文23 儲氣庫老井安全封堵工藝設計及應用

劉宏偉

（中國石化中原油田分公司，河南濮陽 457001）

1 概述

文23 地下儲氣庫是我國中部地區最大的儲氣庫，設計總庫容為104.21億m3，承擔著華北地區五省二市天然氣調峰應急、市場保供任務[1]，冬季最高日調峰量4 000 萬m3，相當于全國最高日用氣量的1/20，其安全運行直接關系著周邊環境及居民的安全問題。在地下儲氣庫建設中，老井封堵工程是儲氣庫建設核心之一[2]，直接關系到儲氣庫是否能夠順利建成，老井井筒的封堵質量直接關系到儲氣庫的安全運行，若老井井筒封堵失效，地下天然氣將會泄漏至地面，導致天然氣資源大量流失，嚴重時則會導致井口失控，引起火災爆炸[3]，因此井筒作為儲氣庫安全生產的第一道屏障，如何做到本質安全，對儲氣庫安全生產具有重要意義。

針對文23 儲氣庫57 口老井進行分類處置，確立“強化地層封堵，兼顧井筒封竄，實時壓力監控”[4]的整體封堵原則，創新堵劑體系和擠堵工藝，高質量保障文23儲氣庫老井封堵，確保儲氣庫的安全平穩運行。

2 文23 儲氣庫老井基本情況

文23儲氣庫是利用枯竭的文23氣藏建設而成，文23主塊沙四3-8（以下簡稱）砂組作為文23儲氣庫的儲氣單元，鉆遇儲氣庫沙四段氣層共計57口老井，其中38 口老井只鉆遇氣層；16 口井鉆遇上部S2油層＋S4段氣層，僅1 口井射開S2油層；3 口井鉆遇S4氣層＋中生界，中生界產能差，孔隙度6%～9%。

目前文23 儲氣庫老井存在以下問題：①井身結構復雜。在57 口氣井中，5-1/2in 套管41 口井，5-1/2in管懸掛4in套管9口井，全井4in套管2口井，全井5in 套管1 口井，9in 套管懸掛7in 套管1 口井，特殊井身結構3 口井；②部分井固井質量差。其中固井質量整體評價不合格的井有11口；③井筒條件差。存在井況問題的有20 口井，其中10 口井套管嚴重腐蝕或穿孔，4口井套管變形，2口井套管斷裂，2 口井套管頭滲漏，2 口井無套管頭，另外有48 口井井下存在落物、砂面或塞面。

3 文23 儲氣庫老井分類處置

3.1 老井不利用的評價原則

經過對文23儲氣庫57口老井資料收集、分析，對套管狀況、原固井質量、井筒狀態、射孔層位進行評價，參考SY/T 6848－2012標準，確定老井不利用原則：1）1999年以前完鉆的氣井。15口井完鉆于1990年以前，井齡過長，井況皆存在問題，不能滿足儲氣庫長期運行的要求。2）小套管完井的氣井。一是4in以下套管井，二是懸掛4in套管井。此類氣井的井筒內徑小，無法滿足儲氣庫強注強采生產管柱設計要求。3）固井質量差的氣井。儲氣層頂部以上蓋層段水泥環連續優質膠結長度少于25 m，在儲氣庫注采運行過程的周期性交變應力作用下，固井質量差的氣井與上部沙三段油層存在管外竄通的可能性。4）套管狀況差的氣井。試壓不合格，有井況問題，或剩余強度小于儲氣庫運行壓力，不能滿足儲氣庫運行工況。5）現場檢測為不合格的擬利用氣井。

3.2 老井分類處置結果

根據57口井史資料及分類原則評價[5]，初選出22口擬利用井，進行現場利用檢測評價，綜合確定封堵井46口，利用井11口，見表1。

4 文23 儲氣庫老井封堵工藝

4.1 封堵依據及原則

4.1.1 封堵依據

一是依據行業標準SY/T 6848－2012《地下儲氣庫設計規范》中“5.1.4 對于封堵棄置的老井，應采用有效措施永久地阻斷儲氣目的層流體向井筒流動、阻斷儲氣目的層流體通過管內管外向其他滲透性地層流動、阻斷儲氣目的層流體沿井筒上竄”以及“5.2.3 應按照儲氣目的層下部井段、儲氣目的層、儲氣目的層以上井段三部分分別進行封堵設計”等部分條款，對氣層射孔段全部封堵、固井差井段鍛銑、井筒注連續灰塞等設計進行了規范；要求對儲氣目的層下部井段、儲氣目的層、儲氣目的層以上井段分別進行封堵設計，防止竄漏。

二是依據中國石化企業標準Q/SH 0653－2015《廢棄井封井處置規范》中“5.1.3 三類井封井結構”以及“5.2.3 高壓天然氣井的封堵”部分條款，當氣庫運行壓力超過10 MPa，區域內老井按三類井處置；氣層封堵部分，基本與SY/T 6848－2012地下儲氣庫設計規范要求一致。

4.1.2 封堵原則

為了確保廢棄井封堵效果長期可靠，參考SY/T 6848－2012《地下儲氣庫設計規范》、Q/SH 0653－2015《廢棄井封井處置規范》中的關于三類風險井的封井結構，采取“地層＋井筒＋管外”并重的封井思路，即對產層段實施擠堵，對井筒注連續灰塞并灌注防腐重泥漿封堵，對管外可能引發氣體竄漏的位置實施二次封固，從而徹底切斷流體泄漏通道。基于上述思路，結合文23儲氣庫廢棄井井況特征，確立了“強化地層封堵，兼顧井筒封竄、實時壓力監控”的整體封堵原則[6-7]：1）處理井筒，保證所有射孔段具備封堵條件。2）氣層段擠堵，阻斷滲透性地層通道①。3）管外竄擠堵，阻斷管外通道②。4）井筒封堵，阻斷井筒內向上通道③。見圖1。

表1 文23 儲氣庫老井評價分類

圖1 老井竄漏通道

4.2 封堵工藝

4.2.1 修井工藝

文23 氣田老井井齡長，井況復雜，井身結構復雜，為了保證擠堵所有的射孔段的擠堵質量，封堵作業時需將井筒通道處理至射孔段底界（見圖2～3），以保障所有層位都可滿足擠堵施工要求。具體修井內容主要包括鉆沖砂、鉆塞、落物打撈、套管整形、取換套等。

4.2.2 氣層擠堵工藝

為確保儲氣庫氣層封堵質量以及密封效果，保障儲氣庫運行過程中老井封堵井不竄漏，結合國內儲氣庫建庫經驗以及常規油氣井擠堵工藝，立足文23儲氣庫地層、井況特點，通過優化改進，確定了適用于文23 儲氣庫的擠堵工藝：1）采用承留器，可保壓候凝，堵劑不返吐，保護上部套管，保證施工安全及質量（見圖4 ～5）。2）根據Q/SH 0653－2015《廢棄井封井處置規范》，經過調查研究，擠堵半徑按2 m設計，施工時根據壓力變化調整堵劑配方，必須滿足規范中擠堵半徑超過井眼3 倍的最低要求。3）、中生界等封堵層位物性差異較大，考慮到上部氣層段漏失嚴重，采用先上后下分層擠堵。4）長井段分層擠堵，確保高低滲層共同封堵效果。

4.2.3 管外竄通道擠堵工藝

考慮到部分井固井質量差，不滿足SY/T 6848－2012地下儲氣庫設計規范要求，為防止氣體管外竄，制定專項處置措施，其中氣層以上固井質量優段不足25 m井有5口，受工藝限制，無法鍛銑，見表2，故選擇將作為隔層進行射孔、擠堵，阻斷向上管外竄通道（見圖6文108-1井）；向下鉆遇中生界3口，但氣層以下固井質量優段均超過25 m。

4.2.4 井筒封堵工藝

根據標準SY/T 6848－2012，氣層頂界以上連續水泥塞長度應大于300 m。灰塞上部應注滿緩蝕液；設計每口井連續水泥塞面位于鹽層以上100 m或高于套管薄弱點，連續水泥塞長度至少在800 m左右；灰塞上部注滿防腐重泥漿，有保護套管、壓井、灌縫等作用，如圖7 所示；井口安裝壓力遠傳系統，可實時監測、傳輸數據。

圖2 文23井修前井身結構

圖3 文23井修后井身結構

圖4 文23-18井擠堵前

圖5 文23-18井擠堵后

表2 管外竄通道擠堵設計

圖6 文108-1井管外竄通道擠堵

4.2.5 井口及無線遠傳系統

老井封堵施工后，為了方便后期管理，實時壓力監控，設計了簡易井口（見圖8）并配套無線遠傳系統。

圖7 井筒封堵

圖8 簡易井口

4.3 耐高溫緩膨氣密新型封堵體系

文23區塊屬于低孔低滲氣田，經過多次重復壓裂，形成裂縫，如何對裂縫進行屏蔽封堵是該區塊封堵的難點，提出文23塊氣層封堵劑的要求：能夠進入不同物性的地層，對各層形成較強的封堵；觸變性好，形成網狀結構，防止部分高滲帶堵劑大量漏失；具有較強的致密性，對氣層完全屏蔽；注入性好，能夠滿足物性較差地層的封堵需要；強造壁性，能夠在近井地帶快速駐留，形成致密、牢固的固結體。

常規的固井水泥屬于硬性膠凝材料，具有“高體積收縮、高濾失量、高密度和高脆性”的缺陷，在井筒封堵時易形成微間隙或由于水泥石的高脆性產生宏觀裂紋和界面破壞，使得井筒封堵失敗。因此在國內儲氣庫老井封堵堵劑研究的基礎上[8-10]，通過對油井水泥主劑用量及添加劑的優化，研發出了高溫緩膨氣密封堵體系（見圖9），即W/C＝1:1.2＋膠凝固化劑1%～3%＋觸變調節劑0.3%～0.5%＋復合緩凝劑1.0%～1.6%＋網架結構形成劑＋復合橋堵顆粒（裂縫存在）＋微晶顆粒膨脹劑。體系耐溫120℃，稠化時間4 ～9 h 可控，初始稠度＜30 Bc、氣密封強度＞15 MPa，進入深度可調。

4.4 多段塞堵劑注入工藝

圖9 網架結構形成劑電鏡圖像

針對文23儲氣庫地層壓力低、易漏失、射孔井段跨度大等特點，建立了“一段一調整”動態封堵工藝理念，制定了不同段塞施工評判方法，創建了多段塞復合注入方式，根據施工壓力，確定段塞的用量及順序，段塞設計見表3。

段塞組合的優化設計。橋堵段塞（漿體總量20%）：原堵劑中加入3%～5%剛性橋接劑，解決裂縫的封堵；讓堵劑實現沉降、橋堵和駐留。填充段塞（漿體總量20%）：原堵劑中加入1%～3%柔性架橋形成劑；快速起壓，實現高壓層進入，形成同一壓力系統。主體段塞（漿體總量60%）：原堵劑體系，強化各層封堵能力。

現場對施工井進行試擠求吸水指數，根據不同的吸水指數情況，確定最終施工堵劑用量及添加劑量。當壓力15 MPa下每分鐘地層吸水量0.1～0.3 m3時，采用原堵劑配方；當壓力15 MPa下每分鐘地層吸水量小于0.1 m3減少網架結構形成劑1%～1.5%；當壓力15 MPa下每分鐘地層吸水量大于0.3 m3增加網架結構形成劑1%～2%，并添加架橋劑3%～5%。

表3 段塞設計

5 現場應用

5.1 現場應用情況

文23 儲氣庫46 口封堵井均已完工，其中封堵44口井均達到了設計要求，其余2口井由于井況復雜未實施封堵措施，見表4。

5.2 封堵效果評價

文23 儲氣庫所有封堵井的擠堵作業及注灰塞作業均試壓15 MPa，穩壓30 min，均無壓降，滿足儲氣庫標準的封堵技術要求。為了進一步驗證層內擠堵效果，隨機選9 口井進行了鉆塞試壓，試壓15 MPa，穩壓30 min，均無壓降，證明堵劑對氣層封堵效果良好，見表5。

表4 封堵施工情況

6 結論

1）根據文23 儲氣庫老井及地層特點，確立“強化地層封堵，兼顧井筒封竄，實時壓力監控”的整體封堵原則，滿足文23儲氣庫復雜井況條件下封堵施工要求。

表5 老井封堵鉆塞試壓統計

2）創新研發一套適合于不同物性氣層的耐高溫緩膨氣密封堵體系，實現高溫、長井段的長期密封。體系耐溫120℃，稠化時間4～9 h可控，初始稠度＜30 Bc、氣密封強度＞15 MPa，進入深度可調。

3）創建多段塞動態注入封堵工藝，制定初始嘗試、高滲橋堵、低滲填充、均衡進入等四個階段的不同段塞評判方法，滿足各種滲透率層位的封堵施工要求。

4）通過文23 儲氣庫老井封堵工程現場實踐，形成了枯竭氣藏老井封堵工藝，為國內外同類儲氣庫建設提供了技術借鑒。