文23地下储气库关键工程技术

2019-06-28赵金洲

石油钻探技术 2019年3期

赵金洲

（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

天然气作为一种清洁能源，在能源消费中的比例不断提高。实践证明，地下储气库是重要和有效的天然气调峰手段[1-3]。国外从1915年开始进行地下储气库工程技术的研究和实践，经过100多年的发展，在地下储气库建设方面形成了系列特色工程技术和装备[4-7]。我国对储气库的研究起步较晚，直到2000年才建成第一座枯竭油气藏型调峰储气库——大张坨储气库。随着国家经济的高速发展和对清洁能源需求的日益增长，地下储气库将在国内的油气消费、油气安全方面发挥更加重要的作用，由此可以预见，我国将迎来储气库建设的高峰期[8-12]。

中原地区在区位、资源和市场等方面优势显著，储层地质条件也较为有利，有望成为国内规模最大的天然气储气库群。文23储气库位于中原油田，是我国中东部地区最大储气库，区域位置好，地处华北调峰中心，管网配套，设计库容量104×108m3，可以为多条长输管道的平稳运行提供保障，并缓解华北地区冬季用气高峰期的用气紧张和调峰缺口。2019年3月8日，文23储气库成功注气，标志着“十三五”国家重点工程文23储气库建设取得重大进展。笔者对文23储气库的建设和相关技术研究情况进行了总结，形成了较完善的枯竭油气藏型储气库建设工程技术链，可以为类似储气库建设提供技术保障和示范，保障国家能源战略的实施。

1 地质特征及工程技术挑战

中原文23储气库设计库容量104×108m3，有效工作气量44.68×108m3，分两期建设。一期动用库容体积84.31×108m3，利用老采气井6口，需要新钻井66口，注采总井数72口，设计井台8个，运行压力20.92～38.62 MPa，运行工作气量32.67×108m3。一期封堵老井46口。文23储气库地质条件复杂，沙三段发育盐膏层，储层埋深2 800.00～3 150.00 m，经过多年开采，气藏地层压力系数低（0.1～0.6），动态变化大；地质复杂情况多，储层亏空严重，盐膏层不稳定，断层裂缝发育。

文23储气库的地质情况复杂，给施工带来了新的挑战，主要表现为以下几个方面：

1）井漏问题严重，储层保护困难；钻井液固相和液相侵入气层较深，对其伤害程度大。

2）固井难度大、固井质量不理想。储气库盖层盐膏层段、低承压地层固井难度大；对井筒完整性要求高，目前对水泥石长效密封的研究较少，且缺少评价手段。

3）对井筒封闭性要求高，评价手段和方法少。盖层、断层固井质量与设计存在差异性和不确定性，易造成单井封闭性失效；缺乏储气库固井质量的标准化刻度规范以及评价标准。

4）注采管柱长期承受复杂交变载荷及腐蚀等多重作用，管柱结构功能单一，缺少规范设计方法。

5）老井井况复杂，尚未形成重复利用评价技术。

2 关键工程技术研究

针对文23储气库遇到的工程技术挑战，开展了盐膏层固井、超低压储层防漏及保护、井筒封闭性评价、注采完井管柱设计和老井封堵与评价等技术攻关，解决了文23储气库建设中的重大技术难题，支撑了中原文23储气库示范工程建设。

2.1 盐膏层（盖层）固井技术

文23储气库沙三段地层发育盐膏层，厚度200～500 m不等，是储气库的主要盖层。根据文23盐膏层的组分特征，研发了新型抗盐弹韧性水泥浆体系；针对盐膏层固井环空间隙小、井眼不规则和水泥环胶结质量差的特点，制定了技术套管固井技术方案。

2.1.1 新型抗盐微膨胀弹韧性水泥浆

为降低水泥石的弹性模量，在水泥浆中加入新型弹韧剂，形成了新型抗盐微膨胀弹韧性水泥浆。其中，1.50 kg/L低密度微膨胀弹韧性水泥浆的配方为G级水泥+分散剂+降滤失剂+减轻剂+早强剂+微硅粉+稳定剂+短纤维+缓凝剂+消泡剂，1.90 kg/L高密度微膨胀弹韧性水泥浆的配方为G级水泥+分散剂+降滤失剂+稳定剂+弹性剂+短纤维+增强增韧剂+缓凝剂+消泡剂，其主要性能见表1。

2.1.2 盐膏层固井工艺优化

1）四级高效冲洗隔离防漏技术。为了清除环空滤饼和油膜，提高驱替效率和防止井漏，采用了平衡压力固井技术，并要求钻井液保持良好的流态。研发的四级冲洗隔离液属于复合型隔离液，以清水为基液，掺入适量的驱油剂、表面活性剂、悬浮剂及防漏材料，辅助添加液体分散剂。该冲洗隔离液集防漏、冲洗和隔离3种功能于一体，与钻井液、水泥浆均具有良好的相溶性，可分散滤饼和吸附油膜，提高井眼环空的驱替效率。

2）顶替效率优化。为了提高文23储气库盐膏层的固井质量，研究制定了适合文23储气库特点的技术套管固井技术方案：

a.增大环空间隙。在二开φ 320.0 mm井眼下入φ 273.1 mm+φ 282.6 mm复合套管，盐层厚壁套管段环空间隙仅18.7 mm，固井时环空流动阻力大，顶替排量为1.8～1.0 m3/min。利用液力扩孔器对二开井段扩径，增大二开井段套管与地层间的环空间隙，但由于该方法的钻井周期较长、钻井风险较大，因此对井身结构进行了优化，结果见表2。

表1 新型抗盐微膨胀弹韧性水泥浆的性能Table 1 Performance of the new salt-resistant minimum inflation elastic toughness cement slurry system

表2 优化前后的井身结构Table 2 Comparison table of pre/post-adjustment of casing program

b.提高顶替排量。由于施工中存在井漏风险，循环排量和顶替排量受到了限制，施工顶替排量一般为1.0～1.8 m3/min，上返速度最低0.40 m/s，最高0.67 m/s，导致固井时环空顶替效率低，影响了水泥环界面胶结质量。计算结果表明，在居中度为67%的情况下，固井前期顶替排量由1.8 m3/min提高到3.0～3.3 m3/min，水泥浆顶替效率得到大幅提高。

2.2 超低压储层防漏及保护技术

2.2.1 超低压储层防漏技术

文23气田为典型的枯竭型砂岩气田，经过多年勘探开发，部分地层压力系数低至0.1～0.3，钻井过程中井漏风险大。通过调研分析国内外低压储层钻井液应用情况，并采取针对性地优化形成了2种储层保护钻井液体系。

1）水包油钻井液。通过优选乳化剂、增黏剂、抗高温稳定剂、辅助乳化剂种类并优化其加量，确定水包油钻井液配方为：3.0%～4.0%膨润土+1.0%～1.5%乳化剂+0.2%～0.5%LV-CMC+1.0%～2.0%SMP+1.0%～2.0%SMC+0.1%～0.3%CPS2000+30.0%～70.0%油。水包油钻井液具有以下技术优势：密度低，稳定性好，有利于保护油气层和提高机械钻速；具有较强的抑制性，有利于井壁稳定。室内评价结果表明，抗温100～150 ℃水包油钻井液的乳化稳定性及润滑性好（见表3）。

表3 抗温100～150 ℃水包油钻井液的性能Table 3 Performance of 100-150 ℃ temperature resistance oil-inwater drilling fluid

岩屑在抗温100～150 ℃水包油钻井液中的回收率达98.4 %，在清水中的回收率仅为1.0%，可见，该钻井液具有优良的抑制性。现场应用效果表明，机械钻速明显提高，井径扩大率显著降低。

2）微泡钻井液。针对文23气田低压储层的特点，研制了微泡钻井液，其配方为：2.0%～4.0%膨润土+0.5%～1.5%表面活性剂VES-1+0.2%～0.5%微泡稳定剂HXC+0.2%～0.6%聚合物降滤失剂LV-CMC+1.0%～2.0%胶束促进剂，其密度为0.85 kg/L，表观黏度为57.5 mPa·s，塑性黏度为25.0 mPa·s，滤失量为8.0 mL。该钻井液具有密度低、可重复使用、不需要特殊充气设备和综合成本低等技术优势，可解决低压地层漏失及油气层保护问题。

微泡钻井液密度低，对微裂缝具有较强的封堵性能，60/90目砂床封堵强度达10 MPa以上，可满足文23储气库低压易漏地层段的钻井施工要求。通过对比分析水包油钻井液和微泡沫钻井液的技术优势及其局限性，推荐采用微泡钻井液。

2.2.2 超低压储层保护技术

文23气田属低孔低渗储层，储层伤害以钻井液滤液引起的液相伤害为主。储层接触钻井液10 d以上，滤液侵入地层深度约1.00 m，容易引起较为严重的固相污染和液相水锁伤害。储层岩性以紫红色细粉砂岩、泥质粉砂岩为主，含有泥质等敏感性矿物，钻井液滤液与地层矿物及高矿化度地层水不配伍，会导致气层发生敏感性伤害。

为保护低孔低渗储层，优化了架桥暂堵剂的材料构成，合理匹配纤维状封堵剂、硬性架桥粒子及充填封堵粒子的用量，整个三开井段实施了储层保护作业。储层保护钻井液配方为：三开钻井液+3.0%～5.0%架桥暂堵剂+1.0%～2.0%可变形封堵剂+0.5%～1.0%抗水锁剂。可变形封堵剂通过变形挤入储层孔隙；对于已经进入储层的钻井液液相，应提高液相的抑制性，防止储层敏感矿物引起的敏感性伤害；应用抗水锁剂，既可提高钻井液的抑制性，又可降低滤液的表面活性，有利于液相在地层中的扩散及稳定敏感矿物，降低储层水锁伤害。

2.3 储气库盖层井筒封闭性评价技术

储气库建设过程中，盖层封闭能力关系到储气库建设的成败，也影响储气库后期使用过程中的安全。针对文23储气库封闭性评价技术难点，分别从井筒盖层地质状况、钻遇断层的封闭性和井筒固井质量等方面入手，根据测录井资料与实验数据，参考相关行业标准，通过研究，初步形成了储气库盖层井筒封闭性评价技术。

2.3.1 盖层特征分析与封闭性评价

应用X射线元素录井技术，结合地质录井资料，统计分析了61口新井和53口老井的沙三下亚段—沙四上亚段盖层的岩性组成和厚度特征，并计算了区域范围内盖层段排替压力。

研究结果表明，区域盖层厚度大，一般为200～600 m，连续性好，盖层厚度的高值区主要分布在西部文23-侧16井—文23储5-1井—文23储5-6井—文23储7-6井—文22井一线，厚度一般在400～500 m；东侧文61井—文23储8-5井—文23-34井—文23储11-8井一线厚度中等，一般在200～300 m；北部受文西断层影响，厚度较薄，一般在100～200 m，是储气库盖层封闭性研究的重点区域。泥岩盖层排替压力一般在5～12 MPa，中部主力区排替压力高，北部和南部的物性封闭能力较差，北部文23储3-10井—文23-9井—文古3井一线区域是盖层物性封闭重点关注和监测的区域。

2.3.2 钻遇断层封闭性评价

分析了29口井过井断层的岩性配置关系，认为文23储气库存在4种接触关系，分别为气砂-盐接触、气砂-泥接触、气砂-气砂接触、气砂-水砂接触。实际分析表明，边界断层和分块断层封闭性较好；利用泥岩涂抹系数对该区盖层内部的断层侧向封闭性进行定量评价，结果表明其具有良好的对接幅度，能封闭一定的烃柱高度，封闭性较好，断层段泥岩涂抹系数为0.9～3.9。

2.3.3 盖层段井筒封闭性综合评价

在分析沙三下亚段—沙四上亚段区域盖层的岩性、厚度、排替压力及钻遇断层封闭性的基础上，结合盖层段固井质量测井资料对盖层段井筒封闭性各要素的匹配关系进行综合评价，初步建立了井筒封闭性综合评价标准（见表4）。

表4 井筒封闭性综合评价标准Table 4 Comprehensive evaluation criteria for wellbore sealing

依据上述标准对61口完钻井的井筒封闭性进行了评价。结果表明，60口井的盖层段井筒封闭性达到合格以上标准，仅文23储7-6井井筒封闭性评价不合格。这表明文23储气库整体固井质量与盖层段匹配良好，可以起到良好的封闭天然气的作用。对于评价不合格的井，建议射孔后进行储层试压，以确定其封闭性。

2.4 注采完井管柱设计技术

2.4.1 多功能注采工艺管柱

根据枯竭气藏型储气库的地质特征、储层流体物性、气井产能，以及注采具有“强度高、安全等级要求高、寿命要求高、多轮次反复性”的特点，通过评估国内外的注采工艺管柱结构，针对文23储气库的井身结构和注采要求，研发了满足建库运行的多功能注采完井管柱（见图1）。

2.4.2 注采完井用井下工具

1）多功能插管封隔器。为了满足储气库多轮次反复注采、后期作业保护储气层及安全井控的要求，降低完井成本，研制了多功能插管封隔器（见图2）。该封隔器可满足长寿命、多轮次强注强采要求，具有多次插入功能，插管拨出后可实现储气层与上部井筒隔绝。插管内通径≥76.0 mm，工具整体耐压达70 MPa，耐温150 ℃。

图1 注采工艺管柱结构示意Fig.1 Schematic diagram of the injection/production pipe string

2）无围压防炸裂射孔枪。文23储气库为枯竭气藏改建储气库，地下储层经过多年的生产开发，地层压力极低，平均压力系数约为0.3～0.4，为了最大限度地保护储层，射孔过程液面很低，射孔枪基本处于无围压状态，而储气库气井投产射孔井段较长，一般为100～200 m，为保证射孔安全，防止在无围压条件下射孔枪出现炸裂等意外情况，设计了无围压射孔枪，采用内盲孔结构，优化了弹架与枪身机构，大大降低了枪身炸裂及“卡枪”风险；射孔穿深大于1.00 m，满足储气库投产要求。

2.4.3 注采完井管柱优化分析

图2 多功能插管封隔器结构示意Fig.2 Schematic diagram of the multi-function intubation packer

结合文23储气库的设计运行参数，充分考虑注采管柱受高压注气、注采周期频繁交替的影响，以及井内压力、温度随之变化的情况，分析了在整个储气库寿命周期内作用于管柱的内压力、外挤压力以及轴向力的变化，结合文23储气库储层特点、工况环境及系统试井分析资料，优选了流入、流出模型，分类建立了高产、中产和低产井的注气、采气系统节点模型，分别进行了注气、采气期流入流出动态模拟，确定了影响注采产能的敏感性因素；分析储气库气井注采能力、冲蚀能力和携液能力，为选择油管提供依据。根据气藏工程单井注采指标，结合注采系统油管尺寸敏感性、抗冲蚀能力和携液能力分析结果，在保证气井满足配产的基础上，能够稳定携液生产，且生产过程中不存在冲蚀。根据模型计算分析结果，推荐高产新井采用内径76.0 mm油管，中产、低产新井和老井采用内径62.0 mm油管。

2.5 老井封堵与评价技术

2.5.1 老井封堵主要原则及工艺

在国内外老井封堵研究的基础上，根据枯竭砂岩气藏储气库建库的需要，结合文23区块的地质特点，研发形成了枯竭气藏老井封堵配套技术。采取“产层+井筒+管外”并重的封井思路，即对产层段实施挤堵，对井筒注连续水泥塞并上覆防腐重浆封堵，对管外可能引发气体窜漏的位置实施二次封固，从而彻底切断流体泄漏通道。基于上述思路，结合文23储气库废弃井的井况特征，确立了“强化地层封堵、兼顾井筒封窜和实时压力监控”的整体封堵原则，制定了相应的挤堵方案。

1）合层挤堵。套管出现的问题主要包括套管变形、错断和刺漏等。其中，套管变形对挤堵方式没有影响，只需采取修套作业打通通道即可。对于存在套管错断和刺漏的废弃井，由于涉及的井段较短，通常采用与产层合挤的方式处理。对于无井况问题的废弃井，若产层段较短，也采用合层挤堵。

2）分层挤堵。若产层段较长，考虑地层压力低且层间差异大，挤注过程中各层压力难以控制，进而影响挤堵效果，因此需实施分层挤注（见图3）。

3）固井质量较差井段的处理。文23储气库废弃井普遍采用三级井身结构，若技术套管下至射孔段顶界、且连续优质胶结段不足25.00 m，或油层套管连续优质胶结段不足25.00 m，需对其补射工程孔或段铣套管后挤堵，以防气体沿套管外发生窜漏。

图3 承留器分层挤堵工艺示意Fig.3 Schematic diagram of zonal squeezing/plugging with retainer

2.5.2 耐高温缓膨气密封封堵剂

为了使封堵剂充分进入封堵的储气层，并达到较好的气密封效果，满足封堵工艺的要求，研发了枯竭气藏封堵用堵剂，其配方为：主剂+2.0%固化剂+2.0%调节剂+5.0%复合结网剂+2.0%微膨剂+0.2%高温悬浮剂。与普通堵剂相比，其粒径更细，粒度范围更加集中（见表5），堵剂更容易进入地层。

表5 封堵用堵剂粒度指标对比Table 5 Comparison of the particle size indicators of plugging agent system

为了解决堵剂在近井地带和高渗条带中难以驻留、不能形成致密有效的封堵结构的问题，优选了网架结构形成剂（简称结网剂），通过测试堵剂滞留面积，确定最佳加量为3.0%～5.0%，添加结网剂后堵剂的滞留面积扩大90.2%。

为了提高堵剂在井筒内凝固后与套管内壁的胶结强度，室内优选钝化金属粉作为高温气井水泥浆体系的微膨胀剂，使堵剂固结体具有自愈功能，同时增强各胶结面强度，堵剂固化后气体突破压力显著提高，最优加量为3.0%。形成的堵剂耐温120 ℃，稠化时间4～9 h可控，初始稠度小于30 Bc，气密封强度大于15 MPa。

2.5.3 老井封堵质量评价体系

为了对封堵井的质量进行科学的评价，对比分析国内外相关标准，制订了《文23储气库老井封堵质量评价规范》，根据封堵井的设计与施工、封堵用材料与封堵检验等情况综合分析，从封堵工艺的选择、封堵用的施工材料、封堵后的检验和完井交井等几个方面对封堵井进行综合评价，最终形成了封堵井的封堵质量综合评价结果，保证了老井封堵质量满足储气库的运行要求。

3 现场应用

文23储气库钻井过程中,采用研发的新型抗盐弹韧性水泥浆及新的技术套管固井技术方案后, 二开井眼满足了下入φ 330.0 mm大尺寸刚性扶正器的要求，提高了二开套管居中度，避免了斜井段套管靠近底边而影响固井质量的问题; 井身结构优化后，文23储气库气井盖层段固井质量大幅度提高，优良率由5.9%提高到42.8%。针对低压储层防漏与储层保护，应用微泡钻井液钻进并采取随钻封堵措施，文23储气库的第三、第四轮钻井周期与前两轮相比，钻井液漏失量减小52.3%，井漏损失时间缩短55.2%。

利用盖层井筒封闭性评价技术及时评价二开固井后的井筒封闭性，提高了施工决策效率，同时制定了相应标准，指导了文23地下储气库二期建设，对国内同类储气库建设具有一定的借鉴意义。

多功能注采管柱能够满足气库多频次注气、关井、采气及修井维护的要求，也可以满足储层清洁与改造、动态监测、紧急关断异常控制、油套管防腐和多级气举等工艺的要求。无围压防炸裂射孔枪现场应用10余口井，射孔一次成功率达100%。

在44口老井实施了封堵，其中的32口采用合层挤堵封堵方式，12口采用分层挤堵封堵方式，均取得了较好的封堵效果。依据《文23储气库老井封堵质量评价规范》对实施封堵的44口老井的封堵质量进行了评价，并根据其的封堵评价等级分别制定了风险管控措施。