吳俊霞，伊偉鍇，孫 鵬，劉歡樂

（中石化石油工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206）

文23儲(chǔ)氣庫是由文23枯竭式氣藏改建的地下儲(chǔ)氣庫，建庫前，需要對(duì)庫容范圍內(nèi)無法利用的老井進(jìn)行有效封堵，恢復(fù)氣藏圈閉。由于封堵井的井筒長(zhǎng)期經(jīng)受注采交替應(yīng)力，密封失效風(fēng)險(xiǎn)高，且目前對(duì)老井封堵的技術(shù)要求不系統(tǒng)，為此，引入了井筒完整性設(shè)計(jì)理念[1]。挪威石油工業(yè)協(xié)會(huì)標(biāo)準(zhǔn)D-010 “鉆井和鉆井作業(yè)中的油井完整性”第4版對(duì)井筒完整性的定義為“在一口井的整個(gè)生命周期中，采用技術(shù)的、作業(yè)施工（操作）的和管理手段來減少地層流體在未能控制情況下外泄的風(fēng)險(xiǎn)”，其內(nèi)涵是井筒應(yīng)保持實(shí)體上和功能上的完整性[2]。井屏障是實(shí)現(xiàn)井筒完整性的關(guān)鍵[3-4]，設(shè)計(jì)并應(yīng)用好井屏障系統(tǒng)，老井封堵后既能防止注入的天然氣沿著儲(chǔ)層竄流到老井井眼附近竄入井筒內(nèi)，或沿套管外水泥環(huán)上竄至地面[5]，又可避免注入的天然氣經(jīng)老井向非儲(chǔ)氣層運(yùn)移，最大限度地減少注采氣過程中資源的損失，將封堵老井的安全風(fēng)險(xiǎn)水平控制在合理的、可接受的范圍內(nèi)。文23地下儲(chǔ)氣庫采用井筒完整性設(shè)計(jì)，形成了井屏障系統(tǒng)，順利建成。

1 文23儲(chǔ)氣庫封堵井完整性評(píng)價(jià)與設(shè)計(jì)

文23氣藏位于東濮凹陷中央隆起帶北部文留構(gòu)造高部位，是具有底水的低滲透砂巖干氣藏，儲(chǔ)層為沙河街組沙四段，埋深2 750～3 120 m。經(jīng)過30余年的開發(fā)，采出程度已達(dá)70.9%，地層壓力由38.6 MPa降至4.4 MPa，油藏溫度115～120 ℃。

文23儲(chǔ)氣庫以百米厚的沙河街組Es3鹽膏層為蓋層，上有Es3段油水層；以沙河街組Es43-8砂巖作為儲(chǔ)氣庫的主要儲(chǔ)氣層[5]，向下部分井鉆遇中生界。文23儲(chǔ)氣庫運(yùn)行后預(yù)計(jì)地層壓力15～35 MPa，設(shè)計(jì)最大日注氣量2 302×104m3，最大日采氣量3 600×104m3。

1.1 封堵井井筒屏障分析

井筒屏障是實(shí)現(xiàn)井筒完整性的關(guān)鍵，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)D-010“鉆井和鉆井作業(yè)中的油井完整性”，用井筒屏障組件來建立井筒屏障[6-9]。設(shè)計(jì)封堵井屏障時(shí)，首先識(shí)別封堵前潛在流體來源、潛在的泄漏路徑。需封堵的老井以三級(jí)井身結(jié)構(gòu)為主，要封堵所有潛在的流入源和竄漏通道[10-13]。文23儲(chǔ)氣庫封堵井的竄漏通道如圖1所示。

圖1 文23儲(chǔ)氣庫封堵井竄漏通道示意Fig.1 Channeling and leakage channels in plugged well in Wen 23 Gas Storage

從圖1可以看出：竄漏A通道，氣體由儲(chǔ)層經(jīng)射孔孔眼至井筒，沿著井筒上竄至地面。竄漏B通道，氣體沿井筒外環(huán)空水泥環(huán)裂隙竄流，可能竄至下部的中生界，經(jīng)套漏處進(jìn)入井筒；或者竄至上部Es3段油水層，或經(jīng)套漏處進(jìn)入井筒，或者經(jīng)套管頭至井筒；或者竄至地面。竄漏C通道，氣體經(jīng)水泥環(huán)-技術(shù)套管鞋至套漏處進(jìn)入井筒，或從人工井底處進(jìn)入井筒再竄至地面。

在潛在的泄漏路徑建立永久的井屏障，永久性井屏障應(yīng)擴(kuò)展至整個(gè)井的橫截面積，能覆蓋所有的環(huán)空，將縱向和橫向全部封閉。文23儲(chǔ)氣庫建立永久井屏障的難點(diǎn)包括以下幾個(gè)方面：

1）封堵層位壓力低，跨度大，非均質(zhì)性強(qiáng)，沖砂、封堵作業(yè)時(shí)工作液漏失嚴(yán)重。2）儲(chǔ)層開發(fā)時(shí)經(jīng)過多次壓裂改造，水泥環(huán)存在微環(huán)隙，并且有11口井油層套管的固井質(zhì)量不合格，環(huán)空帶壓或地面冒氣，危及井場(chǎng)安全；堵劑難以進(jìn)入微裂縫，并且在近井地帶和高滲條帶難以駐留。3）井況復(fù)雜，套管變形嚴(yán)重，且套管接頭采用非氣密封扣，有20口待封堵老井的套管發(fā)生了變形，其中5口井井下有落魚，4口井氣層砂埋，4口井套管頭連接處密封失效。

1.2 老井封堵的井筒完整性設(shè)計(jì)

按照標(biāo)準(zhǔn)D-010“鉆井和鉆井作業(yè)中的油井完整性”，從井筒完整性和井屏障系統(tǒng)的功能入手，結(jié)合老井封堵的目標(biāo)進(jìn)行設(shè)計(jì)，使封堵井的井屏障具有長(zhǎng)期的完整性、非滲透性、無收縮性、能承受機(jī)械載荷和沖擊、能耐受所接觸的化學(xué)物質(zhì)（H2S、CO2）等。

根據(jù)文23儲(chǔ)氣庫井封堵井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)老井封堵的井筒屏障體系，設(shè)計(jì)2道永久的井屏障：第1道由人工井底、射孔段儲(chǔ)層、水泥塞、承留器、防腐加重鉆井液水力屏障組成（圖2中藍(lán)色部分），其設(shè)置在整個(gè)潛在流動(dòng)層或潛在流動(dòng)層上端，阻止氣體從源頭流出，即防止氣體從射孔段經(jīng)井筒至井口，或從水泥環(huán)-套管鞋經(jīng)井筒至井口，直接阻止地層流體無控制向外層空間流動(dòng)的屏障；第2道由套管、水泥環(huán)和井口帽等組成（圖2中紅色部分），防止氣體從儲(chǔ)層經(jīng)水泥環(huán)-套漏處至井筒，或經(jīng)水泥環(huán)-套漏處至井筒或地面。

圖2 文23儲(chǔ)氣庫老井封堵后的井屏障Fig.2 Well barrier after plugging of old well in Wen 23 Gas Storage

第1道井屏障中人工井底形成底板保護(hù)，防止氣體向下竄入其他滲透層。為保證第1道井屏障有效，必須滿足表1中封堵要求。

防腐加重鉆井液起到水力屏障的作用，形成頂部雙重保護(hù)，不僅防止套管被腐蝕破壞，還可減小套管內(nèi)外壓差，從而抑制井下套管螺紋滲漏，并且鉆井液的沉淀能起到封井的目的；如果出現(xiàn)滲漏，井筒內(nèi)有足夠的鉆塞處理空間，可滿足二次封井的要求。

為保證第2道井屏障有效，儲(chǔ)氣層頂界以上油層套管外水泥返高小于200 m或固井連續(xù)優(yōu)質(zhì)水泥膠結(jié)段長(zhǎng)度小于25 m，對(duì)儲(chǔ)氣層頂界以上蓋層段進(jìn)行套管鍛銑，鍛銑長(zhǎng)度不小于30 m，實(shí)施二次固井。第2道井屏障必須是獨(dú)立的屏障，即任何可能破壞第1道井屏障的事件不應(yīng)影響第2道井屏障。第2道井屏障是第1道井屏障的備用，通常不使用，當(dāng)?shù)?道井屏障失效后，第2道井屏障可以阻止地層流體無控制向外層空間流動(dòng)。

表1 封堵目的層要求Table 1 Plugging requirements for the target layers

2 氣層耐高溫緩膨氣密封封堵體系

封堵的關(guān)鍵是保持每級(jí)屏障的密封完整性，目前常用的水泥漿無法滿足文23儲(chǔ)氣庫的封堵要求，為此，研制了氣層耐高溫緩膨氣密封封堵體系[14]。

通過分析小層孔隙度和滲透率級(jí)差，優(yōu)選超細(xì)水泥作為主劑。為了避免封堵體系不受控制地進(jìn)入深層及高滲條帶，添加性能優(yōu)異的新型結(jié)網(wǎng)材料、高溫緩凝劑、微晶膨脹劑。新型結(jié)網(wǎng)材料可以提高封堵體系進(jìn)入高滲層的量，并能增加其滯留在高滲層的量。氣層耐高溫緩膨氣密封封堵體系具有良好的耐溫性、抗高礦化度和微膨脹性能，膠結(jié)強(qiáng)度和耐壓強(qiáng)度高。隨著封堵施工進(jìn)行，堵劑體系逐漸分流到低滲層段，最后提高施工壓力，保證封堵體系均勻注入。

2.1 封堵劑優(yōu)選

由于封堵目的層裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)育，要求封堵劑能進(jìn)入水泥環(huán)間隙和低孔低滲透儲(chǔ)層深部。表2為超細(xì)水泥與普通封堵劑的粒度分析結(jié)果。

表2 超細(xì)水泥與普通封堵劑粒度分析結(jié)果Table 2 Particle size analysis results of superfine cement and ordinary plugging agent

從表2可以看出，超細(xì)水泥的粒徑中值為4.455 μm，中小粒徑顆粒含量高，且遠(yuǎn)小于普通封堵劑的平均粒徑，可以進(jìn)入水泥環(huán)微間隙和低孔低滲儲(chǔ)層深部。

2.2 封堵體系添加劑加量?jī)?yōu)化

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)間估算，稠化時(shí)間應(yīng)控制在4～9 h。封堵體系需加入高溫緩凝劑，調(diào)節(jié)其稠化時(shí)間，超細(xì)水泥和水按照1.2∶1.0配制基漿，然后加入不同量的緩凝劑，在溫度120 ℃下測(cè)試稠化時(shí)間與緩凝劑加量的關(guān)系，結(jié)果如圖3所示。從圖3可以看出：隨著緩凝劑加量增大，稠化時(shí)間增長(zhǎng)；緩凝劑W23-HNJ2的加量與稠化時(shí)間基本呈線性關(guān)系，通過調(diào)節(jié)其加量，可以控制稠化時(shí)間。因此，選用W23-HNJ2作為封堵體系的緩凝劑，其加量為2%時(shí)的稠化時(shí)間為8 h，滿足氣層封堵需要。

圖3 稠化時(shí)間與緩凝劑加量的關(guān)系Fig.3 Relationship between thickening time and retarder dosage

超細(xì)水泥和水按照1.2∶1.0配制基漿，然后加入不同量的膠凝固化劑，在溫度120 ℃下測(cè)定稠化時(shí)間與膠凝固化劑加量的關(guān)系，并在常溫下測(cè)定試樣固化后的抗壓強(qiáng)度，結(jié)果如圖4所示。由圖4可知：隨著膠凝固化劑加量增大，稠化時(shí)間增長(zhǎng)，抗壓強(qiáng)度增強(qiáng)，但膠凝固化劑加量為3%時(shí)，抗壓強(qiáng)度達(dá)到21 MPa，接近最大值。因此，確定膠凝固化劑的加量為2.0%～3.0%。

圖4 稠化時(shí)間、抗壓強(qiáng)度與膠凝固化劑加量的關(guān)系Fig.4 Relationships of thickening time and compressive strength with dosage of gelling curing agent

根據(jù)架橋理論優(yōu)化，初選出粒徑0.5～1.0，1.0～1.5和1.5～2.5 mm 等3種架橋顆粒作為網(wǎng)架結(jié)構(gòu)形成劑。超細(xì)水泥和水按照1.2∶1.0配制基漿，然后加入2%高溫緩凝劑和3%膠凝固化劑，最后加入不同量的3種網(wǎng)架結(jié)構(gòu)形成劑，攪拌均勻，在120 ℃溫度下測(cè)定其通過孔徑0.88 cm篩網(wǎng)的滯留面積，結(jié)果如圖5所示。從圖5可以看出：隨著網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)形成劑加量增大，滯留面積增大；加量相同時(shí)，加入粒徑1.5～2.5 mm架橋顆粒時(shí)的滯留面積最大，其加量增至5%時(shí)滯留面積增大至82 cm2。因此，選粒徑1.5～2.5 mm架橋顆粒作為網(wǎng)架結(jié)構(gòu)形成劑，其最佳加量為5.0%。網(wǎng)架結(jié)構(gòu)形成劑可提高封堵劑體系封堵高滲透條帶的能力，實(shí)現(xiàn)在復(fù)雜人工裂縫的高效駐留，形成不滲透的網(wǎng)狀水泥濾餅。

圖5 滯留面積與網(wǎng)架結(jié)構(gòu)形成劑加量的關(guān)系Fig.5 Relationship between retention area and dosage of grid structure forming agent

為提高封堵體系在井筒內(nèi)凝固后與套管內(nèi)壁的膠結(jié)強(qiáng)度，選用鈍化金屬粉作為高溫氣井封堵體系的微膨脹劑。按“超細(xì)水泥+2%調(diào)節(jié)劑+3%固化劑+5%網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)形成劑+水”的配方配制封堵體系，然后加入不同量的微膨脹劑，在溫度120 ℃下固化后，測(cè)氣體突破固化體的壓力，結(jié)果見圖6。由圖6可知，隨著微膨脹劑加量增大，氣體突破壓力隨之升高；加量增至3%后，氣體突破壓力升高幅度變小。因此，微膨脹劑的最佳加量為3%。

2.3 氣層耐高溫緩膨氣密封封堵體系配方及性能

通過優(yōu)選封堵劑和優(yōu)化添加劑的加量，確定了氣層耐高溫緩膨氣密封封堵體系的配方：超細(xì)水泥+2.0%調(diào)節(jié)劑+3.0%固化劑+5.0%網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)形成劑+3.0%微膨劑+0.2%高溫懸浮劑+水，水灰比為1.0∶1.2，耐溫120 ℃，初始稠度小于30 Bc，稠化時(shí)間4.5 h，析水率0，抗壓強(qiáng)度21～22 MPa。

圖6 氣體突破壓力與微膨脹劑加量的關(guān)系Fig.6 Relationship between gas breakthrough pressure and dosage of micro-swelling agent

按上述配方配制封堵體系，在溫度120 ℃下固化后，將固化體制作成φ25.0 mm×59.0 mm的巖樣；將巖樣放入巖心夾持器中，以氮?dú)鉃榻橘|(zhì)施加圍壓18 MPa，入口壓力分別設(shè)定為0.5，3.0，5.0，10.0和15.0 MPa，觀察出口壓力，各壓力水平下的出口壓力均為0；調(diào)換出入口，測(cè)其反向突破壓力，入口壓力升至15.25 MPa后15 min內(nèi)未降低，說明氣體未突破，封堵率達(dá)到了100%，可滿足文23儲(chǔ)氣庫老井封堵要求。

3 確保封堵井完整性的工藝

調(diào)查封堵井的井況，根據(jù)儲(chǔ)氣庫利用層位及非利用層位的射孔情況進(jìn)行分類。

1）應(yīng)用屏蔽暫堵技術(shù)，對(duì)低壓漏失層實(shí)施暫堵，減少作業(yè)過程中入井工作液的漏失。

2）對(duì)于井況復(fù)雜的封堵井，先打開擠堵通道，再進(jìn)行封堵作業(yè)。對(duì)于儲(chǔ)氣層段及其上套管有變形或井筒內(nèi)有落物、灰塞等的老井，進(jìn)行套管修復(fù)、打撈、套管磨銑和鉆塞等修井作業(yè)，處理井筒至露出封堵層位底界。

3）采用檢測(cè)技術(shù)，為井屏障提供可靠依據(jù)。a）井眼軌跡復(fù)測(cè)：采用常規(guī)的陀螺測(cè)斜儀測(cè)量井眼軌跡參數(shù)，為新鉆井防碰提供準(zhǔn)確的鄰井井眼軌跡；b）套管腐蝕檢測(cè)：通過多臂井徑儀測(cè)井和電磁探傷測(cè)井和套管試壓，評(píng)估套管強(qiáng)度、套管內(nèi)外壁腐蝕狀況[15]。c）固井質(zhì)量復(fù)測(cè)：利用IBC套管成像測(cè)井技術(shù)評(píng)價(jià)儲(chǔ)氣庫層Es43頂界至Es2油層頂界以上100 m技術(shù)套管和油層套管段水泥環(huán)對(duì)儲(chǔ)氣庫目的層封隔的可靠性。

4）采用水泥承留器擠堵的帶壓候凝封堵技術(shù)[16-19]，建立可靠的水泥環(huán)和水泥塞屏障。該技術(shù)保壓候凝，地層保持靜態(tài)平衡，可防止封堵劑返吐，完全隔斷氣體滲漏通道。

對(duì)于射孔段物性差異不大或套管漏點(diǎn)距離射孔段較近的層段，采用合層擠堵;對(duì)于物性差異大的長(zhǎng)井段，或套管漏點(diǎn)與射孔段的距離較遠(yuǎn)時(shí)，采用分層擠堵，利于封堵劑均衡進(jìn)入各層，并且由上至下擠注，可避免先擠下部層段時(shí)封堵體系竄入上部層段造成“插旗桿”井下故障。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

文23儲(chǔ)氣庫采用氣層耐高溫緩膨氣密封封堵體系封堵了44口老井，其中合層擠堵31口，分層擠堵13口，施工成功率100%。為了驗(yàn)證層內(nèi)擠堵效果，9口井進(jìn)行了鉆塞試壓，壓力升至15 MPa后保持30 min不降低。44口老井封堵2年多井口壓力一直為0，說明封堵效果良好。下面以文23-4井為例闡述封堵施工情況。

文23-4井封堵2 870.50～3 003.50 m井段，壓裂了2次，地層壓力3.0 MPa，油層套管段1 928.50～2 405.00 m井段固井質(zhì)量?jī)?yōu)，1 628.00～1 650.00和2 110.00～2 660.00 m井段套管腐蝕變形；砂面在井深2 978.50 m處。

采用屏蔽暫堵液沖砂至井深3 004.00 m，水泥承留器坐封在氣層頂界上（井深2 850.00 m）。為防止注封堵體系時(shí)壓開地層，確定最高施工壓力為地層破裂壓力的85%，文23-4井的地層破裂壓力為35.6 MPa，因此最高施工壓裂為30.0 MPa。同時(shí)，考慮文23-4井封堵段7 MPa壓力下的吸水指數(shù)達(dá)到了24.6 m3/h，采用多段塞合層封堵工藝進(jìn)行“一段一調(diào)整”的多段塞實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)封堵，施工壓力最高升至28 MPa。該井氣層共使用耐高溫緩膨氣密封封堵體系126 m3，封堵半徑約2 m。候凝后井筒試壓，合格后在井筒內(nèi)打水泥塞，水泥塞面（井深為1 600.00 m）在套管腐蝕變形點(diǎn)（井深1 628.00 m）以上，候凝后再次井筒試壓，合格后在水泥塞上加注防腐加重鉆井液至井口，形成了2道有效屏障。

5 結(jié)論與建議

1）針對(duì)文23儲(chǔ)氣庫老井封堵對(duì)井筒完整性的要求，研究形成了以井筒屏障設(shè)計(jì)、施工和監(jiān)控為基礎(chǔ)的井筒完整性保障技術(shù)，對(duì)封堵老井建立了2道永久屏障，解決了儲(chǔ)氣庫建設(shè)過程中的技術(shù)難點(diǎn)，保障了文23地下儲(chǔ)氣庫的順利建成。

2）研發(fā)的耐高溫緩膨氣密封封堵體系適用于不同物性氣層，實(shí)現(xiàn)了高溫、長(zhǎng)井段的長(zhǎng)期密封，可為同類型儲(chǔ)氣庫建設(shè)提供技術(shù)借鑒。

3）封堵過程中全程全方位進(jìn)行井屏障系統(tǒng)監(jiān)測(cè)檢查管理，監(jiān)測(cè)生產(chǎn)套管內(nèi)、生產(chǎn)套管與外層套管環(huán)空壓力；如果井口帶壓，分析帶壓原因，并根據(jù)實(shí)際情況采取措施恢復(fù)井屏障，確保井筒完整性。