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钻注采井是建设枯竭油气藏储气库的重要环节。在建设大张坨储气库时，大港钻采工艺研究院对枯竭油气藏地下储气库注采井的钻井工程进行了详细研究，形成了该类储气库注采井的钻井技术，并对大张坨、板876、板中北高点地下储气库进行了钻井工程设计。从完井测试及注采生产情况来看，应用效果较好，基本能够满足储气库建设的要求。文章以大张坨储气库为例，从井口布置及井眼轨道优化、井身结构设计、套管柱设计、套管柱设计、固井设计、钻井液体系和储层保护设计、重点施工措施以及钻探效果等方面阐述了利用枯竭油气藏建地下储气库的钻井技术。     

低压油气藏改建地下储气库储层保护

大张坨地下储气库是我国第一座天然气地下储气库，其实践经验对我国储气库建设具有重要意义，储层保护是利用油气藏建设天然气地下储气库的关键技术之一。在概述储层保护的基础上，介绍了储层保护的指导思想，从储层特性分析技术、保护储层的钻井配套技术、固井配套技术、测试求产配套技术4个方面，详细说明了大张坨地下储气库12口注采井建设全过程储层保护的19个技术要点。从钻井效果、固井效果、完钻电测、油气测试和注采能力5个方面对储层保护效果进行了系统评价，探索出一套低压油气藏建设地下储气库的储层保护综合配套技术体系。     

大港大张坨地下储气库自控系统

简要叙述了大张坨地下储气库的建设历程及大张坨地下储气库的组成,着重介绍了大张坨地下储气库自控系统的构成及功能,紧急关断系统的设置,主要仪表选型及过滤器差压采用的特殊检测方式等。     

大张坨地下储气库井口温度影响因素

大张坨地下储气库是保障河北及京、津地区天然气调峰需求和安全供气的基础设施。为了防止地下储气库气井天然气水合物的形成，结合Ramey和Alves关于井筒流体温度计算的方法，从流体与环境之间的热传递和流体自身性质发生变化两方面的影响因素出发，综合应用能量守恒、传热学以及热力学，从而得出大张坨储气库井筒流体温度计算模型。同时应用得到的数学模型，研究了大张坨储气库气井井口温度影响因素，并掌握了井口温度的变化规律。结果表明，井口温度在开井初期迅速上升，然后逐渐达到稳定；不管是在开井初期还是在井口温度达到稳定时，产气量和地温梯度都是影响井口温度变化的主要因素；生产气液比和井身结构对井口温度略有影响；由于井筒热阻的存在，在开井初期井口温度的变化与地层导热系数无关，当开井达到稳定时，地层导热系数越大，井口温度略有降低。     

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大张坨储气库地处我国天津市大港区南5公里的独流碱河的滞洪区内，构造位置处于大港油田板桥油气田构造带的西部，是一个正在进行循环注气开发的凝析气藏－－大港油田板桥油气田B52气藏－－的基础上改建而成的地下储气库，目的层为沙河街组沙一下段板二油组的砂岩储层。该气藏1994年投入循环注气开发，2000年改建为我国第一个天然气地下储气库，并于2000年12月投入冬季调峰生产，已完成了二个冬季调峰采气、一个注气周期的生产，目前正进行注气生产。通过对大张坨储气库运行资料的分析，系统总结了有水气藏改建储气库的生产运行特点和动态规律，对我国其他储气库的建设和运行管理有指导作用。     

大张坨地下储气库运行模式分析

地下储气库在调峰和保证供气安全上有重要作用,对石油安全也有重要贡献。 介绍了大张蛇地下储气库的基本地质情况。重点分析了大张坨储气库的运行机理。该储气库从2000年底建成投产到2003年3月,累计注气8.25亿m~3,累计采气8.03亿m~3。该储气库的运行特点为:①注气井的吸气能力受储层有效渗透率和平均有效厚度影响;②在注气压力能够克服水体渗流阻力的情况下,气藏边部水体的低压区(板中)缓慢移动,引起库扩大;③只要地层压力不低于储气库下限运行压力,单井产量可达50～60万m~3/d;④气水边界随着压力上升而外移;⑤该库平面连通性好;⑥有效工作气量小。 介绍了对大张坨地下储气库采取的优化运行措施。     

枯竭油气藏改建地下储气库钻采工程方案设计

据统计,目前,世界已有约427座天然气地下储气库是利用枯竭油气藏改建而成的,约占总库数的76.8%.该类储气库所具有的工作条件和生产运行的内在特性与外在要求,决定了在储气库的建设工程上,须全面认识和掌握其与油气藏开发建设工程的异同,以便更好地满足要求.结合大港油田集团钻采工艺研究院对大张坨枯竭凝析油气藏所建第一、第二、第三储气库所做的工作,对枯竭油气藏改建天然气地下储气库工程中钻采工程方案设计进行了研究和总结.结果表明采用钻采一体化工程设计思想,在钻井、固井、射孔完井等工序过程中采取的油气层保护措施,其效果是理想的.     

大张坨地下储气库运行实践与评价

地下储气库对解决冬、夏季天然气供需矛盾、保障用户需求、优化集输系统功能有重要作用。在对国内外相关资料调研分析的基础上,认为地理位置优越、构造简单且不含H2S等有害气体的枯竭油气藏是建设地下储气库的最佳选择。大港油田建设大张坨地下储气库的成功经验证实:地下储气库储层物性好坏及均质性强弱是地下储气库井位选择正确与否的关键,圈闭封闭性好坏是储气库建设成败的关键,库容量大小是储气库调峰能力大小的重要标志。     

大张坨地下储气库注采井工程建设监理实践

大张坨地下储气库是我国第一座地下储气库，是第一个按照项目管理承包模式（PMC）的国际工程建设惯例实施监理的大型钻采工程，其管理模式和经验对我国储气库建设具有重要意义。为此， 分析了此项目的工程设计监理、工程施工准备监理、钻井系统工程施工监理、完井工程监理、竣工验收监理等5个难点，详细介绍了项目12口注采井建设全过程的PMC管理模式；从建立监理模式、建立管理制度、制订技术规范、实施安全预案、关键工序旁站监理等方面说明了监理实施要点。探索出一套我国陆上石油钻采工程新型监理体制的管理模式，创造了大港地区优质快速钻井施工新纪录。该项目安全保质保量按期完成，保证了向北京和天津的安全供气，7年来储气库运行平稳， 为后续5个储气库的建设管理打下坚实基础，对我国大规模建设地下储气库有借鉴作用。     

我国地下储气库钻井完井技术现状与发展建议

地下储气库是目前世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段,具有存储量大、储气成本低、安全系数大等优点,而钻井完井工程是地下储气库建设中耗资最大、历时最长的环节,且井筒完整性直接影响地下储气库长期运营的安全性和可靠性。目前,我国已建成枯竭气藏储气库和盐穴储气库共32座,初步形成了我国储气库特色钻井完井技术体系,包括枯竭气藏储气库的井型优化设计、超低压地层防漏堵漏与储层保护、韧性水泥浆固井、大流量注采完井和老井评价及再利用,盐穴储气库钻井完井、建腔及腔体形态控制、老腔改造利用技术和注采井筒完整性等特色技术,但与国外相比,在井眼尺寸、井型设计、工艺技术水平等方面均存在较大的差距,需要开展枯竭气藏储气库大井眼水平井钻井完井、盐穴储气库丛式定向井钻井、含水层储气库钻井完井和注采井筒完整性等技术攻关,形成完善的地下储气库钻井完井技术体系,以满足我国储气库高质量发展及国家能源战略的需求。      

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大张坨储气库是国内第一座大型地下储气库 ,于 2 0 0 0年 12月进入投产阶段 ,它的建成为北京的供气状况和大气环境治理做出了贡献。B876储气库则是大张坨储气库的扩建工程 ,位于B876区块板Ⅱ1枯竭式超低压凝析油气藏上 ,气藏埋深 2 2 2 0～ 2 2 4 0m ,原始地层压力 2 2 .5MPa,目前地层压力为 10 .5 9MPa ,地层压力系数 0 .4 76 ;在该废弃气藏上新钻了 5口储气库注采井 ,其中 3口井射孔完井后自喷 ,日产气量高达 12 .5× 10 4m3 。文章详细介绍了所钻注采井在钻井、固井、射孔完井等工序过程中采取的油气层保护技术和经验 ,对今后衰竭气藏的挖潜、枯竭式气藏储气库的建设具有参考价值。     

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城市天然气季节性消费量的变化决定了天然气地下储气库的注采动态运行过程,由于储库地质构造的非均质性以及储层存储和传输流体能力的不同,若库内井的注采量不合理,可能导致局部压力升高过快,使天然气溢失甚至发生危险;或者压力过大,使岩石央架上覆压力增高过猛,底水锥进,降低储层原有的渗流特性,本文通过论文＊＊中所建立的底水驱枯竭气藏天然气地下储气库的注采动态数学模型,在冬,夏季储库的运行分别以压缩机站最小的功率消耗和使城市能获得储库最大的调峰采气量为目标函数,根据其各自约束条件,采用复型调优法,建立了储库冬夏季的最佳运行模型式,为实际地下储气库季节性高优化运行提供理论依据。     

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我国的西气东输工程从新疆塔里木油田到上海，管线长度达4000公里，为确保对长江三角洲地区安全稳定的供气，就必须在长江三角洲地区建设地下储气库，从而保证在管线故障期间应急供气，同时利用地下储气库调节冬季和夏季用气量的差异，保证长输管线的高效、平稳运行。在长江三角洲地区经地库址选择，目前准备将常州盆地的金坛盐矿用以建设地下储气库。盐穴地下储气库主要选择在盐层或盐兵上，利用水溶方式形成地下溶腔进行储气，选择合适的建库地址要结合地质、水、工程等诸多因素，造腔过程中需要采取一系列控制技术，在造腔过程中还要及时采取声纳测井技术进行跟踪监测，造腔过程的检测及腔体完成后的密封安全性检测是气库能否投入运行的关键。     

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天然气地下储气库的建造,是从根本上解决城市季节性调峰,平抑供气峰值波动的最合理,有效途径;之一,但由于实际储库地质构造的非均质性以及储层破除放传输流体能力的不同,。在调峰时必须对库内各注采井进行合理的配产,文章通过分析水驱气藏型地下储气库的注采动态特征,建立了库内注采井夏注冬采的数学模型,采用全隐式牛顿迭代法,以储库地层压力和含水饱和度为约束条件,数值模拟出各注采井的注采运行动态,并对其主要影响因素进行了分析,为实际地下储气库的优化运行提供了理论依据。     

长北气田CB21-2井长水平段煤层防塌钻井液技术实践与认识

CB21-2井是一口壳牌中国勘探与生产有限公司长北气田二期开发井,地处工区边缘,储层地质复杂,特别是下二叠统山西组煤层易碎、易塌,水平井段更为突出。为此,基于长北气田和苏里格气田普遍应用的低伤害钻井液体系,重点考虑泥岩、碳质泥岩、煤层交替出现的水平井段安全钻井的需要,研制了适合该区块的有机盐加重钻井液体系（0.2%～0.3%提切剂+0.1%～0.2%提黏剂+0.3%～0.5%降失水剂+0.1%～0.2%抗盐降失水剂+0.5%～1.0%G301-SJS+18%～20%有机盐+4%～5%无机盐+高效润滑剂+防腐剂+除氧剂+缓蚀剂+石灰石）,CB21-2井第2条分支钻穿多套煤层,没再出现卡钻等井下复杂情况,平均井径扩大率只有1.0%。由此总结出该区山西组长水平段煤层防塌技术对策：①钻井液密度提高至1.22 g/cm³,平衡地层坍塌压力;②提高钻井液抑制性,防止地层水化膨胀;③强化钻井液体系封堵能力,封堵煤层裂缝,降低钻井液滤失量;④控制钻井液流变性,保持井眼清洁和润滑性。     

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地下储气库在燃气的开发和利用过程中担当重要角色,可以优化供气系统,满足天然气调峰、事故应急和战略储备,用作一种潜在的价格套利与贸易保值的工具等,具有其它储设施无法比拟的优势。地下储气库调峰量占当年气量的11％。建造地下储气库应当首选枯竭的油气藏,但对一些无此地质条件的地区来说,则应首先考虑利用地下含水层来建造储气库。尤其对“西气东输”工程所经过的长江三角洲地区来说,选择利用含水层储气方案是适宜的,从外国引进天然气,也必须会涉及到用含水层储气的问题。文章就如何利用地下含水层建造储气库的基本内容和研究方向进行系统、简要的论述。