長慶地下儲氣庫老井封堵工藝探討

李治，于曉明，汪熊熊，牛智民，李建剛，薛偉，吳學虎

（1.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，寧夏銀川750006；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018）

長慶地下儲氣庫老井封堵工藝探討

李治1，于曉明1，汪熊熊2，牛智民1，李建剛1，薛偉1，吳學虎1

（1.中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，寧夏銀川750006；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018）

利用油氣藏改建地下儲氣庫是全球已建成儲氣庫中最常用、最簡單的形式，該類儲氣庫建設前需要解決的首要工程問題就是老井處理，國外儲氣庫建設經驗表明：一口老井不能妥善處理，就可能使得儲氣庫完整性破壞，導致庫址報廢。長慶地下儲氣庫屬于半枯竭氣藏改建地下儲氣庫，針對地下儲氣庫建設區老井數量多、服役時間長、井況復雜等基本現狀，通過對庫區老井鉆完井基礎資料和部分井檢測評價資料總結分析，按照在儲氣層、蓋層段、套管外水泥環和井筒內建立多道密封屏障的思路，提出了“底板-儲層-蓋層”多級封堵的老井處理工藝，并選取了榆林南儲氣庫區典型老井開展現場封堵試驗。施工過程采用逐級封堵、逐級試壓的過程控制措施確保了各級屏障的有效性，現場分級試壓和整體試壓全部滿足要求。實踐證明該工藝能夠滿足長慶儲氣庫老井處理的要求。

儲氣庫；老井；固井質量；蓋層；封堵工藝；儲層擠封；套管鍛銑；逐級試壓

地下儲氣庫是用來解決天然氣工業季節性供需矛盾、應急調峰和戰略儲備的主要手段，對于保障國家能源安全具有重要的意義。地下儲氣庫因地下構造的不同，分為油氣藏型，含水層型、鹽穴型和礦坑型等。根據國際天然氣聯盟（IGU）統計，目前全球有36個國家和地區建設有630座地下儲氣庫，總的工作氣量為3 530×108m3/a，其中油氣藏型儲氣庫工作氣量占總工作氣量的83%。利用半枯竭油氣藏改建地下儲氣庫是最常用的方式［1］。

半枯竭油氣藏建庫需要解決的首要問題就是老井處理，庫區內已存在的各類井（開發井、監測井、注水井、廢棄井等）經過多年服役，套管發生內、外腐蝕，管壁變薄，管柱強度會不同程度降低；另外，由于原始固井質量差或生產和措施作業破壞生產套管外水泥環，可能導致套管外竄層問題。老井在儲氣庫運行期間的交變壓力作用下，可能會溝通這部分潛在的泄露通道，對儲氣庫的長期密封性構成嚴峻挑戰。所以，建庫時必須對影響儲氣庫安全的老井實施可靠的封堵。

1　老井對儲氣庫安全影響分析

1.1儲氣庫運行特點

儲氣庫與氣田開發存在很大差異，氣田開發以穩產和提高采收率為目標，開采周期長達10年或更長，而儲氣庫的運行特點是短期內強注強采，周期性運行，一般以一年為一個注采周期。注采周期包括采氣期和注氣期，采氣周期（3～4個月）內把氣庫中的有效工作氣全部采出，注氣周期（6～7個月）內將儲氣庫注到滿庫容。儲氣庫短期強注強采，周期運行的工況，對老井固井質量及儲氣庫密封性構成嚴峻挑戰。

1.2老井對儲氣庫的影響

國外建設經驗表明：一口井處理不好，就可以報廢一座儲氣庫。老井封堵是保證油氣藏型儲氣庫密封完整性的關鍵，必須妥善處置所有老井后才能正式建庫。據2009年英國地質勘察局統計全世界發生的儲氣庫安全事故有100多起，其中超過27起儲氣庫事故與蓋層的完整性相關，有超過60起的儲氣庫事故與井筒完整性相關。

圖1　儲氣庫與常規氣田開發氣藏壓力變化示意圖

2　儲氣庫老井與常規氣井封堵的差異

儲氣庫老井與常規氣井在封堵目的上存在差異，儲氣庫老井封堵的目的是確保儲氣庫密封完整性目的的差異，而常規氣田廢棄井一般是地層壓力衰竭或沒有工業產能的井，封堵的目的是保護淡水層污染。

表1　儲氣庫老井與常規氣田廢棄井封堵目的差異

善者封堵目的的差異使得其封堵方式和要求也存在差異。對于儲氣層段的處理，常規氣井通常在儲層段井筒填砂，然后在上部打水泥塞封堵［2-3］；儲氣庫老井采用特殊堵劑擠入儲氣層，從源頭上切斷儲氣庫流體進入井筒及上竄的通道，儲氣庫老井還非常重視對套管外及蓋層段的密封處理。對于井口的處理，常規氣井封堵后，一般在井筒靠近地面的位置打懸空水泥塞，然后將地表以下1 m～2 m的套管切除，地表恢復；儲氣庫老井封堵后，要安裝井口及壓力表，儲氣庫運行過程中要定期監測井口帶壓情況。

3　長慶儲氣庫老井特征及封堵工藝

3.1長慶儲氣庫老井特征

2010年以來，長慶油田先后針對靖邊氣田陜45區塊，榆林氣田南區、蘇203區塊，陜224井區等4個儲氣庫建設目標區開展了儲氣庫前期評價及試驗。通過對建庫目標區的260口老井資料普查分析，將老井分為五大類：

（1）鉆至目的層，未下生產套管的廢棄井；（2）生產套管固井后，未射孔的廢棄井；（3）射孔層位為“儲氣目的層”或“目的層+下部層位”的氣井；（4）射孔層位為“目的層+上部層位”或“目的層+上、下部層位”的氣井；（5）未射開“儲氣目的層”的氣井。

3.2老井封堵工藝

針對長慶地下儲氣庫建設區老井井況，提出了“儲層擠封，多級封堵、逐級試壓、帶壓候凝”的儲氣庫老井封堵工藝。

儲氣層底部滲透性地層及隔層封堵，采用井筒水泥塞或套管射孔管外擠水泥來確保該井段套管內外水泥填充質量及密封性。儲氣層采用超細水泥擠封井筒周圍儲層，確保儲層封堵半徑的有效密封性；儲氣層蓋層段封堵，采用套管水泥塞或套管鍛銑井筒水泥塞封堵，切斷流體上竄的通道［3-4］。

圖2　老井封堵工藝示意圖

3.3儲層擠注工藝

常見的儲層擠注工藝有兩種：循環擠注法和插管橋塞擠注法。對于上部無射孔段和套管完整的井，可以采用循環擠注法封堵儲層。對于儲氣層上部井段存在射孔層位、套漏以及儲氣層跨度較大的井，采用插管式橋塞擠注工藝［5］。

插管橋塞擠注：將插管式橋塞坐封在封堵層位的上部，將下端帶插管的油管插入橋塞，對下部的目的層進行擠注。該方法可實現帶壓侯凝，有效防止堵劑返吐，提高封堵質量。

循環擠注法：將油管下到封堵層位的底界，將堵劑循環到設計位置，然后上提管柱，洗井后，加壓使堵劑進入目的層的施工工藝。該工藝可實現帶壓侯凝，防止堵劑反吐，提高封堵質量，但對堵劑的安全性能要求高。

4　工程實例

本文以榆林南儲氣庫建設區榆x封堵試驗井為例。榆林南儲氣庫目的層為上古生界善疊系山西組山2層位。

4.1榆x井基本情況

該井采用Φ346 mm×Φ273 mm+Φ241 mm× Φ177.8 mm善開井身結構。Φ273.05 mm表層套管下至井深491.02 m，Φ177.80 mm生產套管下至井深3 121.89 m。該井生產套管從氣層段至井底（石盒子組2 812 m至井底3 090 m）固井質量為膠結不好或中等。

該井綜合解釋古生界含氣顯示共5層，總厚度14.2 m。其中，山西組微含氣1層；太原組含氣層2層；馬家溝組氣層1層，含氣層1層。射孔井段3 028 m～3 032 m（見表2和圖3）。

表2　榆x井縱向解釋含氣層系

圖3　榆x井縱向解釋含氣層系示意圖

4.2封堵工藝設計要點

針對榆x井套管固井質量和地層縱向含氣解釋情況，設計以下封堵處理方案：

（1）射孔層位采用超細水泥擠注封堵；（2）太原組儲層段射孔，擠注超細水泥封堵儲層；（3）山西組儲層段射孔，采用超細水泥擠注封堵儲層；（4）山西組蓋層處套管鍛銑30 m，采用普通G級純水泥封堵；（5）采用G級水泥在井筒內打連續水泥塞至儲氣層頂界以上300 m；（6）上部空套管內注入套管保護液；（7）安裝井口和壓力表完井。

4.3封堵水泥漿設計

榆x井儲氣層山2段孔隙度4.46%，滲透率0.16× 10-3μm2。依據區域地質與氣藏工程資料，山2儲層孔喉直徑分布0.89 μm～8.67 μm，平均4.38 μm。其中，分布在2 μm～5 μm的孔喉直徑占46%。為了確保儲氣層儲層擠封半徑，設計采用超細水泥漿體系［6］，要求：

（1）水泥超細水泥漿體系平均粒徑3.5 μm；（2）水泥石24 h～48 h抗壓強度≥14 MPa，7 d抗壓強度≥30 MPa；（3）水泥漿失水量≤50 mL（高壓濾紙）；（4）水泥漿的稠化時間滿足施工要求，原則要求大于施工時間2 h～3 h；（5）水泥石滲透率小于0.05×10-3μm2。

4.4封堵施工過程及質量分析

封堵前對射孔段以上套管試壓25 MPa合格，所以該井儲層擠注封堵采用循環法。封堵處理過程如下：

4.4.1封堵井底-馬五井段采用正循環注入密度1.70 g/cm3的超細水泥3.0 m3，循環至射孔段3 028 m～3 032 m，施工過程替出混漿150 L，反擠壓井液600 L，帶壓候凝。施工結束后探塞頂2 976.5 m，井筒試壓25 MPa，30 min壓降0.1 MPa，試壓合格。該級封堵水泥塞段2 976.5 m～3 102 m。

4.4.2擠封太原組對與山西組山2氣層下部相鄰的太原組含氣井段射孔10 m（2 935 m～2 965 m井段），采用正循環注入密度1.72 g/cm3的超細水泥2.8 m3，施工過程替出混漿300 L，反擠壓井液，泵壓達到20 MPa，反復多次擠壓井液0.96 m3，蹩壓停泵關井帶壓候凝。施工結束后探灰面深度2 887.1 m。井筒試壓25 MPa，無明顯壓降，試壓合格。

為了不影響山西組山2儲層封堵施工，對超出設計高度的水泥塞頂鉆塞，鉆塞井段2 887.1 m～2 912 m。該級封堵水泥塞段2 912 m～2 976.5 m。

4.4.3擠封儲氣庫目的層山2對與山西組山2井段射孔12 m（2 891 m～2 903 m井段），采用正循環注入密度1.72 g/cm3的超細水泥3.4 m3，施工過程中替出混漿1.5 m3，反擠壓井液500 L，泵壓20 MPa，蹩壓停泵關井帶壓候凝。施工結束后探灰面深度2 831.6 m。井筒試壓25 MPa，無明顯壓降，試壓合格。

為了不影響山西組蓋層段封堵施工，對超出設計高度的水泥塞頂鉆塞，鉆塞井段2 831.6 m～2 859.6 m。該級封堵水泥塞段2 859.6 m～2 912 m。

4.4.4封堵山西組蓋層段對山西組蓋層段（2 810 m～2 840 m）套管鍛銑30 m，并擴眼至原井眼。采用正循環注入密度1.85 g/cm3的常規水泥漿3.2 m3，替出混漿0.4 m3，反擠壓井液750 L，泵壓20 MPa，蹩壓停泵關井帶壓候凝。施工結束后探灰面深度2 751 m。井筒試壓25 MPa，無明顯壓降，試壓合格。該級封堵水泥塞段2 751 m～2 859.6 m。

4.4.5井筒打連續水泥塞采用正循環注入密度1.85 g/cm3的常規水泥漿14 m3，頂替液0.6 m3，上提管柱至2 082 m，反循環洗井，洗出混漿0.4 m3，繼續上提4根油管，關井候凝。探灰面深度2 082 m。井筒試壓25 MPa合格。該級封堵水泥塞段2 082 m～2 751 m，水泥塞高度超過蓋層以上300 m。

4.4.6完井上部空套管內注滿UGI-2保護液。安裝KQ65-70井口及10 MPa壓力表。

5　認識與結論

（1）儲層擠注封堵可以從源頭上切斷流體泄漏的通道，是儲氣庫老井封堵的關鍵步驟。

（2）采用超細水泥配套帶壓候凝工藝，可以實現封堵儲層的目的。

（3）“逐級封堵，逐級試壓檢測”的過程控制工藝，保障了老井封堵的施工質量。

［1］王希勇，熊繼有，袁宗明，等.國內外天然氣地下儲氣庫現狀調研［J］.天然氣勘探開發，2004，27（1）：49-51.

［2］張峰，隋紹忠，薛世團，等.吉林油田深層氣井封堵工藝淺析［J］.油氣井測試，2008，17（4）：49-52.

［3］李祥，張永忠，李久林.劉莊地下儲氣庫劉9井封堵工藝技術［J］.油氣井測試，2008，17（4）：58-60.

［4］康瑞鑫，阿雪慶，刑振華，等.澀北氣田澀4-9井封堵施工分析［J］.青海石油，2009，27（4）：69-72.

［5］劉寶和.中國石油勘探開發百科全書-工程卷［M］.北京：石油工業出版社，2008：11.

［6］陳淵，陳旭.納米堵劑在油田超深疑難井封堵上的應用研究［J］.石油鉆探技術，2007，35（6）：85-88.

The discussion of Changqing underground gas storage well plugging technology

LI Zhi1，YU Xiaoming1，WANG Xiongxiong2，NIU Zhimin1，LI Jiangang1，XUE Wei1，WU Xuehu1
（1.Underground Gas Shorage Management Office，Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China；2.Oil&Gas Technology Research Institute，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China）

The world already built gas storage mostly uses the oil and gas reservoir.It is the most simple and commonly used form.Before the gas storage construction，it need to address the primary engineering problem is the old well treatment，foreign gas storage construction experience shows that，a wells cannot be processed properly，it may make the reservoir's integrity damaged，lead the gas storage reservior end-of-life.Changqing underground gas storage is rebuilt from depleted gas reservoirs.There are a large number of old wells in gas reservoir.Based on the long service time，complex well conditions and other basic situation，through analyzed the well drilling and completion information and part of well testing evaluation data，according to thought of establishing multiple sealing barrier between the reservoir，cap rock，cement sheath and the wellbore，Form the"bottom-reservoir-cap layer"multistageplugging well treatment process.A typical well of the southern Yulin gas field was selected to develop plugging test.The construction process uses step by step pressure test quality controlling measures to ensure that the barrier levels effectiveness.The stage pressure test and overall pressure test all meet the requirements.The practice proved that the technology can meet the processing requirements of Changqing gas storage well.

gas storage；well；cementing quality；cover layer；plugging；reservoir extrusion sealing；sleeve forging milling；step by step pressure test

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.014

TE822

A

1673-5285（2015）02-0052-04

2014－12-30