如，在下入造腔内管和造腔外管时，造腔内管的下端管口与井底之间的距离可以大于或等于1m，造腔外管的下端管口与井底之间的距离可以为30-50m。示例地，造腔内管的下端管口可以距离井底1m等，造腔外管的下端管口可以距离井底30m、40m或50m等，如此，可以较为便利的进行注水采卤工作。
值的说明的是，由于盐穴通常为层状盐岩，且层状盐岩中不溶物的含量高，因此注入的淡水在溶解盐岩的过程中会形成大量不溶物，且这些不溶物会堆积在第一腔体的底部，从而会阻止第一腔体底部的盐岩继续溶解。因此，无法采用自上而下的方式溶蚀盐岩造腔，而是需采用自下而上的方式溶蚀盐岩造腔。
具体的，在形成第一腔体的过程中，可以先将造腔内管和造腔外管下入到井底的设置深度，之后通过造腔外管与生产套管之间的环空注入第一阻溶剂，然后通过造腔内管注入淡水，并通过造腔内管与造腔外管之间的环空采出卤水。如此，即完成了底腔的建造。其中，在溶解盐岩的过程中所形成大量不溶物堆积在底腔的底部。之后，上提造腔内管和造腔外管到设置的深度，并通过造腔外管与生产套管之间的环空注入第一阻溶剂。然后先通过造腔内管注入淡水，并通过造腔内管与造腔外管之间的环空采出卤水。如此循环一段时间后，再通过造腔内管与造腔外管之间的环空注入淡水，并通过造腔内管采出卤水。如此，即完成了过渡腔的建造。之后，上提造腔内管和造腔外管到设置的深度，并通过造腔外管与生产套管之间的环空注入第一阻溶剂。然后通过造腔内管与造腔外管之间的环空注入淡水，并通过造腔内管采出卤水。如此，即完成了顶腔的建造。其中，过渡腔可以用于后期进行扩容形成第二腔体，顶腔可以用于后期建造第二腔体时储存天然气。
由于注入的淡水在出管口后会冲刷盐层，因此通过造腔内管注入淡水，可以快速对盐层进行溶解，从而快速形成腔体。并且在盐岩初步溶解的时候，不溶物的堆积速度是较为快速，因此通过造腔内管注入淡水来建造底腔，可以保证堆积在底腔底部的不溶物不会堵塞造腔内管的管口，从而使得注水采卤可以正常进行，进而使得底腔的建造可以正常进行。在建造过渡腔的时候，先将造腔内管和造腔外管上提到距离底腔的腔顶较近的深度，然后通过造腔内管注入淡水，可以快速对盐层进行溶解，打开腔体，之后在通过造腔内管与造腔外管之间的环空注入淡水可以加快溶解盐层的速度，从而可以缩短过渡腔的建造时间。在建造顶腔的时候，由于堆积在底腔底部的不溶物距离顶腔较远，因此不溶物不会堵塞造腔内管的管口，因此通过造腔内管与造腔外管之间的环空注入淡水既可以对盐层的侧壁进行溶解，也可以加快溶解速度，从而快速且便利地建造顶腔。
可选地，其中，为了便于形成第一腔体，在步骤a之前，可以获取钻井数据和地质数据，钻井数据包括钻井深度和生产套管鞋深度，地质数据包括盐层厚度、盐层深度和盐层不溶物含量，并根据该钻井数据和该地质数据，通过数值模拟确定第一造腔方案。
需要说明的是，钻井数据可以通过查阅以往的钻完井报告获取，地质数据可以通过查阅以往的地质完井报告获取。
另外，数值模拟是用于反映钻井数据与第一腔体之间的关系的。也即是，该数值模拟的输入可以是钻井数据，该数值的输出可以是第一腔体的形状或尺寸。通过该数值模拟可以模拟出第一腔体的形状和尺寸，所模拟出的形状和尺寸即是建造第一腔体时所要采用的第一造腔方案。
值得注意的是，由于建立了该数值模拟，因此当某一井的钻井数据已知时，可以通过该数值模拟方便、快捷的模拟出该井可以采用的第一造腔方案，从而可以快速且便捷地进行第一腔体的建造。
一种可能的情况下，可以采用winubro造腔数值模拟软件进行造腔数值模拟，即是将钻井深度、生产套管鞋深度和盐层厚度输入到该数值模拟软件中，之后该数值模拟软件可以根据输入的钻井深度、生产套管鞋深度和盐层厚度进行初步模拟，得到第一腔体的初始裸眼形状和体积。然后技术人员可以将通过经验所总结得到的造腔参数，即注水时间、注水速度、注水量、造腔内管的深度、造腔外管的深度和阻溶剂注入深度等参数输入到该数值模拟软件中，该数值模拟软件会根据这些造腔参数进行进一步模拟，得到第一腔体的最终形状和尺寸，也即是得到第一腔体的顶界深度、底界深度、腔体高度和每个部分腔体的直径。之后当第一腔体的最终形状和尺寸满足所需时，技术人员可以将此时所模拟的造腔参数确定为第一造腔方案中所需采用的参数。
步骤b：在第一腔体的基础上，采用天然气阻溶造腔，形成第二腔体。
需要说明的是，第二腔体是在造腔过程中所形成的，用于存储天然气的最终腔体。第二腔体的尺寸可以根据使用需求进行设置，例如，第一腔体的体积可以是第二腔体体积的1/2～3/4。示例地，第一腔体的体积可以是第二腔体体积的1/2、5/8或3/4等。
具体的，步骤b的操作可以为：根据第二造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气；和根据造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气，使天然气与卤水之间的气水界面下移以溶蚀所述盐层，形成第二腔体。
需要说明的是，注采管柱布置在井内，且位于生产套管内。在生产套管中下入注采管柱时，需要先将造腔内管和造腔外管起出，之后再将注采管柱从生产套管内下入，待注采管柱下入完成后，再在注采管柱内依次下入造腔内管和造腔外管。由于在建造第二腔体时已将注采管柱下入，因此减少了后期必须对第二腔体进行注卤排气后才能下入注采管柱的作业步骤，减少了工作强度。
其中，为了避免后续注入的天然气通过生产套管与注采管柱之间的环空泄露，可以在注采管柱外套设封隔器，通过封隔器来将生产套管与注采管柱之间的环空坐封。如此，在避免天然气泄漏的同时，还可以避免天然气腐蚀生产套管的外壁。
另外，由于天然气不溶于卤水，因此随着天然气的注入，会形成一个天然气与卤水之间的气水界面。随着注入的天然气的体积的增加，注入的天然气会让天然气与卤水之间的气水界面不断下移，从而使得不断注入卤水中的淡水可以不断向下溶蚀盐层。
其中，天然气与卤水之间的气水界面的初始深度为第一腔体中顶腔的直径最大处所对应的深度。
再者，天然气与卤水之间的气水界面下移的距离可以根据使用需求进行设置，例如，气水界面可以每次向下移动10～20m。示例地，气水界面可以每次向下移动10m、15m或20m等。且气水界面最终所处的深度也可以根据使用需求进行选择，例如，气水界面的最终深度可以位于造腔外管的上方，且距离造腔外管的下端管口至少10m。
然后，注入的淡水的密度小于卤水，因此在腔体内，淡水受浮力的作用会在卤水中不断向上移动，且在移动过程中会不断与卤水进行混合，继而会形成未饱和卤水。随着气水界面的不断下移，这些未饱和的卤水会不断溶解腔体侧向的盐层，从而达到对腔体的侧向进行扩容的目的。
具体的，可以先在生产套管中下入注采管柱，并进行坐封，然后即可开始第二腔体的建造。在建造第二腔体的过程中，可以通过注采管柱，将造腔外管和造腔内管下入到设置深度，然后可以通过造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气，同时通过造腔内管与造腔外管之间的环空注入淡水，并通过造腔内管排出卤水。随着注入的天然气的体积的不断增加，天然气与卤水之间的气水界面会不断下移以继续溶蚀盐层，最终可以形成第二腔体。并且由于第二腔体的上部充满天然气，且该天然气既可以作为阻溶剂来防止腔体上部溶解，也可以作为工作气待后续采出使用，因此可以缩短投产时间。
值得注意的是，通过造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气的方式是一种阶段式的注入。也即是注入的天然气使气水界面到达设计深度后，即可停止注入天然气，此时新注入卤水中的淡水可以溶蚀该气水界面深度处的盐层。当盐层的溶蚀满足所需时，再继续注入天然气，使气水界面下移，以继续溶蚀造腔。如此反复，直至第二腔体建造完成即可。
其中，天然气与卤水之间的气水界面下移以溶蚀盐层，形成第二腔体的具体步骤可以为：根据采出卤水的体积获取溶蚀盐层中的溶盐体积，并根据溶盐体积确定第二腔体的净造腔体积。当净造腔体积达到阶段设计体积后，测定天然气与卤水之间的气水界面深度值，直至气水界面深度值达到设计要求，停止注入天然气。
需要说明的是，采出的卤水是注入的淡水溶解了盐层中的溶盐之后所形成的，因此根据质量守恒定律，即可通过采出卤水的体积计算出溶蚀盐层中的溶盐体积。
另外，一种可能的情况下，根据溶盐体积确定第二腔体的净造腔体积的计算公式可以如下式(1)所示：
其中，Vf为井下日累第二腔体的净造腔体积，Vs为地面日累采盐体积，Cb为日排卤浓度，ρb为纯盐密度，α为造腔盐层段平均不溶物含量，β为不溶物松散系数。
值得注意的是，当某一阶段时第二腔体的净造腔体积达到阶段设计体积后，可以通过继续注入天然气来将天然气与卤水之间的气水界面下移至一个较低的设计深度，继续建造第二腔体。
需要说明的是，测定天然气与卤水之间的气水界面深度值时，可以通过光纤界面仪进行测定。例如，可以将光纤界面仪安装在造腔外管的外壁上，之后可以通过光纤界面仪来测定腔体内的温度。其中，由于天然气和卤水之间的比热容不同，因此光纤界面仪测量出的天然气的温度和测量出的卤水的温度不同，继而通过判断温度即可判断出天然气与卤水之间的气水界面，从而可以确定出天然气与卤水之间的气水界面深度值。
由于在第二腔体的建造过程中，不断确定第二腔体的净造腔体积。且在净造腔体积达到阶段设计体积后，测定天然气与卤水之间的气水界面深度值，当气水界面深度值达到设计要求，停止注入天然气。如此，可以使得建造出的第二腔体的形状和尺寸满足设计要求，从而可以便于存储天然气。
值的说明的是，在建造第二腔体的过程中，造腔内管和造腔外管的下入深度保持不变，通过不断下移气水界面来对盐层进行自上而下的扩溶，直到第二腔体的体积和形状达到设计要求。如此，可以减少造腔期间带压调整造腔外管和造腔内管的作业步骤，降低了劳动强度。
可选地，其中，为了便于形成第二腔体，在步骤b之前，可以根据第一腔体的形状，获取第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度；并根据第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度，通过数值模拟确定第二造腔方案。
需要说明的是，第一腔体中需要扩溶的上下界面之间的深度范围即为第二腔体的主要造腔范围。第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度可以根据使用需求进行选择，例如，第一腔体中需要扩溶的上界面的深度不小于第一腔体中顶腔的最大直径处所对应的深度，第一腔体中需要扩溶的下界面的深度不小于第一腔体中过渡腔的最小直径处所对应的深度，且不大于第一腔体中底腔的最大直径处所对应的深度。
具体的，根据第一腔体的形状，获取第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度的具体操作可以为：获取顶腔中直径最大处的第一深度值，并将第一深度值作为第一腔体中需要扩溶的上界面深度；和获取底腔中直径最大处的第二深度值，并将第二深度值作为第一腔体中需要扩容的下界面的深度。
需要说明的是，数值模拟是用于反映第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度与第二腔体之间的关系的。也即是，该数值模拟的输入可以是第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度和各深度处所对应的腔体直径，该数值的输出可以是第二腔体的形状或尺寸。通过该数值模拟可以模拟出第二腔体的形状和尺寸，当第二腔体的形状和尺寸满足所需时，即将此时所输入的参数作为建造第二腔体时所要采用的第二造腔方案。
值得注意的是，由于建立了该数值模拟，因此当第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度已知时，可以通过该数值模拟方便、快捷的模拟出该第一腔体扩容时可以采用的第二造腔方案，从而可以快速且便捷地进行第二腔体的建造。
一种可能的情况下，可以采用winubro造腔数值模拟软件进行造腔数值模拟，即是将第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度和各深度处所对应的腔体直径输入到该数值模拟软件中，之后该数值模拟软件可以根据输入的第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度和各深度处所对应的腔体直径进行初步模拟，得到第二腔体的初始形状和尺寸。然后技术人员可以将通过经验所总结得到的造腔参数，即造腔内管的深度、造腔外管的深度和初始气水界面的深度等参数输入到该数值模拟软件中，该数值模拟软件会根据这些造腔参数进行进一步模拟，得到第二腔体的最终形状和尺寸，也即是得到第二腔体的顶界深度、底界深度、腔体高度和每个部分的腔体直径。之后当第二腔体的最终形状和尺寸满足所需时，技术人员可以通过此时的造腔参数来确定第二造腔方案。
值得说明的是，第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度和各深度处所对应的腔体直径可以通过声呐测腔得到。即是可以在第一腔体造腔结束后，通过声呐仪器对第一腔体进行声呐测腔以得到声呐测腔数据。其中，声呐测腔数据包括有第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度值和各深度处所对应的腔体直径值。技术人员可以将声呐测腔数据输入到该数值模拟软件中，此时该数值模拟软件可以自动读取声呐测腔数据中所包括的第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度值和各深度处所对应的腔体直径值，之后可以快速进行后续模拟。
可选地，在步骤b之后，为了进一步保证所建造的第二腔体的形状和体积可以达到预定要求，还可以执行如下步骤c：
步骤c：通过测腔(例如声呐测腔)确定第二腔体的形状和体积，当第二腔体的形状和体积达到预定要求时，停止造腔。
需要说明的是，测腔即是指对第二腔体进行测量，以确定第二腔体的形状和体积。测腔的方法可以根据使用需求进行选择，例如，可以采用声呐测腔的方法进行测量。其中，所采用的声呐仪器也可以根据使用需求进行选择，例如，声呐仪器可以为带有激光陀螺仪的声纳仪器。
当采用带有激光陀螺仪的声纳仪器进行声呐测腔时，可以先将声呐仪器从造腔内管中下入，之后可以通过激光陀螺仪进行定北操作，然后声呐仪会发出脉冲信号，之后脉冲信号会依次通过造腔内管和造腔外管，当脉冲信号到达第二腔体的腔壁上时，声呐仪会接收到脉冲回波，此时声呐仪可以通过发射脉冲信号和接收回波之间的时间差来确定其与第二腔体的腔壁之间的距离，从而通过水平测腔的方式即可对第二腔体的形状和体积进行测量。
值得注意的是，由于声纳仪器带有激光陀螺仪，因此避免磁定位在金属套管中失效的影响，继而可以准确获知所测的每个距离值所对应方位，从而可以通过距离值来确定第二腔体的形状和大小。同时，也可以避免为了准确进行磁定位而带压起出造腔内管的步骤，减少了作业成本。
需要说明的是，通过测腔来确定第二腔体的形状和体积的时间可以根据使用需求进行选择。例如，可以根据采出盐的体积来确定是否需要进行声纳测腔。示例地，当采出盐的体积达到3～5万方时，即可安排测腔。
根据技术人员的经验值可知，当采出盐的体积达到3～5万方时，即可确定所形成的第二腔体的体积已较大，此时安排测腔，可以在使技术人员获知第二腔体的具体形状和体积的同时，减少劳动强度。
需要说明的是，预定要求可以根据使用需求进行设置，只要保证在第二腔体中存储大量天然气的同时，不会造成盐穴坍塌即可。
另外，停止造腔，即是停止通过造腔内管与造腔外管之间的环空注入淡水。
再者，在停止造腔后，还可以通过注采管柱和造腔外管之间的环空与造腔内管进行注气排卤操作。即是可以先将造腔内管下入到第二腔体的底部，然后通过注采管柱和造腔外管之间的环空注入天然气，通过造腔内管排出卤水，直到第二腔体中的卤水被排空为止。此时，注气排卤操作完成。之后，可以通过注采管柱和造腔外管之间的环空，或者造腔外管和造腔内管之间的环空进行注采天然气操作。
其中，造腔内管的下入深度可以根据使用需求进行设置，例如，造腔内管的管口可以与第二腔体的底部相距1m。如此，可以避免堆积在第二腔体底部的不溶物堵塞造腔内管的管口。
值得注意的是，由于可以分别通过注采管柱和造腔外管之间的环空，或者造腔外管和造腔内管之间的环空进行注采天然气操作，因此可以避免带压起出造腔管柱，从而可以降低劳动强度。
值的说明的是，在排出卤水时，为了避免第二腔体中的天然气外排造成安全隐患，因此在排出卤水时，第二腔体内需要预留一部分卤水来确保气水界面的深度值不会大于造腔内管的管口深度值。也即是，第二腔体中的卤水被排空时，第二腔体内仍存留有微量的卤水，此时，由于气水界面的深度值低于造腔内管的管口深度值，因此天然气不会进入到造腔内管中，从而可以确保天然气不会通过造腔内管外排，进而可以避免天然气外排进空气中所造成的安全隐患。
其中，外排卤水时，天然气与卤水之间的气水界面的最终深度和造腔内管的管口深度之间的距离可以根据使用需求进行设置，例如，天然气与卤水之间的气水界面的最终深度在造腔内管的管口深度之上1～2m即可。
可选地，根据第二造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气期间，该方法还包括：停止通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤；通过注采管柱和造腔外管之间的环空采取天然气。
需要说明的是，根据第二造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气期间即为建造第二腔体的期间。也即是，在第二腔体的造腔期间，可以停止通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，并可以通过注采管柱和造腔外管之间的环空采取天然气。
另外，停止注水采卤的时间可以根据使用需求进行选择。例如，春冬季节的天然气需求量大，此时可以停止注水采卤，并可以通过注采管柱和造腔外管之间的环空提前采取天然气。
再者，通过注采管柱和造腔外管之间的环空提前采取天然气前，需要先关闭造腔外管上的注水闸门，并关闭造腔内管上的排卤闸门，然后打开生产套管上的注气闸门。如此，可以保证采取天然气工作的安全进行。
然后，采取天然气时的采取压力可以根据使用需求进行选择，例如，采取天然气的运行压力可以在7～17Mpa(兆帕)之间，日最大压力降可以为0.5MPa。示例地，采取天然气的运行压力可以为7MPa、10MPa、12MPa、14MPa或17Mpa等。如此，可以在保证第二腔体不坍塌的同时，保证采取天然气的稳定进行。
在本申请实施例中，先采用第一阻溶剂，通过自下而上的溶盐方式，从下到上建造一个了包括底腔、过渡腔和顶腔的第一腔体，之后将天然气注入到第一腔体中进行第二腔体的建造。由于天然气的密度小于卤水的密度，因此第二腔体中顶部腔体内会充满天然气。此时，天然气既可以作为阻溶剂阻止第二腔体上溶，也可以用来作为工作气。如此，可以第二腔体中顶部腔体内提前形成大量稳定的工作气，以实现边储气边造腔，提前形成大量稳定工作气的目的，从而可以降低第二腔体的投产时间。
为使本申请的技术方案和优点更加清楚，以下将通过可选地实施例进行详细阐述。
实施例1
步骤a：根据钻井井身结构和地质测井数据确定钻井深度、生产套管鞋深度和盐层顶底界深度，之后采用winubro造腔数值模拟软件进行第一腔体的造腔数值模拟，其中模拟结果如图2、图3和图4所示。其中，第一腔体包括由下到上的底腔S1、过渡腔S2和顶腔S3。
其中，底腔S1的建造采用正循环的方式，即是通过造腔内管1中注入淡水，注水流量为50m3/h，通过造腔外管2和造腔内管1之间的环空中采出卤水，并通过造腔外管2和生产套管3之间的环空注入柴油。并且造腔内管1的初始下入深度为距离井底1m深，造腔外管2的初始下入深度为距离井底20m深。此时，柴油与卤水之间的油水界面的深度等于造腔外管2的初始下入深度。
其中，过渡腔S2的建造采用反循环的方式，即是通过造腔内管1排出卤水，通过造腔外管2和造腔内管1之间的环空注入淡水。造腔外管2和造腔内管1的下入深度可以根据声纳测腔结果和数值模拟结果确定，只要保证造腔内管1和造腔外管2的下入深度尽量距离底腔S1的腔顶较近即可，如此可以快速打开腔体。
其中，顶腔S3的建造采用正循环或者反循环的方式，且顶腔的顶部呈拱形，且拱形坡度为35°。顶腔S3的最大直径D1小于等于80m，且顶腔S3的体积占第一腔体的总体积的50％。
步骤b：根据第一腔体的形状，确定第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度和第一腔体中各深度所对应的腔体直径。之后根据第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度和第一腔体中各深度所对应的腔体直径，采用数值模拟确定建造第二腔体时造腔内管1、造腔外管2和初始气水界面深度等造腔参数。
其中，造腔内管1的下入深度小于或等于需要扩溶的下界面的深度即第一腔体中底腔S1中直径最大处D2所对应的深度，并小于第一腔体的底部深度。造腔外管2的下入深度等于第一腔体中过渡腔S2中直径最小处D3所对应的深度，初始气水界面深度大于或等于需要扩溶的上界面的深度即第一腔体中顶腔S3中直径最大处D1所对应的深度。
步骤c：如图5所示，在生产套管3中下入带有封隔器4的注采管柱5进行注采完井。之后在注采管柱5中依次下入造腔外管2和造腔内管1至设计深度。
步骤d：在第二腔体的造腔期间，造腔内管1和造腔外管2的下入深度保持不变，通过反循环的方式，即是通过造腔内管1排出卤水，通过造腔外管2和造腔内管1之间的环空注入淡水，并通过注采管柱5和造腔外管2之间的环空注入天然气。此时第二腔体的顶部储存有天然气，且通过造腔外管2和造腔内管1之间的环空所注入淡水在第二腔体内受浮力作用向上移动，并不断与第二腔体内的卤水进行混合，形成的未饱和卤水可以对第二腔体的侧向进行扩容。
步骤e：根据当前采出的盐体积来计算当前第二腔体的净造腔体积，若当前的第二腔体的净造腔体积、气水界面处的腔体直径D4和当前第二腔体的形状S4达到阶段设计体积后，即通过注采管柱5和造腔外管2之间的环空注入天然气，将气水界面向下移动至深度H1处。重复上述步骤进行造腔，依次形成气水界面处的腔体直径D5和D6，当前第二腔体的腔体边界S5和S6。直至最终的气水界面深度H2与造腔外管的下入深度H3距离10m以上为止。
步骤f：若当前的第二腔体的净造腔体积、气水界面处的腔体直径和当前第二腔体的形状达到阶段设计体积值后，即根据每个阶段气水界面的深度和声纳测腔结果，计算每个阶段第二腔体中储存的天然气体积。其中。第二腔体中储存的天然气体积＝气水界面所对应深度处的上部声纳测腔体积。
步骤g：当第二腔体造腔结束后，通过注采管柱5和造腔外管2之间的环空注入天然气，通过造腔内管排出卤水，进行注气排卤操作。参见图6，当第二腔体内的卤水被排空时，气水界面的深度H4在造腔内管1管口的深度H5之上1-2m。
步骤h：可以选择不压井起出造腔内管1和造腔外管2，或者不起出造腔内管1和造腔外管2。若不起出造腔内管1和造腔外管2，即可以将注采管柱5和造腔外管2之间的环空，或者造腔外管2和造腔内管1之间的环空作为注采气通道进行注采天然气的操作。
实施例2
本次试验利用winubro造腔数值模拟软件对江苏省金坛盐穴储气库的腔体进行模拟造腔试验。
步骤a：通过钻完井报告和测井数据得到该井的井身结构和不溶物含量分布。其中，该井的钻井深度为1165m，生产套管鞋深度为985m，盐层段深度范围为965m～1165m，可造腔盐层段深度范围为1000～1165m，造腔段的平均不溶物含量为20.07％。通过数值模拟可以确定造腔内管的初次下入深度为1164m，造腔外管的初次下入深度1142m，油垫的深度1142m，造腔内管的管口和造腔外管的管口相距22m，注水速度为100m3/h。
采用柴油阻溶造腔，第一腔体的造腔参数如下表1所示。第一腔体造腔结束后，第一腔体的腔体总自由体积为293333.3m3，第一腔体中顶腔中的最大直径为80m，且顶腔中最大直径处的深度为1045m。第一腔体中过渡腔中的最小直径为60m，且过渡腔中最小直径处的深度为1075m、第一腔体中底腔中的最大直径为80m，且底腔中最大直径处的深度为1090m。第一腔体的腔体高度为104m，且第一腔体的腔体形状为葫芦状，如图4所示。
表1
步骤b：采用天然气作为阻溶剂以反循环的方式阻溶建造第二腔体，第二腔体的造腔参数如表1所示。其中，根据第一个造腔阶段结束后的第一腔体的形状，确定第一腔体中需要扩溶的盐层段的顶界深度为1045m，需要扩溶的盐层段的底界深度为1095m，且第一腔体中过渡腔中直径最小处所对应的深度为1070m。
步骤c：根据第一腔体中需要扩溶的盐层段的顶底界深度和第一腔体中过渡腔中直径最小处对应的深度，确定造腔外管的下入深度为1075m，造腔内管的下入深度为1095m，气水界面的初始深度为1045m。其中，第一个天然气阻溶造腔阶段的造腔时间为60天，气水界面深度处所对应的腔体的直径扩溶到80m，该阶段扩溶的第二腔体的净造腔体积为13205m3。第二个天然气阻溶造腔阶段的造腔时间为85天，气水界面下移10m，此时气水界面的深度为1055m，气水界面深度处所对应的腔体的直径扩溶到80m，该阶段扩溶的第二腔体的净造腔体积为20434m3。第三个天然气阻溶造腔阶段的造腔时间为30天，气水界面下移10m，此时气水界面的深度为1065m，距离造腔外管的管口10m，气水界面深度处所对应的腔体的直径扩溶到80m，的第二腔体的净造腔体积为7015m3。最终第二腔体的总自由体积为333988.4m3，第二腔体中的最大直径为80m。
步骤d：根据声呐测得第二腔体的形状计算，得出深度在1065m之上的第二腔体中可以存储天然气的腔体体积为12万方。在7～17MP的运行压力下，第二腔体可形成的天然气库容为170×12＝2040万方，第二腔体中的可作为工作气的天然气的体积为100×12＝1200万方。也即是，第二腔体中可提前形成1200万方的工作气。
以上所述仅为本申请的较佳实施例，并不用以限制本申请，凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种盐穴储气库造腔方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
a.采用第一阻溶剂阻溶造腔，形成第一腔体，其中所述第一阻溶剂是有机液体；和
b.在第一腔体的基础上，采用天然气阻溶造腔，形成第二腔体，
通过声呐测腔确定所述第二腔体的形状和体积，当所述第二腔体的形状和体积达到预定要求时，停止造腔；
在步骤a之前，获取钻井数据和地质数据，钻井数据包括钻井深度和生产套管鞋深度，地质数据包括盐层厚度、盐层深度和盐层不溶物含量，并根据所述钻井数据和所述地质数据，通过数值模拟确定第一造腔方案；和/或
在步骤b之前，根据所述第一腔体的形状，获取所述第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度；并根据所述第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度，通过数值模拟确定第二造腔方案；
所述根据所述第一造腔方案，采用第一阻溶剂阻溶造腔，形成第一腔体，包括：
根据所述第一造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与生产套管之间的环空注入第一阻溶剂；
将所述造腔内管和所述造腔外管上提，通过自下而上的方式溶蚀盐层造腔，形成第一腔体；
所述第一腔体包括自上而下的顶腔、过渡腔和底腔；
所述顶腔的最大直径大于所述底腔的最大直径，所述底腔的最大直径大于所述过渡腔的最大直径；
所述第一腔体的形状为葫芦状，
所述顶腔的顶部形状为拱形，所述拱形的坡度为33-37°；
所述根据所述第一腔体的形状，获取所述第一腔体中需要扩溶的上下界面的深度，包括：
获取所述顶腔中直径最大处的第一深度值，并将所述第一深度值作为所述第一腔体中需要扩溶的上界面深度；和
获取所述底腔中直径最大处的第二深度值，并将所述第二深度值作为所述第一腔体中需要扩容的下界面的深度；
和/或
所述根据所述第二造腔方案，采用天然气阻溶造腔，形成第二腔体，并将所述第二腔体作为目标腔体，包括：
根据所述第二造腔方案，通过所述造腔内管、所述造腔内管与所述造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气；和
根据所述造腔外管与所述注采管柱之间的环空注入天然气，使所述天然气与卤水之间的气水界面下移以溶蚀所述盐层，形成第二腔体。
2.如权利要求1所述的方法，其中所述第一腔体的体积是第二腔体体积的1/2-3/4。
3.如权利要求1所述的方法，其中所述有机液体的密度小于水，所述有机液体为柴油。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述第一造腔方案，通过造腔内管、造腔内管与造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与所述生产套管之间的环空注入第一阻溶剂，包括：
所述造腔内管的下端与井底之间的距离大于或等于1m，所述造腔外管的下端与所述井底之间的距离为30-50m。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述造腔外管与所述注采管柱之间的环空注入天然气，使所述天然气与卤水之间的气水界面下移以溶蚀所述盐层，形成第二腔体，包括：
根据采出卤水的体积获取溶蚀所述盐层中的溶盐体积，并根据所述溶盐体积确定所述第二腔体的净造腔体积；
当所述净造腔体积达到阶段设计体积后，测定所述天然气与所述卤水之间的气水界面深度值，直至所述气水界面深度值达到设计要求，停止注入所述天然气。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述第二造腔方案，通过所述造腔内管、所述造腔内管与所述造腔外管之间的环空进行注水采卤，通过所述造腔外管与注采管柱之间的环空注入天然气期间，所述方法还包括：
停止通过所述造腔内管、所述造腔内管与所述造腔外管之间的环空进行注水采卤；
通过所述注采管柱和所述造腔外管之间的环空采取天然气。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010361428.4A CN113669046B (zh) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | 盐穴储气库造腔方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010361428.4A CN113669046B (zh) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | 盐穴储气库造腔方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113669046A CN113669046A (zh) | 2021-11-19 |
| CN113669046B true CN113669046B (zh) | 2023-04-25 |
Family
ID=78536703
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010361428.4A Active CN113669046B (zh) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | 盐穴储气库造腔方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113669046B (zh) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1312719A (en) * | 1969-05-30 | 1973-04-04 | Gaz De France | Method for determining the position of an interface separating two liquids |
| US5431482A (en) * | 1993-10-13 | 1995-07-11 | Sandia Corporation | Horizontal natural gas storage caverns and methods for producing same |
| CN105239965A (zh) * | 2015-10-14 | 2016-01-13 | 中国石油天然气集团公司 | 盐穴储气库注气排卤方法 |
| CN107100673A (zh) * | 2017-04-21 | 2017-08-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种盐穴储气库井的造腔方法 |
| CN108131163A (zh) * | 2018-01-29 | 2018-06-08 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种以气体为阻溶剂的自上而下式盐穴建腔方法 |
| CN108228929A (zh) * | 2016-12-15 | 2018-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 盐穴储气库造腔过程中不溶物堆积形态预测方法及装置 |
| CN108516280A (zh) * | 2018-04-09 | 2018-09-11 | 重庆大学 | 一种盐腔内注入油垫防止存储气体润湿及管柱腐蚀的方法 |
| CN109751081A (zh) * | 2017-11-03 | 2019-05-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 盐穴储气库的腔体修复方法 |
| CN110005468A (zh) * | 2019-04-11 | 2019-07-12 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 水平腔盐穴储气库及其建造方法 |
| CN110096824A (zh) * | 2019-05-08 | 2019-08-06 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 盐穴储油库稳定性评价方法 |
| CN110388231A (zh) * | 2018-04-18 | 2019-10-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种盐穴储气库造腔装置及方法 |
-
2020
- 2020-04-30 CN CN202010361428.4A patent/CN113669046B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1312719A (en) * | 1969-05-30 | 1973-04-04 | Gaz De France | Method for determining the position of an interface separating two liquids |
| US5431482A (en) * | 1993-10-13 | 1995-07-11 | Sandia Corporation | Horizontal natural gas storage caverns and methods for producing same |
| CN105239965A (zh) * | 2015-10-14 | 2016-01-13 | 中国石油天然气集团公司 | 盐穴储气库注气排卤方法 |
| CN108228929A (zh) * | 2016-12-15 | 2018-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 盐穴储气库造腔过程中不溶物堆积形态预测方法及装置 |
| CN107100673A (zh) * | 2017-04-21 | 2017-08-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种盐穴储气库井的造腔方法 |
| CN109751081A (zh) * | 2017-11-03 | 2019-05-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 盐穴储气库的腔体修复方法 |
| CN108131163A (zh) * | 2018-01-29 | 2018-06-08 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种以气体为阻溶剂的自上而下式盐穴建腔方法 |
| CN108516280A (zh) * | 2018-04-09 | 2018-09-11 | 重庆大学 | 一种盐腔内注入油垫防止存储气体润湿及管柱腐蚀的方法 |
| CN110388231A (zh) * | 2018-04-18 | 2019-10-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种盐穴储气库造腔装置及方法 |
| CN110005468A (zh) * | 2019-04-11 | 2019-07-12 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 水平腔盐穴储气库及其建造方法 |
| CN110096824A (zh) * | 2019-05-08 | 2019-08-06 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 盐穴储油库稳定性评价方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 盐穴储气库天然气阻溶回溶造腔工艺;李建君等;《油气储运》;20171231(第07期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113669046A (zh) | 2021-11-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110005468B (zh) | 水平腔盐穴储气库及其建造方法 | |
| CN103850711B (zh) | 盐穴储气库双井建库方法 | |
| CN108252685B (zh) | 一种永久式完井管柱的延伸气举方法 | |
| CN110748380B (zh) | 盐穴储气库的建造方法 | |
| CN105986795B (zh) | 煤层气水平井煤层改造方法 | |
| CN106522928A (zh) | 一种酸化压裂后停泵测井口压降不稳定试井方法 | |
| CN104568052A (zh) | 一种盐穴型储气库造腔过程油水界面检测方法 | |
| CN112253118A (zh) | 一种盐穴储气库注气排卤装置及方法 | |
| CN110107224A (zh) | 一种水平井钻磨管柱下入摩阻计算方法 | |
| CN109610525A (zh) | 一种快速判断止水帷幕施工质量的方法 | |
| CN109973059B (zh) | 一种缝洞型油藏注气体机理的快速分析方法 | |
| CN105370238A (zh) | 一种调堵球密度与直径的选取方法及装置 | |
| CN109187321B (zh) | 一种大尺寸型盐水平连通井组水溶造腔模拟实验方法 | |
| CN113669046B (zh) | 盐穴储气库造腔方法 | |
| CN113338915B (zh) | 一种判断气井是否积液及预测积液高度的方法 | |
| CN114961673B (zh) | 盐穴储气库扩容方法 | |
| CN102587982A (zh) | 地下盐穴储气库群的建造方法 | |
| CN109751081A (zh) | 盐穴储气库的腔体修复方法 | |
| CN107605485B (zh) | 一种定向井与潜没电泵联合采盐方法 | |
| CN116220814A (zh) | 深埋隧洞全生命期外水压力演化过程监测系统及方法 | |
| CN114705126B (zh) | 深部采空区光纤施工引导装置、工艺及全地层监测方法 | |
| CN211201868U (zh) | 一种封井用止浆机构 | |
| CN106368638A (zh) | 套管破损封堵工具及封堵方法 | |
| CN105569626A (zh) | 一种油井压裂防砂的方法 | |
| CN116411998A (zh) | 一种后退式水平井水溶造腔的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |