长庆地下储气库老井封堵工艺探讨

李治，于晓明，汪熊熊，牛智民，李建刚，薛伟，吴学虎

（1.中国石油长庆油田分公司储气库管理处，宁夏银川750006；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018）

长庆地下储气库老井封堵工艺探讨

李治1，于晓明1，汪熊熊2，牛智民1，李建刚1，薛伟1，吴学虎1

（1.中国石油长庆油田分公司储气库管理处，宁夏银川750006；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710018）

利用油气藏改建地下储气库是全球已建成储气库中最常用、最简单的形式，该类储气库建设前需要解决的首要工程问题就是老井处理，国外储气库建设经验表明：一口老井不能妥善处理，就可能使得储气库完整性破坏，导致库址报废。长庆地下储气库属于半枯竭气藏改建地下储气库，针对地下储气库建设区老井数量多、服役时间长、井况复杂等基本现状，通过对库区老井钻完井基础资料和部分井检测评价资料总结分析，按照在储气层、盖层段、套管外水泥环和井筒内建立多道密封屏障的思路，提出了“底板-储层-盖层”多级封堵的老井处理工艺，并选取了榆林南储气库区典型老井开展现场封堵试验。施工过程采用逐级封堵、逐级试压的过程控制措施确保了各级屏障的有效性，现场分级试压和整体试压全部满足要求。实践证明该工艺能够满足长庆储气库老井处理的要求。

储气库；老井；固井质量；盖层；封堵工艺；储层挤封；套管锻铣；逐级试压

地下储气库是用来解决天然气工业季节性供需矛盾、应急调峰和战略储备的主要手段，对于保障国家能源安全具有重要的意义。地下储气库因地下构造的不同，分为油气藏型，含水层型、盐穴型和矿坑型等。根据国际天然气联盟（IGU）统计，目前全球有36个国家和地区建设有630座地下储气库，总的工作气量为3 530×108m3/a，其中油气藏型储气库工作气量占总工作气量的83%。利用半枯竭油气藏改建地下储气库是最常用的方式［1］。

半枯竭油气藏建库需要解决的首要问题就是老井处理，库区内已存在的各类井（开发井、监测井、注水井、废弃井等）经过多年服役，套管发生内、外腐蚀，管壁变薄，管柱强度会不同程度降低；另外，由于原始固井质量差或生产和措施作业破坏生产套管外水泥环，可能导致套管外窜层问题。老井在储气库运行期间的交变压力作用下，可能会沟通这部分潜在的泄露通道，对储气库的长期密封性构成严峻挑战。所以，建库时必须对影响储气库安全的老井实施可靠的封堵。

1　老井对储气库安全影响分析

1.1储气库运行特点

储气库与气田开发存在很大差异，气田开发以稳产和提高采收率为目标，开采周期长达10年或更长，而储气库的运行特点是短期内强注强采，周期性运行，一般以一年为一个注采周期。注采周期包括采气期和注气期，采气周期（3～4个月）内把气库中的有效工作气全部采出，注气周期（6～7个月）内将储气库注到满库容。储气库短期强注强采，周期运行的工况，对老井固井质量及储气库密封性构成严峻挑战。

1.2老井对储气库的影响

国外建设经验表明：一口井处理不好，就可以报废一座储气库。老井封堵是保证油气藏型储气库密封完整性的关键，必须妥善处置所有老井后才能正式建库。据2009年英国地质勘察局统计全世界发生的储气库安全事故有100多起，其中超过27起储气库事故与盖层的完整性相关，有超过60起的储气库事故与井筒完整性相关。

图1　储气库与常规气田开发气藏压力变化示意图

2　储气库老井与常规气井封堵的差异

储气库老井与常规气井在封堵目的上存在差异，储气库老井封堵的目的是确保储气库密封完整性目的的差异，而常规气田废弃井一般是地层压力衰竭或没有工业产能的井，封堵的目的是保护淡水层污染。

表1　储气库老井与常规气田废弃井封堵目的差异

善者封堵目的的差异使得其封堵方式和要求也存在差异。对于储气层段的处理，常规气井通常在储层段井筒填砂，然后在上部打水泥塞封堵［2-3］；储气库老井采用特殊堵剂挤入储气层，从源头上切断储气库流体进入井筒及上窜的通道，储气库老井还非常重视对套管外及盖层段的密封处理。对于井口的处理，常规气井封堵后，一般在井筒靠近地面的位置打悬空水泥塞，然后将地表以下1 m～2 m的套管切除，地表恢复；储气库老井封堵后，要安装井口及压力表，储气库运行过程中要定期监测井口带压情况。

3　长庆储气库老井特征及封堵工艺

3.1长庆储气库老井特征

2010年以来，长庆油田先后针对靖边气田陕45区块，榆林气田南区、苏203区块，陕224井区等4个储气库建设目标区开展了储气库前期评价及试验。通过对建库目标区的260口老井资料普查分析，将老井分为五大类：

（1）钻至目的层，未下生产套管的废弃井；（2）生产套管固井后，未射孔的废弃井；（3）射孔层位为“储气目的层”或“目的层+下部层位”的气井；（4）射孔层位为“目的层+上部层位”或“目的层+上、下部层位”的气井；（5）未射开“储气目的层”的气井。

3.2老井封堵工艺

针对长庆地下储气库建设区老井井况，提出了“储层挤封，多级封堵、逐级试压、带压候凝”的储气库老井封堵工艺。

储气层底部渗透性地层及隔层封堵，采用井筒水泥塞或套管射孔管外挤水泥来确保该井段套管内外水泥填充质量及密封性。储气层采用超细水泥挤封井筒周围储层，确保储层封堵半径的有效密封性；储气层盖层段封堵，采用套管水泥塞或套管锻铣井筒水泥塞封堵，切断流体上窜的通道［3-4］。

图2　老井封堵工艺示意图

3.3储层挤注工艺

常见的储层挤注工艺有两种：循环挤注法和插管桥塞挤注法。对于上部无射孔段和套管完整的井，可以采用循环挤注法封堵储层。对于储气层上部井段存在射孔层位、套漏以及储气层跨度较大的井，采用插管式桥塞挤注工艺［5］。

插管桥塞挤注：将插管式桥塞坐封在封堵层位的上部，将下端带插管的油管插入桥塞，对下部的目的层进行挤注。该方法可实现带压侯凝，有效防止堵剂返吐，提高封堵质量。

循环挤注法：将油管下到封堵层位的底界，将堵剂循环到设计位置，然后上提管柱，洗井后，加压使堵剂进入目的层的施工工艺。该工艺可实现带压侯凝，防止堵剂反吐，提高封堵质量，但对堵剂的安全性能要求高。

4　工程实例

本文以榆林南储气库建设区榆x封堵试验井为例。榆林南储气库目的层为上古生界善叠系山西组山2层位。

4.1榆x井基本情况

该井采用Φ346 mm×Φ273 mm+Φ241 mm× Φ177.8 mm善开井身结构。Φ273.05 mm表层套管下至井深491.02 m，Φ177.80 mm生产套管下至井深3 121.89 m。该井生产套管从气层段至井底（石盒子组2 812 m至井底3 090 m）固井质量为胶结不好或中等。

该井综合解释古生界含气显示共5层，总厚度14.2 m。其中，山西组微含气1层；太原组含气层2层；马家沟组气层1层，含气层1层。射孔井段3 028 m～3 032 m（见表2和图3）。

表2　榆x井纵向解释含气层系

图3　榆x井纵向解释含气层系示意图

4.2封堵工艺设计要点

针对榆x井套管固井质量和地层纵向含气解释情况，设计以下封堵处理方案：

（1）射孔层位采用超细水泥挤注封堵；（2）太原组储层段射孔，挤注超细水泥封堵储层；（3）山西组储层段射孔，采用超细水泥挤注封堵储层；（4）山西组盖层处套管锻铣30 m，采用普通G级纯水泥封堵；（5）采用G级水泥在井筒内打连续水泥塞至储气层顶界以上300 m；（6）上部空套管内注入套管保护液；（7）安装井口和压力表完井。

4.3封堵水泥浆设计

榆x井储气层山2段孔隙度4.46%，渗透率0.16× 10-3μm2。依据区域地质与气藏工程资料，山2储层孔喉直径分布0.89 μm～8.67 μm，平均4.38 μm。其中，分布在2 μm～5 μm的孔喉直径占46%。为了确保储气层储层挤封半径，设计采用超细水泥浆体系［6］，要求：

（1）水泥超细水泥浆体系平均粒径3.5 μm；（2）水泥石24 h～48 h抗压强度≥14 MPa，7 d抗压强度≥30 MPa；（3）水泥浆失水量≤50 mL（高压滤纸）；（4）水泥浆的稠化时间满足施工要求，原则要求大于施工时间2 h～3 h；（5）水泥石渗透率小于0.05×10-3μm2。

4.4封堵施工过程及质量分析

封堵前对射孔段以上套管试压25 MPa合格，所以该井储层挤注封堵采用循环法。封堵处理过程如下：

4.4.1封堵井底-马五井段采用正循环注入密度1.70 g/cm3的超细水泥3.0 m3，循环至射孔段3 028 m～3 032 m，施工过程替出混浆150 L，反挤压井液600 L，带压候凝。施工结束后探塞顶2 976.5 m，井筒试压25 MPa，30 min压降0.1 MPa，试压合格。该级封堵水泥塞段2 976.5 m～3 102 m。

4.4.2挤封太原组对与山西组山2气层下部相邻的太原组含气井段射孔10 m（2 935 m～2 965 m井段），采用正循环注入密度1.72 g/cm3的超细水泥2.8 m3，施工过程替出混浆300 L，反挤压井液，泵压达到20 MPa，反复多次挤压井液0.96 m3，蹩压停泵关井带压候凝。施工结束后探灰面深度2 887.1 m。井筒试压25 MPa，无明显压降，试压合格。

为了不影响山西组山2储层封堵施工，对超出设计高度的水泥塞顶钻塞，钻塞井段2 887.1 m～2 912 m。该级封堵水泥塞段2 912 m～2 976.5 m。

4.4.3挤封储气库目的层山2对与山西组山2井段射孔12 m（2 891 m～2 903 m井段），采用正循环注入密度1.72 g/cm3的超细水泥3.4 m3，施工过程中替出混浆1.5 m3，反挤压井液500 L，泵压20 MPa，蹩压停泵关井带压候凝。施工结束后探灰面深度2 831.6 m。井筒试压25 MPa，无明显压降，试压合格。

为了不影响山西组盖层段封堵施工，对超出设计高度的水泥塞顶钻塞，钻塞井段2 831.6 m～2 859.6 m。该级封堵水泥塞段2 859.6 m～2 912 m。

4.4.4封堵山西组盖层段对山西组盖层段（2 810 m～2 840 m）套管锻铣30 m，并扩眼至原井眼。采用正循环注入密度1.85 g/cm3的常规水泥浆3.2 m3，替出混浆0.4 m3，反挤压井液750 L，泵压20 MPa，蹩压停泵关井带压候凝。施工结束后探灰面深度2 751 m。井筒试压25 MPa，无明显压降，试压合格。该级封堵水泥塞段2 751 m～2 859.6 m。

4.4.5井筒打连续水泥塞采用正循环注入密度1.85 g/cm3的常规水泥浆14 m3，顶替液0.6 m3，上提管柱至2 082 m，反循环洗井，洗出混浆0.4 m3，继续上提4根油管，关井候凝。探灰面深度2 082 m。井筒试压25 MPa合格。该级封堵水泥塞段2 082 m～2 751 m，水泥塞高度超过盖层以上300 m。

4.4.6完井上部空套管内注满UGI-2保护液。安装KQ65-70井口及10 MPa压力表。

5　认识与结论

（1）储层挤注封堵可以从源头上切断流体泄漏的通道，是储气库老井封堵的关键步骤。

（2）采用超细水泥配套带压候凝工艺，可以实现封堵储层的目的。

（3）“逐级封堵，逐级试压检测”的过程控制工艺，保障了老井封堵的施工质量。

［1］王希勇，熊继有，袁宗明，等.国内外天然气地下储气库现状调研［J］.天然气勘探开发，2004，27（1）：49-51.

［2］张峰，隋绍忠，薛世团，等.吉林油田深层气井封堵工艺浅析［J］.油气井测试，2008，17（4）：49-52.

［3］李祥，张永忠，李久林.刘庄地下储气库刘9井封堵工艺技术［J］.油气井测试，2008，17（4）：58-60.

［4］康瑞鑫，阿雪庆，刑振华，等.涩北气田涩4-9井封堵施工分析［J］.青海石油，2009，27（4）：69-72.

［5］刘宝和.中国石油勘探开发百科全书-工程卷［M］.北京：石油工业出版社，2008：11.

［6］陈渊，陈旭.纳米堵剂在油田超深疑难井封堵上的应用研究［J］.石油钻探技术，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