辽河储气库群是国家重大战略工程。辽河油田坚持创新驱动，大力开展储气库扩容上产及高效运行技术攻关，助推辽河油田储气库群建库速度全国领跑，单日调峰能力超过3000万立方米，注、采气能力位居全国前列，在东北及京津冀地区天然气保供中发挥“顶梁柱”作用。
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集智攻关
构建复杂断块群整体建库关键技术体系
将枯竭油气藏改建为地下储气库，是提高天然气调峰储备能力的最优解。
辽河地质条件复杂，油气藏类型多样，亟须攻关复杂断块群储气库建库技术。据相关科研人员介绍，地下储气库建设绝不是简单的气体回注储层，而是需要统筹考虑动态密封性、库容设计、注采能力、钻井工艺等系统的复杂工程。
辽河油田发挥科技创新支撑引领作用，2021年设立“复杂类型油气藏建库关键技术研究”重大专项。科研人员针对多类型枯竭砂岩型油气藏改建储气库的核心难题，从理论创新、技术突破、规模化应用、调控优化等层面，构建了复杂断块群整体建库的关键技术体系，两年来共形成14项主要创新成果，部分成果的应用取得了良好效果。
在建库扩容方面，突破四维地应力动态密封性评价技术，模拟井区应力场动态变化，进一步评价储气库动态密封性。设计复杂储渗长岩芯全仿真注排采模拟实验，揭示高速注排渗流机理，明确排水建库空间。构建地质与数模模型，精细刻画三相流体运移规律，深入论证水淹状况，刻画剩余油分布区。建立多层系薄互层油气藏建库方案设计方法，分区分段优化组合，助力薄互层油气藏效益建库。其中，双6储气库阶段提压1.2兆帕，增容2.3亿立方米，大幅提升了气库运行效率。
在储气库钻采工程方面，首次创建并应用避（过）断层轨迹设计方法，优化提出“直井段—增加井斜段稳定井—斜段—增扭方位角段—二次增加井斜段—水平段”六段制三维轨迹模式设计模型。构建不同工况下冲蚀模型，建立全生产通道临界冲蚀系数取值图版。创新建立了A环空带压定量诊断模型。自主研发井口气密封检测装置，目前设备耐压可达50兆帕。自主研制智能控制分层注采气密封封隔器，承压35兆帕，耐温163摄氏度。
在储气库地面工程方面，形成以辽河储气库群智能化平台和生产调控中心为核心的智能化建设整体技术架构。搭建双台子储气库群高精度地面生产运行模拟仿真模型，自主研发储气库地面生产运行实时在线模拟仿真流程，数据拟合度达到91%。通过实地数据采集，降噪材料优选和降噪结构优化以及计算机软件模拟，实现压缩机厂房和空冷器降噪优化方案的自主设计。目前，辽河储气库群双6储气库扩容和雷61储气库已建成，在建的双台子储气库一期今年全部完成，马19先导试验站预计8月投产，双台子储气库二期和青龙台储气库已开展研究设计。
探索攻关
创新形成气驱采油协同建库新模式
截至6月14日，自2020年8月实施排液扩容工程以来，辽河储气库群的双6储气库分3批优选10口井开展排液，累计产油6.3万吨，增加库容量0.23亿立方米。目前，双6储气库仍处于稳定扩容期，随着注采周期的延长，气体边缘逐年外推，库容量也将持续增加。
辽河油田气驱采油协同扩容建库，开创行业先河。这种模式主要针对油气藏类型的储气库，通过气库注、采运行，进一步使剩余油聚集，再利用气驱采油扩容，腾出有效的储气空间。这个模式可快速建成一定规模储气能力，还能提高油藏采收率，经济效益显著。
据介绍，这一模式的核心难点在于在注采气过程中找寻剩余油富集区。随着储气库多轮注采，油水关系复杂化，剩余油预测难度大。对此，科研人员展开系列攻关，整体实现增油扩容。
精雕细刻，摸清家底。科研人员系统分析双6储气库油藏开发过程中单井生产动态，并结合近两年注采过程中连续监测的动态资料及数值模拟技术，精细刻画18个小层油气水分布，总结建库前各区域气窜及水淹特征，多角度评价排液扩容实施效果，落实目前气库内部剩余油分布情况。同时，利用室内实验模拟开发及多周期注采过程，首次明确在剩余油饱和度大于30%的时候具备流动条件，进一步提高增油扩容效果。
精查细找，探寻规律。为在保证储气库安全运行的同时尽可能延长有效排液时间，科研人员创新采用皮克斯勒图版结合TNIS过套管成像解释成果精准识别油气水层，结合注采过程中连续监测的动态资料，进一步深化双6区块的油气水界面变化规律性认识，指导排液井合理避射，为排液扩容工程的成功实施奠定了坚实的基础。
据了解，科研人员2023年在双6储气库新增部署11口排液扩容井，预计可增油32万吨，扩容1.5亿立方米。排液扩容井后期可转为储气库注采气井，可新增日调峰气量850万立方米，控制新扩容区，实现井控库存程度保持在90%以上。下一步，科研人员将持续跟踪排液效果，探索气驱采油协同建库技术界限，进一步推进排液扩容规模化实施。
创新突破
推进实现储气库建设高水平科技自立自强
2022年5月，随着国产大型高压离心压缩机组一次投产成功，辽河储气库群整体注气能力从每天1400万立方米提升到3000万立方米，一举成为全国注气能力最大的储气库群。
压缩机是储气库的心脏，以往均需进口，不仅费用昂贵，而且后期维护保养成本较高。
辽河油田科研人员通过对上百种工况的分析校核，在辽河油田储气库群双台子储气库首次应用高压力、大排量、注采合一的离心式压缩机，不仅满足了储气库注采工艺复杂工况，而且实现了压缩机远程故障诊断，大幅降低了地面工程投资。
投产成功的国产电驱高压离心式压缩机组，单台日处理气量可达800万立方米，是目前国内储气库使用的单台处理气量最大、压力等级最高、工况最复杂的国产电驱高压离心式压缩机，在实现国产压缩机核心技术创新的同时，提高了辽河储气库群的国产化率。
与此同时，为进一步提高气库调峰能力，辽河油田攻关形成大尺寸井眼准备技术、钻井液配套技术、固井配套技术等9项大尺寸井钻井关键技术，打造大尺寸井实现“大吞大吐”，创造了国内储气库大尺寸钻井工程钻完井周期90天的最短纪录，增加日调峰能力300多万立方米。
辽河储气库部分封堵老井由于投产时间早、井眼轨迹数据缺失，井下情况复杂，封堵工程在行业内堪称“世界级难度”。科研人员通过反复论证摸索实践，形成了无源磁导向定位、钻杆环空封堵等3项特色复杂井封堵方案，给出了复杂井封堵的辽河新方案。
2021年至今，井口密封性检测技术共实施39井次，其中马215复杂井封堵，创造了国内无轨迹井眼成功封堵的先例。(记者雷凤颖特约记者付钰通讯员谢桂森郭泽萍宋阳)
专家点评：科技创新为储气库建设立标杆
闵忠顺
自2010年年初集团公司提出建设十大储气库的目标后，辽河油田紧跟形势，优选双6区块作为储气库建设的首选目标。“建好这第一座储气库，为辽河油田储气库建设立标杆”，成为辽河大力发展储气库建设工程的发令枪。一项项关键技术的突破，一次次方案的调整都记录着辽河储气库建设工程从艰难起步到快速发展的无数次超越。
辽河建库地质条件复杂，但就在这样的挑战下，我们已建成双6储气库、雷61储气库和双台子一期储气库群。2022年—2023年周期完成采气超27亿立方米，超出责任目标0.6亿立方米，在东北及京津冀地区天然气保供中发挥了坚实的“顶梁柱”作用。
复杂的地质条件是辽河储气库群建设的束缚，要想“破茧成蝶”就要有攻克复杂断块储气地质体的“金刚石”。科研人员通过构建复杂断块群整体建库关键技术体系，形成了圈闭密封性定量评价、多类型油气藏库容参数设计、长寿命井筒完整性设计等五大创新技术，成功打破了传统气藏圈闭认知的壁垒，用科技创新攻克了复杂断块群承压能力定量化评价难、多区带气藏库容参数设计准确率低、交变工况井筒完整性难以保障、缺少大型分离器等建库核心难题。
创新不止于技术，更应立足于思维。我们创新提出了气驱采油协同扩容建库理念。在这个全新的研究领域，要在复杂的注采气过程中寻找剩余油富集区无异于大海捞针。科研人员必须铸造出科技“利剑”，击准这些剩余油富集区。我们坚持把“精”字思维贯穿攻关研究全流程，通过精细刻画剩余油分布、精确建立剩余油流动界限、精准刻画气液界面，为最终实现工作气量与油田效益“双增”保驾护航。
下一步，我们会加快双6储气库排液扩容部署研究，深化雷61储气库达容达产排水研究，优化一期工程注气工作。未来，我们还将依托股份公司重大专项加大科研攻关力度，持续提压增容、排液扩容专题研究，开展库群联动协同，充分发挥调峰能力。
变的是建库地质条件和困难挑战，不变的是辽河持续科技创新、攻关研发储气库建库技术的决心与担当。我们将通过加大科研力度、加快研究进度、提高方案精度，坚持调峰保供与建设运营同步推进，持续激发辽河储气库调峰保供作用和创效能力，展现百亿立方米气库建设“新价值”。（作者系辽河油田勘探开发研究院一级工程师）
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