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1、,美国国家航空航天局（NASA）2010年9月公布了一张全球空气质量地图，显示出2001年至2006年PM2.5平均值的地图。在这张图上红色（即PM2.5密度最高)，出现在北非、东亚和中国。中国华北、华东和华中PM2.5的密度，指数甚至接近每立方米80微克，甚至超过了撒哈拉沙漠。在这张2001-2006年间平均全球空气污染形势图上，全球PM2.5最高的地区在北非和中国的华北、华东、华中全部。世界卫生组织(WHO)认为，PM2.5小于10是安全值，而中国的这些地区全部高于50接近80，比撒哈拉沙漠还要高很多。,2010年能源消费的构成情况,中国的能源结构,1、节约能源资源，提高能源效率，走集约式
2、经济发展道路 目前，我国能源加工、转换、贮运和终端利用的效率约为31.2%，发达国家上世纪90年代初的效率水平则为41%。因此，要改变原有的“以资源换增长”的粗放式经济发展方式，大力发展循环经济，走集约式经济发展道路。2、加大能源勘探投入，建立必要的战略储备 首先，探明的保有储量与其需求量严重失衡，特别是石油、天然气、核等能源不能满足经济和社会发展的需要，其次，要优先利用国外能源，适度建立战略储备。3、积极发展先进核能及清洁能源，减轻环境污染 要进一步开发、引进和完善核电水电技术，大力发展核电水电工程；要大力开发和使用节能降耗技术，不断提高能源使用效率；要开发和使用煤液化、煤气化等技术，进一步
3、降低煤炭消费对环境的污染；开发使用新能源、清洁能源，进一步降低成本，提高其使用的经济性和可行性。4、推进和深化能源价格机制改革 价格机制是市场机制的核心，逐步建立能够反映资源稀缺程度、市场供求关系和环境成本的价格形成机制。因此，逐步完善石油、天然气以及新能源定价机制，及时反映国际市场价格变化和国内市场供求关系。,中国能源消费结构调整的对策,开发新能源对保障国家能源安全、优化能源消费结构、改善生活环境、提高国民经济增长质量具有重要意义,BP公司对全球20002030年能源消费构成的预测图,新能源系指相对于传统能源之外的各种能源形式。六大特征：持续、再生、高效、低耗、低碳、低污染或无污染,华北油田
4、公司三届四次职代会，提出了加快发展步伐、提高管控水平，努力开创地区能源公司建设新局面的号召，明确提出了找差距、转方式、抢机遇、上水平的总体要求，尤其是提出要加快新能源新业务产业化进程，壮大发展优势的目标。明确煤层气、储气库、地热等新能源新领域业务的发展要求是“规模扩张”、“加快发展”。经过公司上下扎实有效的工作，新能源新领域管控体制不断完善，业务规模快速扩张。煤层气业务探明、产能、产量继续国内领先地位，潜山地热综合利用取得突破性进展，储气库建设顺利推进，新能源新领域的发展使建设地区能源公司的格局基本形成。,第一部分 新能源开发情况第二部分 储气库开展情况,汇报提纲,一、蓬勃发展的煤层气二、前景
5、广阔的地热利用,目 录,第一部分 新能源开发情况,煤层气生成模式,煤层气是赋存在煤层及其围岩中的天然气，主要成分是甲烷，俗称“瓦斯”，是典型的自生自储的非常规天然气资源。在煤的演化过程中，各种有机显微组分随着地层温度、压力的增加发生生物、化学作用，产生甲烷和少量重烃等。,(一)煤层气概念,1.煤层气的生成,煤层气储集状态,煤层气赋存状态有三种：吸附在煤孔隙表面上的吸附气、分布在煤孔隙及裂隙内的游离气、溶解在煤层水中的水溶气，以吸附气方式为主。当煤层生烃量增大或外界温度、压力条件改变时，煤层气三种赋存形式可以相互转化。,2.煤层气的储存,3.煤层气与常规天然气区别,美国主要煤层气开发盆地,美国历
6、年煤层气井数量及气产量,世界煤层气的资源量253万亿立方米，主要分布在前苏联、中国和北美地区。在煤层分布范围较广背景下，美国和澳大利亚的煤层气开发成熟活跃。2010年美国地面年产气560亿方，井下抽采30亿方；加拿大地面年产气60亿方，下抽采2亿方；澳大利亚地面年产气30亿方，井下抽采6亿方。,(二)世界煤层气开发现状,BP、菲利普斯、远东公司，澳大利亚BHBP等国际公司积极发展煤层气业务，把煤层气业务作为公司重要发展战略;BP公司计划未来10年在美国圣胡安盆地投资24亿美元，以提高其产量；除在本国开发煤层气外，众多国际公司积极扩展在华业务。,常规天然气 56万亿方致密气 12万亿方煤层气 3
7、6.8万亿方煤层气富集盆地 沁水盆地、鄂尔多斯盆地总资源量13.8万亿方，占全国总资源量的38%2011年煤层气产量115亿方，其中地面开采23亿方，井下抽采瓦斯92亿方。,(三)中国煤层气开发现状,中国煤层气矿权企业及资源量表,全国煤层气矿业权100多个，对外合作探矿权20多个，面积21万平方千米；采矿权14个，面积700多平方千米，煤层气企业30余家。截至2011年底，全国探明煤层气地质储量近5000亿立方米，主要集中在山西、陕西、辽宁省境内，全国共钻各类煤层气井6000多口，多分支水平井100多口，开发井5000多口，生产井3500口，2011年采气23亿立方米。中国石油、中联煤是国内企
8、业中煤层气业务发展最快、规模最大的两家企业，其中，中国石油累计探明煤层气地质储量占国内已探明总储量的70%，产能规模占国内已建总产能的60%。,中石油煤层气开发主要区块情况表,华北地区煤层气重点目标分布图,中国石油初步形成两大盆地四个地区的发展格局,初步形成围绕沁水、鄂尔多斯两大盆地，沁南、韩城、大宁-吉县与三交四个地区的发展格局华北油田和中石油煤层气公司是中国石油下属单位中业务开展较早、成效显著的两家单位。华北油田主战场在沁水盆地南部，中石油煤层气公司主战场在鄂尔多斯盆地东部。,中石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地东缘探明储量1400亿方，完成9亿方产能建设，配套建成中央处理厂、集气站，建成渭-西
9、外输管道。,华北油田在沁水盆地南部探明煤层气地质储量累计超2000亿方，建成国内第一个数字化煤层气田，产能14亿方，外输商品气量10亿立方米。,沁南煤层属于高煤阶中的III号无烟煤，煤层气藏的优点是生气量大，含气量高，吸附能力强，割理较发育，资源丰富；缺点是煤变质程度高，渗透性降低，解吸压力低、开采难度大。截至2011年合计建产能超过30亿方，日产气超过400万方，已建连接西气东输支线（中石油）、潘庄-晋城市输气管线（晋煤集团)和端氏-博爱输气管线三条煤层气输送管线，年输气能力达到45亿立方米。,沁水盆地目前已经成为我国煤层气开发热点地区,(四)华北油田公司煤层气业务进展,中国石油早在1987
10、年在山西沁水盆地开展煤层气勘探开发，坚持不懈，历经前期研究、勘探选区、开发试验、规模性开发，取得显著成效。,积极贯彻中国石油天然气集团公司建设综合性国际能源公司的发展战略，把加快沁水盆地南部煤层气开发列入油田持续稳健发展的主要措施之一，2006年在晋城市成立了沁南煤层气勘探开发指挥部，并注册成立了煤层气勘探开发分公司，以华北油田勘探开发研究院、物探研究院、采油工艺研究院为技术支撑，集中了400余各专业员工在晋东南沁水河畔展开了大规模煤层气商业开发，迄今初步形成了煤层气勘探、开发、生产和运销梯次发展，上下游一体化的产业化格局。,六年来，在中国石油天然气集团公司的正确领导下，在山西省各级政府和社会
11、各界的大力支持下，华北油田煤层气战线的干部员工付出了艰苦努力，率先在国内建成了数字化规模化煤层气田示范工程，在煤层气勘探开发技术进步、地面工程低成本优化设计等方面积累了丰富的经验，在践行采煤采气一体化、解决矿权重叠问题等方面创造了多种有效模式，业务规模和经济总量位居国内同行前列。,华北油田在山西沁水盆地拥有郑村、郑庄、马必、沁南、夏店等5个煤层气勘查矿权区，以及樊庄、郑庄等2个采矿权区，矿权面积5169km2，资源量1.08万亿方。马必区块为产品分成合作区块，外方为亚美大陆煤层气有限公司。,跨晋城、长治、临汾三市八县,“十一五”郑庄、樊庄区块探明地质储量1152.5亿方，2011年郑庄和马必区
12、块探明地质储量611亿方。目前累计探明地质储量1763.5亿方。储量占全国的35%，产能占全国的30%。,（1）储量、产能、商品量规模快速扩张,2.华北油田煤层气业务进展顺利，取得可喜成果,沁水盆地煤层气产能建设情况表,累计建产能14亿方。,5年来完钻各类井1668口，投产直井1077口、水平井64口，累计外输煤层气10亿立方米。2011年自营商品量4亿立方米，同比增长54%，实现内部利润27214万元，经济效益稳步增长，投资信心不断增强。,华北油田沁水盆地煤层气生产情况,通过沁南煤层气大规模建设，建成一个煤层气创新性试验（实验）基地，包括4个平台，形成了以“煤层气水平井欠平衡钻井综合配套技术
13、”为标志的5项重大成果、9项专项技术、6套具有知识产权的软件系统和3套配套装备系统，推进了华北油田煤层气业务的发展。,（2）建成创新性试验（实验）基地,六年来，培育出集团公司级煤层气技术专家1人、油田公司级技术专家12人。承担了国家和中石油集团公司煤层气科技重大专项3个，承担国家煤层气973科技重大专项子课题1个。取得了6项理论方法、形成了9项专项技术，获得各类成果奖励20项，其中省部级奖励4项（一等奖1项，二等奖2项，3等奖1项）出版专著1部，论文集1部，发表论文30篇。相关成果及技术已经形成产业化应用。,（3）人才和技术支撑能力显著增强,通过活性水和清洁压裂液两种液体的实施效果分析，活性水
14、压裂要好于清洁压裂，活性水成本低、对煤层伤害小，目前适合本区煤层压裂压裂液量逐渐增加、砂比逐渐降低，采用中砂+粗砂支撑剂，大液量和高排量易于造长缝，低砂比可提高裂缝支撑长度,活性水大规模加砂压裂方式,（4）形成了适应沁水煤层气开发的系列工程技术支撑,多分支水平井钻井技术,多分支水平井的主要优点提高了导流能力 单井产量高，采出程度高,多分支水平井的增产机理 增大解吸波及面积沟通更多割理和裂隙降低区域内流体的流动阻力 扩展了原始微裂纹沟通,华北油田实践钻水平井61口 施工能力大幅提高,排水降压的核心是井底流压、解析压力、地层压力的合理匹配：单井生产历史划分为五阶段：排水段、憋压段、控压段、高产稳产
15、段和衰竭段。核心是三个压力的合理匹配：井底流压、解吸压力、地层压力。重点在憋压段和控压段：实现定量控制、强度控制和连续排采。,特色排采管理技术基本成熟,枝上枝串接工艺越站集输工艺非金属管材应用三甘醇脱水技术过滤分离一体技术,经济合理的低压集输技术,简单、实用的低压集气工艺,实现了低成本建设的目的,自动化控制技术,采用SCADA系统对全区生产运行进行集中监控和运营管理，集气站以计算机控制技术为核心的站控系统（SCS），完成站场内工艺过程的数据采集和监控任务，采气井场设置SCADA系统远程终端装置（RTU），将井口数据通过无线宽带光缆传输的方式传至数据中心。,2009年12月12日，山西省委政策研
16、究室关于发展我省煤层气产业的调研报告指出“中石油建设的我国第一个整装规模煤层气田建设核心工程年设计能力30亿立方米的华北油田山西煤层气中央处理厂，一期工程（年处理10亿立方米)试运成功，尤其是西气东输工程的实施，打通了制约山西省煤层气大规模发展的主要瓶颈，标志着山西省大规模、产业化发展煤层气的新时代已经到来”。,（5）打通了煤层气产业链，产业布局初步形成,在上游勘探开发环节，组建了煤层气分公司（晋城）和长治项目部两个单位，接收了马必区块对外合作项目。在下游加工利用环节，与晋城市政府签订了战略合作协议，成立了华港燃气集团山西分公司。煤层气业务具备了产业化大发展的基础。,2010年10月9日，国务
17、院副总理张德江同志批示：“加强煤层气开采意义重大，第一可以获取宝贵的清洁能源，第二可以避免瓦斯造成的煤矿安全生产事故。中石油在煤层气开发利用方面作了大量工作，取得了显著成绩，应该认真总结，再接再厉”。,（6）在社会上的影响力不断增强,华北油田公司与山西潞安矿业集团瓦斯抽采合作模式成为煤层气企业与煤炭企业和谐共赢的典范。人民网、新华网、新浪网、凤凰网、搜狐网、中国能源网、中新网、和讯网等网站以及中国石油报、经济参考报、中国能源报等报纸进行报道。,国家能源局发布了煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划，要求到2015年全国煤层气(煤矿瓦斯)产量达到300亿立方米。中国石油天然气集团公司计划“十二
18、五”末产量达到100亿立方米。华北油田公司将煤层气作为三大油气主营业务之一，坚持勘探开发一体化和上下游一体化，以技术求突破、以速度求规模、以上游带下游、以下游促上游、掌控更多资源，提高整体效益；树立华北品牌，融入地方经济，形成大协调机制、促进产业化发展。,3.华北油田煤层气产业化大发展前景,产业化大发展的有利条件,天时：国家鼓励政策逐步加强，社会认知度提高，与山西省各级政府联系不断增强，对外合作持续拓展，发展环境不断改善,地利：地质认识逐步深入，资源基础日益雄厚，勘探开发战线不断延伸，生产规模快速扩张,人和：华北油田制定了新能源发展战略，管控机制不断完善，人才队伍不断壮大，上下同心戮力，信心增
19、强,1、上游业务：探明3500亿方（含2011年），累计4500亿方，投资20.67亿元；部署直井4166口，多分支水平井220口，U型井89口，新建产能40.65亿方，累计48.65亿方，投资166.81亿元；“十二五”末形成年40亿方商品量。华北油田要按照建产50-60亿的目标努力，届时按油气当量计算将占华北油田的半壁江山。,“十二五”规划工作目标,临汾项目部矿权面积1678km2，资源量3506亿方，“十二五”建产能6.01亿方,马必合作区矿权面积899km2，资源量1878亿方，“十二五”建产能10.08亿方,长治项目部矿权面积1614km2，资源量3372亿方，“十二五”建产能7.0
20、5亿方,煤层气分公司矿权面积978km2，资源量2043亿方，“十二五”建产能11.5亿方,2、下游业务：投资10亿元建设一座LNG厂，日处理200万方，年销售约7亿方（50万吨），收入22亿元；投资6亿元建设50座LNG加气站（一级站10座、二级站15座，三级站25座），年销售约80万吨（自产50万吨，外购30万吨）；投资1亿元建设3座CNG母站（日加气30万方），年销售3亿方，共计实现收入60亿元。3、科技攻关：确定煤层气开发水平井主力井型、突破关键技术瓶颈；突破中低煤阶增产压裂技术；突破丛式井钻采工艺技术；突破3#、15#煤分压合采技术、突破1000米以深勘探开发技术。4、办公基地建设：
21、2012年启动选址规划和初步设计，2014年完成办公基地建设。,一、蓬勃发展的煤层气二、前景广阔的地热利用,目 录,第一部分 新能源开发情况,地热是由于地球物质中所含的放射性元素衰变产生的热量。地热资源按照其储存形式可分为蒸汽型、热水型、地压型、干热岩型和熔岩型5大类，按温度高低可分为高中低三种类型。一般把高于150的称为高温地热，主要用于发电。低于此温度的叫中低温地热，通常直接用于采暖、工农业加温、水产养殖及医疗和洗浴等。,（一）地热的基本概念,目前，有21个国家在利用地热能发电，其中装机容量在 500mw以上的国家有美国、菲律宾、匈牙利、冰岛。除外，许多发展中国家也在积极利用地热发电以补能
22、源的不足。如萨尔瓦多、肯尼亚、尼加拉瓜等国的国家电网有10%的电力是来自地热发电。,（二）国内外地热的利用现状,1.国外地热利用现状,我国地热资源潜力占全球的7.9%，主要分布在青藏高原、东南沿海和内陆盆地，以中低温为主，除上海、宁夏两市（区）外，遍布各省市自治区。估算主要沉积盆地小于2000m 的深度中储存的地热资源总量相当于1.4万亿吨标准煤的发热量，以其1作为可开采量计算，可开采地热资源总量约相当于140亿吨标准煤的发热量。我国目前738处地热勘查资料统计表明，高于150的高温地热田仅有西藏羊八井和羊易地热田两处，其余均为中低温地热田，其中90以下的低温地热田（点）708处，占地热田勘查
23、总数的96。,2.中国地热现状,华北油田区内地热属中低温传导型地热资源,地温场呈现出高低相间的带状分布，延伸的方向以北北东北东向为主。并与构造上的凸起、凹陷相对应。,1、华北地区属中低温地热热源,京津冀地区新生界地温梯度等值线图,（三）华北油田地热利用业务的进展,发育四套热储层，上第三系和古潜山为重点对象,上第三系明化镇-馆陶组和下第三系东营-沙河街组两套高中孔隙型砂岩热储层，以及下古生界的奥陶系和寒武系府君山组和中、上元古界的蓟县系雾迷山组和长城系高于庄组两套裂缝型石灰岩、白云岩热储层。上第三系热田在油气区内为一个统一的大热储，总面积18614km2，有着丰富的优质地下水，埋藏浅（500-2
24、500m），易开发，一般2000m可达到50-60，每天产水1000m3以上,矿化度1-2g/l，热水资源为15699.5108m3，可用来养殖和供暖。古潜山热田总面积7291.5km2，热水资源1994.83108m3。储层厚度达数千米，温度高（100左右），单井产水一般1200-3000m3/d，是华北地区好的地热开发层，可用来发电、维温伴热等。,20个基岩热田中，面积大于1000Km2的特大型地热田有大城、献县2个,另有13个基岩热田的面积大于100 Km2，其余5个面积大于10 Km2，均属于大、中型地热田。,有20个基岩地热田。总面积7291平方公里，地热总资源10341018J,相
25、当于446亿吨标准煤。,利用地热具有独特优势：一是地热资源十分丰富，早在油田会战初期，就频繁在第三系地层打出90至130摄氏度的高温高产油井和高产热水井；二是在长期的石油勘探中，积累了大量丰富的地热信息，有着研究认识地热资源的基础；三是拥有钻探和开发这一能源的工艺技术优势。近年来冀中古潜山油气田大多进入高含水期，原油可采储量采出程度达到90%，综合含水率达到95%。利用这些老井开发地热资源，既能实现能源消费的合理接替，又能成为老油田可持续发展的现实选择。,华北油田地热利用较早，积累了一定的经验，1998年，华北油田在采油二厂利用霸九井的地热进行供暖和花卉种植。2001年，采油五厂利用晋古24和
26、27两口井的地热水进行伴热，在节约能源方面取得了较好的经济效益，也在地热利用方面积累了一定的经验。2009年6月，华北油田地热资源开发与利用示范工程正式启动。首先在三个方面开展地热开发与利用。一是发电，将热能转化成电能，并进入华北电网。二是在油区范围内，为油田集输伴热，节约燃油。三是为城镇、社区居民供暖。目前工作进展顺利。,第一步:筛选15个潜山油藏，温度80-120度，大排量提液，提高油藏采收率,第二步:开展留北潜山地热水发电先导性实验，为地热发电推广积累经验，目前地热水发电先导性实验已投产,第三步:待留北潜山地热发电先导性实验成功后，筛选华北油区部分潜山进行地热发电推广工作。到“十二五”末
27、，计划在华北油田建成15MW装机容量的潜山油藏地热发电站，年发电量1.275亿千瓦时，实现经济总量8288万元,3.华北油田地热利用规划,目前地热利用工作在留北潜山和雁翎潜山展开：（1）2010年底在留一联已经建成留北潜山电站并投产试运行，完成伴热维温系统建设。（2）留北潜山完成7口提液井管线铺设，投产6口。完成4口回注井大修，投产3口。（3）雁翎潜山完成2口提液井和1口注水井的设施检修和更换。,留北潜山,雁翎潜山,4.目前工作的进展状况,（1）提液增油 留北潜山实施6口井提液增油，日总提液量3177方，日增油526吨；雁翎潜山实施2口井提液增油，日总提液量1100方，日增油8吨。留北潜山三口
28、回灌井注水稳定，日注水量合计8000方，油藏的地层能量得到有效补充。,5.取得的主要成果,（2）维温伴热 利用留24和新留检1两口提液井替代留一联和路三站五台加热炉进行伴热，维温水出站温度80，回水72，2010年节约原油4100吨，2011年节约燃油1960t，节能效果良好。,(3)地热发电 留北潜山电站建成试运行，为双工质发电，主体设备包括6台大排量注水泵、4台换热器、2台热水泵、2台喂水泵、1具3000方容量的沉降罐，刚刚开始试运转。2011年发电30万千瓦时。,建成15MW地热发电站，年发电1.275108千瓦时，年替代燃油2104t，每年平均增产原油2104t。深化地温场变化规律研究
29、、提高中低温地热发电效率，攻克地热能连续高效利用等关键技术难题。探索开发地热水矿物质提取、尾水净化等方式，形成资源梯级开发综合利用的产业特模式，实现地热开发的规模化和工业化。,6.华北油田地热利用“十二五”发展目标,第一部分 新能源开发情况第二部分 储气库开展情况,一、储气库基本概念二、国外储气库发展形势三、国内储气库发展形势四、华北油田储气库建设,第二部分 储气库开展情况,目 录,上限压力：气库运行能够达到的最大原始地层压力下限压力:气库运行能够达到的最低地层压力库 容：存储标准状态下最大天然气体积。工 作 气：正常运行期间周期性的注采投入使用的天然气。一般占库容 的30-85%。垫 气：维
30、持下限压力所需天然气量，一般占总库容15-70%。库 存 量：某一时间点或压力下，气库内储存气体在标准状态下的体积建库周期：达到最大工作气所需的周期。,（一）基本概念及含意,地下储气库是将从异地气田采出的天然气重新注入地下而形成的一种人工气田或气藏。,油气藏建库,水层建库,盐穴建库,矿坑建库,储气库的类型,（二）储气库的重要作用,是城市用气季节调峰的重要保障是国家能源安全和战略储备的保障是保持生产气田平稳生产，提高管网运行效率的保障是保持气价平稳，抵御价格风险的保障是盘活枯竭油气藏、提高剩余油采收率有效措施是实现压气蓄能，氢气、天然气水和物、CO2 地下储存、节能减排等新功能的有效手段。,（三
31、）储气库建设程序,共分8个程序,建库方案设计关键点,地质方案：库址筛选、库容参数设计、注采方式设计,钻采方案：井身结构、储层保护、固井质量、完井管柱、老井修复,地面方案：安全控制、应急系统设计、防腐设计,一、储气库基本概念二、国外储气库发展形势三、国内储气库发展形势四、华北油田储气库建设,第二部分 储气库开展情况,目 录,1915：加拿大世界首座气田实验气库1916：美国建成枯竭气田气库1954：美国世界首座油田气库1958：美国世界首座含水层气库1959：前苏联世界首座盐穴气库1961：美国首次利用盐穴气库1963：美国世界首座废矿气库,世界各地区地下储气库工作气量与天然气产量增长情况,（一
32、）发展历史,到目前世界上有634座储气库 总的工作气量3530亿方 全球消费天然气31000亿方 储气库消费占11.7%每座气库约有5.1亿方工作气 现全球有90座气库纳入新建计划，并有45座气库将扩容，预计总的工作气量达到4460亿方。,世界各地区储气库工作气量分布情况,（二）建设现状,美国、俄罗斯、乌克兰、德国、意大利、加拿大、法国是传统的储气库大国.,世界储气库工作气量排前十位的国家,（三）储气库分布状况,世界储气库主要分区域,储气库技术经过近百年的发展，形成了较完善的技术体系：地震、测井等多种勘探评价技术地质建模等精细地质描述技术实验分析与数值模拟等油藏工程技术水平井、分枝井等钻完井工
33、程技术盐穴溶腔形成预测与声纳监测等技术,（四）技术现状,一、储气库基本概念二、国外储气库发展形势三、国内储气库发展形势四、华北油田储气库建设,第二部分 储气库开展情况,目 录,我国的储气库建设处于起步阶段：1975：大庆伴生气存储实验（与国外相比晚了60年）1992：陕甘宁开始组织地下储气库的初步研究1996-1998：重点开展了陕京线,包括京58在内华北地下储气库的选址研究 1999：开展西气东输在华北地下储气库的可行性研究2000：第一座商业储气库（大张坨）投入建设（与国外相比晚了80年）2005：第一座盐穴地下储气库（金坛）投入建设 重启京58、任11、文23储气库可行性研究2010：在
34、华北、辽宁、新疆、四川、陕西、大港广泛开展储气库可行性研究,（一）发展历程,到2011年，中石油投产储气库11座，建成工作气量19.0亿方，占天然气年销售量的2.8%。,中石油投产储气库情况一览表,地下储气库调峰规划工作气量目标汇总,中国幅员辽阔、气候变化差异较大、天然气资源分布不均，因此我国储气库建设需求必然维持在一个较高的水平上。从地域、气候、资源等各种因素来看，中国与美国有一定的相似性。借鉴美国的经验，确定我国地下储气库调峰工作气量与天然气消费量比例应为10-15%左右，2015年调峰需求应为200亿方。其中，环渤海地区调峰需求将达到75亿方。,调峰需求,（三）地下储气库需求趋势,战略储
35、备需求,随着我国天然气进口依存度的不断提高，供气中断的风险越来越大，因此应适当考虑战略储备需求。根据我国建库地质资源的分布情况，在三大进口通道应部署一定规模的战略储备。2015年战略储备按30天进口量计算，战略储备量需达到40亿方。,三种情景下进口中断保供需求,布局原则,根据天然气资源与市场配置关系，将全国划分为进口通道复合区、东部消费市场区和中部应急枢纽区。不同区域储备功能各有侧重，统筹满足季节调峰、应急和战略储备需求,经过多次筛选，初步确定新建地下储气库目标36个，其中已落实的11个，落实待评价的16个，待落实9个。唐家河和陕45井区研究认为基本不具备建库条件。,地下储气库初步筛选,一、储
36、气库基本概念二、国外储气库发展形势三、国内储气库发展形势四、华北油田储气库建设,第二部分 储气库开展情况,目 录,华北油田油气藏改建地下储气库研究工作开始自上世纪90年代初，筛选和研究工作涉及了龙虎庄、留北、任11、雁翎等94个油气藏。1998年-2000年，开展了京58油藏建库研究工作。2005年开展了任11、京58油藏和文23气藏建库可行性研究。2010年股份公司同时安排6个地区公司开展储气库建设，其中我公司将建成苏桥储气库群和文23储气库。我公司紧抓机遇全面部署，目前已完成苏桥库群可行性研究、初步设计、初设优化，并均获批复。工程施工全面开展，将实现工作气量23.32亿方。文23储气库可行
37、性研究已经通过专家评审。兴9气藏、苏16、苏60潜山、中岔口油田等储气库目标正在评价研究中。,（一）储气库建设的开展情况,外部依托特点,1、气源的优势：陕京二、三线在库区通过，注气气源充足,（二）华北油田建设储气库的优势,2、地缘的优势：库区位于京、津、冀中心区，季节调峰和应急供气优势明显。,外部依托特点,3、气藏的优势：枯竭、近枯竭气藏较多。盘活后能够提高凝析油采收率，减少气藏二次开发的成本。,内部依托特点,苏4气藏构造图,苏1气藏构造图,4、人才的优势：一是通过多年研究、实践，已掌握各种油气藏建库的相关技术。二是培养一批地质、钻井、注采、地面工艺研究设计专业人才，形成独特的研究思路和方法，
38、具备较强的竞争能力。,内部依托特点,苏桥库群于2010年2月开展可行性研究，2010年10月26日获得股份公司批复。初步设计于 2011年5月30日获得批复。初设优化于2011年12月21日获得批复。,苏桥储气库群建设情况,1、基本概况,苏桥储气库群基本参数一览表,注气期：200天；采气期：120天；平衡期：45天,项目核准及各专项评价均已完成,专项评价,项目核准,2、现场施工有序进行,（1）钻井按计划正在实施。已完井6口，正钻4口。其中：完井：苏4-9x、苏4-10 x、苏4k-6x、霸33平2、霸33平3、苏20k-p1正钻：苏4k-3，霸33平1，苏49k-4，苏49k-p5,（2）老井
39、检测、封堵工作有序开展,完成老井质量复查15口，正施工1口。测井资料已处理13口。100井次测井工作已完成75井次。封堵井已完成1口，正施工2口。,俄罗斯专家现场指导,封堵井施工现场,苏49-2井质量复查曲线,电磁探伤,40臂井径,集注站内工程全面展开,站内建筑单体全面开工 完成110KV变电站厂房的主体框架施工，开始砌墙。完成了注水泵房、消防泵房、采暖间的主体砌墙，墙面抹灰。完成了辅助用房的框架、浇筑以及综合用房的基础施工。,压缩机基础浇注完毕，准备安装压缩机12台压缩机基础均浇筑完毕，即将进行安装。,储罐基础浇注完毕，罐体正在安装完成了两具2000立方米消防罐、四具2500立方米凝析油储罐
40、、2具1000立方米混合轻烃储罐（球罐）的基础浇注施工；完成了站内35KV和6KV供电线路改造，110KV变电站线路开始施工。消防水罐罐体安装80%。,（3）地面工程逐步推进,站外系统进展：1、完成了井场设施拆除。2、双向输送管线、集输管线等累计焊接20.7公里。,3、取得的成果认识,（1）按照地质特点设计不同的井身结构根据股份公司油气藏型储气库钻完井技术要求（试行）的要求，针对苏桥库群的地质特点，从完井、管柱、固井、储层保护等方面，按照储层特点分别设计了三种井身结构及固井设计方案，基本达到了储气库井安全生产的要求。,一开：封平原组,二开：封隔上部疏松地层，防止钻下部地层提钻密度造成井漏；防止
41、地层浸泡时间过长而坍塌；采用分级固井。,三开：座进潜山23m，分级固井。,四开：完钻后下入套管+高强度筛管，保证套管的密封性、完整性。,苏桥储气库设计水平井和定向井两种井型。水平井各开次井眼尺寸相同，只是技术套管下深不同。,二开：,三开：,气密封套管固井前承压堵漏双密双凝弹性增韧防漏水泥浆(加入纤维和弹性材料增加水泥石韧性),四开：,先悬挂后回接零析水封隔器、分级箍气密封套管逐根气密检测试压至运行压力,分级固井,三种井身结构及固井设计-潜山水平井,苏1K、苏4K、苏49、顾辛庄水平井,四开：完钻后下入套管+高强度套管，目的层压力系数较低仅为0.18，四开钻进后，套管完井后可以消除污染带,苏20
42、K-P1水平井,一开：封平原组,二开：封明化镇,三开：座进储层23m，分级固井。,二开：,三开：,固井前承压堵漏双密双凝弹性增韧防漏水泥浆(加入纤维和弹性材料增加水泥石韧性),四开：,先悬挂后回接零析水封隔器、分级箍气密封套管逐根气密检测试压至运行压力,分级固井,三种井身结构及固井设计-砂岩水平井,苏4、苏49定向井井眼尺寸及套管尺寸相对水平井缩小一个级别，四开D149.2mm钻头完钻，D114.3mm尾管+高强度筛管完井，D177.8mm套管回接至井口。,定向井,二开：,三开：,四开：,悬挂密封一体尾管悬挂器高强度筛管,气密封套管先悬挂后回接固井前承压堵漏双密双凝弹性增韧防漏水泥浆逐根气密检
43、测试压至运行压力,分级固井 气密封套管,三种井身结构及固井设计-潜山定向井,一开：膨润土二开：聚合物三开：聚磺,四开：,苏20：聚铵强抑制钻井液苏1：气体欠平衡（3口井）苏4：6口井充氮气体欠平衡苏49：充氮气体欠平衡（2口井）顾辛庄：水包油钻井液,钻井液体系设计,定向井,一开：膨润土二开：聚合物三开：聚磺,四开：无固相钻井液,潜山钻进的技术方案：由于潜山地层压力系数低，在潜山钻进过程中采用低密度无固相钻井液，达到保护储层的目的。,水平井,苏4、苏49使用抗硫套管头采气树与套管头一体化设计，采用金属密封,完井井口设计,优化完井管柱设计,水平井原完井管串设计中盲板紧邻分级箍，由于分级箍与盲板间死
44、腔太小，分级箍关闭困难，致使管串失去完整性。通过优化管串设计，在盲板和分级箍之间增加20-30米套管，加大死腔距离，分级箍关闭牢靠，保持管串完整性好。霸33平2、平3两口井均很成功。,（2）优化设计方案，实现井筒管柱的完整性,原设计管柱是一个封隔器，通过调研其它气库，因管外封隔器不严，造成水泥浆下漏污染筛管，进而影响注采气效果。为解决该问题，采用双封隔器技术，效果非常好。霸33平2井完井管柱采用双封隔器技术。经测井检测，封隔器下面筛管周围未发生水泥沉积。,采用双封隔器技术,霸33平3井挤水泥段双层套管,膨胀式封隔器,压缩式封隔器,遇油水封隔器,（3）老井利用及评价体系已经完成,在股份公司油气藏
45、型储气库钻完井技术要求指导意见第四章、第五章框架下，对老井处理重点开展以下工作：取全取准各项基础资料数据；根据各项数据资料判别评价老井能否利用；根据判别情况制定老井处置原则；根据处置原则，制定科学施工方案。,针对苏桥储气库20口拟利用老井，与俄罗斯专家进行技术交流，制定了9项检测标准，解决基值测量、气窜、固井质量、套损四个方面问题。,苏桥集注站效果图,（4）地面布局科学合理,一是合理确定建设规模，集群化建库，优化资源配置。二是引用HAZOP工程风险因素识别及定性、定量评估技术，有效控制安全风险。三是站场总体布局合理紧凑，高效机电设备的采用，达到节能减排目的。,（四）储气库运行效益及评估,根据天
46、然气年均储转量和预测单位成本计算，正常运行期，主营利润年均达73336万元以上。,储气库附加效益,根据苏4气藏的数值模拟分析，气库最终可采出凝析油量81.559万吨，采收率达到68.31%，较标定采收率的42.4%提高了25.9个百分点。参照苏4提高采收率比例，5个气库凝析油可采储量可增加 72.7 万吨。,除自身运行收益外：苏桥储气库群凝析油采收率提高,按照10年运行期测算，最高年收益为10.69亿元，10年收益55.71亿元。,低压气收益储气库建设低压气来自凝析油闪蒸气。10年收益1.52亿元。,气藏建库基本参数统计表,（1）气藏目标 共筛选出气藏目标6个，包括柳泉油气田的兴9、泉241、
47、泉36气藏，苏桥油气田的苏6、苏16、苏60气藏，天然气地质储量82.51108m3。,1、建库目标初步筛选结果,（五）华北油田储气库“十二五”及远景规划,（2）油藏目标 共筛选出油藏目标16个，包括中岔口、京9、京30断块，八里庄油田的八里庄潜山、里107断块，八里庄西潜山，薛庄潜山，河间潜山，高阳油田的高29、高30断块，留北油田的路3、路6、路27断块，留西油田的路10、路36、路73断块，地质储量4857104t。,油藏建库基本参数统计表,饶阳凹陷油气勘探形势图,（3）水层目标 共筛选出水层目标2个，河西务下降盘务43断块、武清凹陷武深1井区。,水层建库区块基本参数统计表,建库目标区块
48、库容及工作气量估算表,上述22个初步目标区块，初步估算储气库库容146108m3、工作气量47108m3。,依据储气库的筛选思路、原则及各目标区块的落实程度，计划下一步向股份公司上报柳泉油气田的兴9、泉241、泉36气藏，京58储气库群周边的中岔口、京30、京9断块，共计6个区块，初步估算储气库库容38.1108m3、工作气量13.5108m3。,“十二五”末在华北油区范围内，自北向南有望形成4个规模较大的气库群：京58大兴储气库群；苏桥储气库群；武清储气库群；（水藏建库，准备研究）河间储气库群。（准备研究）,水层建库是继油气藏建库后主要建库研究目标，因此，在“十二五”末到十三五初华北气库总库
49、容将达到249亿方以上，工作气要大于70亿方。,（六）储气库建设面临的技术难点,一是华北气库埋藏深度大，地层压力系数低，易垮易漏，储层保护要求高，使钻井、固井面临技术挑战。二是储层非均质强,单井高产与保持底水稳定的矛盾，使有效采出工作气量存在风险。三是华北气库是世界上运行压力最高，地处人口稠密区，地面工艺技术要求高，安全控制应达到万无一失的程度，所以工程施工难度较大。,结束语,近几年来，经过技术研究、引进并攻关，煤层气开发取得了显著的成效；储气库建设具备了高质量建成的技术基础；地热开发不断深入。新能源、新领域业务领域，向建设具有华北油田特色的地区能源公司的目标不断迈进。我们坚信有油田公司党委、油田公司的正确领导，有各单位的支持和帮助，有技术人员的辛勤研究和实验，有你的热情关注，华北油田数字化、规模化和效益可观的煤层气田一定会引领中国煤层气开发的主流；世界上难度最大的储气库群一定会平稳安全的保障环渤海天然气的调峰；区域地热资源的开发一定会降本增效、实现油区低碳和谐发展。到十三五期间年60亿方的煤层气产量、70亿方的储气库工作气调峰、1.275亿度的地热发电量将助力油田公司的健康发展，夯实公司发展的半壁江山，全面建成具有华北油田特色的地区能源公司。,谢谢！,
