地下储气库封堵井起压原因分析及处置对策

任 垒 杜远宗 陈元强 王茂文 雷俊杰 胡兴隆

（中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南 濮阳 457162）

0 引言

近年来，我国逐步加快了地下储气库建设进程，截至2018年底，已建成投运枯竭油气藏型和盐穴型储气库共计25座，设计总库容为415×108m3，年调峰能力117×108m3，高峰日采气量突破9 000×104m3，在应对区域天然气紧缺、存储调峰能力滞后等方面发挥了积极作用［1］。伴随国内储气库运行的持续深入，储气库井及地面设施已暴露出如管柱损坏、气体迁移、设备失效等一系列安全问题，严重影响甚至威胁到储气库的安全平稳运行。其中，封堵井起压是目前枯竭油气藏型储气库存在较为普遍的一类安全隐患［2］。为此，本文以中石化文96储气库和文23储气库（在建）为例，分析归纳了上述两座储气库封堵井的起压原因，并提出了相应的处置对策，可为储气库建库过程中的封井处置及运行过程中的气井管理提供参考借鉴。

1 封堵井起压概况

文96、文23储气库废弃井封井时均采用了目前应用最为广泛的“地层＋管外＋井筒”三级封堵模式［3］，即对产层段实施承留器挤注特殊堵剂封层；对管外固井质量差的井段采取锻铣套管或射工程孔后二次固井；对井筒注水泥塞并上替防腐泥浆至井口，见图1。

图1 废弃井三级封堵示意图

在对以上两座储气库封堵井巡检过程中共发现起压井4口，其中文96储气库1口，文23储气库3口。根据封堵井井口起压程度，将其划分为两种类型：一类为起压程度较低，该类井共3口（文23-A、文23-B、文23-C），井口压力均处于1.0MPa附近；一类为起压程度较高，该类井共1口（文13-X），该井井口压力最高升至10.0 MPa以上，通过定期放压，目前约4.5 MPa，见图2。

图2 文13-X井井口压力变化曲线图

2 起压原因分析

2.1 分析思路

由于储气库废弃井封井前已对地面流程进行了拆除，在确保压力表计量无误的前提下，一旦井口出现压力显示即表明井筒内已有流体上窜至井口。结合文96、文23储气库封堵井井身结构特点，分析认为其流体迁移途径存在两种可能：直接由井筒内防腐泥浆散逸（气相、非天然气）或由地层—井筒内—井口（气相、液相或混合相）。前者因气体散逸量少、非可燃且起压程度低故对封堵井安全影响较弱，后者由于存在沟通地层和井筒的流体迁移通道，特别是当临井存在注采活动时，极易导致封堵井井口起压，甚至造成气体外泄等严重事故。因此，封堵井起压分析的首要工作即确定压力源类型，通过借鉴国内其他储气库起压处置经验，制定了如图3所示的分析流程。

图3 封堵井起压分析流程图

2.2 分析过程

2.2.1 起压程度较低一类

日常监测发现三口起压程度低的封堵井（文23-A、文23-B、文23-C）均属文23储气库，该类井井口压力长期保持稳定，未出现明显波动。为了进一步判断压力源类型，对三口井进行了取样化验，但因压力过低，采样钢瓶所取气量极为有限，无法满足化验要求。在拆卸压力表前的泄压过程中，利用可燃气体报警仪检测未见提示，综合分析认为该类井起压由井筒内防腐泥浆脱气引发的可能性较大。文23储气库封堵井所用防腐泥浆以稳定性较好的三磺体系为基浆，加入杀菌剂、缓蚀剂、除氧剂配制而成，由于在向井内灌注防腐泥浆的过程中，不可避免地会混入一定量空气，在井下地层高温作用下，部分混入气（含溶解气）从泥浆中析出导致井口带压。此外，部分学者认为该类井起压也可能与防腐泥浆体系稳定性遭破坏后与套管发生化学反应有关。

2.2.2 起压程度较高一类

文13-X井位于文96储气库库区内，该井在气库投运初期2012年10月起即出现起压现象，2013年4月26日割开该井井口，观察到有气泡从井口帽处保护液内溢出，见图4。

图4 文13-X井口渗漏及气泡散逸图

由于文13-X井钻遇储气库注采层系沙三上1-3砂组和油藏利用层系沙三上7-8砂组、沙三中砂组，且在其附近分布有采油注水井及储气库注采井，为了判断压力源类型及传导途径，分别从以下几个方面展开分析。

1）环空保护液脱气影响

该井同样因气体逸出量少，无法进行气样组分化验，对所取水样化验后判定为环空保护液，表明井筒内保护液性质仍保持稳定，由此认为保护液与套管壁发生反应并释放出气体的可能性很低。此外，该井起压程度较高，明显有别于保护液脱气和与套管壁反应引发的井口起压特征。综上所述，认为受环空保护液脱气影响的可能性很小。

2）临井注采气井影响

根据该井2016年12月20日井口压力（10.6 MPa）及保护液液柱跨度（1 800 m）计算灰面处压力约28.6 MPa，明显高于该井区平均地层压力20.5 MPa，且气层顶、底界对应的油层套管水泥环胶结程度较好，管外窜槽风险低。因此，基本排除临井注采气导致的起压可能。

3）临井采油注水影响

文13-X井与临井文92-Z井（注水井）井距较小，且两井间无断层发育，从两口井的砂体连通图上可以看出沙三上7-8砂组连通性较好（图5）。

2010年12月对文13-X井沙三上7射孔段实施了挤堵封层。分析认为，因两井连通性好，当临井文92-Z井的注水压力提高和持续生产时，可能造成文13-X井挤堵失效，引发流体由地层窜入至井筒内。通过对比两口井的井口压力变化可以看出（图6），两口井的压力波动具有明显的一致性，因此，推断该井起压受临井高压注水影响的可能性最大。

图5 文13-X与文92-Z井砂体连通图

图6 文13-X与文92-Z井压力变化曲线图

2.3 分析结论

最终分析认为，文23储气库文23-A、23-B、23-C 3口井和文96储气库文13-X井的起压原因分别为防腐泥浆脱气和临井高压注水，且进一步证实文13-X井存在地层流体迁移通道，井筒封堵已遭破坏。

3 起压处置对策

对于文23-A、23-B、23-C 3口井，因该类井安全风险低，处置对策以井口压力表泄压、定期巡检为主；对于文13-X井，由于起压程度高、风险大，处置对策应从几下3个方面考虑：

1）作业方面。对该井下封隔器试压找漏，确定漏点位置。若套管试压不合格，则表明其存在漏点，下步可锻铣套管、下承留器实施挤堵；若灰面试压不合格，则表明流体经井筒灰塞与套管接触面间隙迁移，下步须钻塞逐级验漏确定漏点。

2）气井管理。若未实施作业彻底阻断泄漏通道，可通过定期放压的手段来确保井控安全。由于目前对于封堵井放压缺乏相关的行业规范指导，参考注采井起压处置经验，以井口装置承压上限的0.5倍为作为起压容许上限［4］，当压力接近该值时则进行井口放压。以文13-X井为例，该井井口最大承压为25 MPa，则制定放压值为12.5 MPa，截至目前，按照上述放压制度对该井实施了多次放压，目前井口压力约为4.5MPa，有效降低了该井的泄漏风险。

3）监测方面。对于风险较高的文13-X井可加密巡检频次，尤其是当临井进行注采活动时。其次，需要加强气水取样化验和液面监测。

4 结论

1）明确了文96、文23储气库封堵井起压分别由临井高压注水和防腐泥浆脱气引起。

2）针对安全风险大的文13-X井制定了“定期巡检、特殊时期加密巡检、井口规范放压”的日常管理制度；针对安全风险低的文23-A、23-B、23-C等3口井，日常管理以定期巡检为主。

3）封堵井气层堵剂设计时，应充分考虑临井注采活动影响，确保堵剂抗冲击性和承载力能够适应所处地层环境；其次，封井过程中应加强对防腐泥浆（环空保护液）灌注环节的把控，减少气体混入，降低脱气起压概率。

4）由于文23储气库目前仍处于建设阶段，且部分封堵井周边部署有新井，因此应加强对封堵井周边作业的风险评价工作，确保封堵井在气库建设中及投运后的井控安全。