華北油田油氣井永久性封井挑戰(zhàn)及對策

游子衛(wèi) 游靖 高艷芳 張彬 趙昆 邱愛民 雷鵬飛

1.中國石油華北油田公司工程技術研究院；2.中國石油華北油田公司勘探事業(yè)部；3.中國石油華北油田公司巴彥勘探開發(fā)分公司

一口井在結束生命周期后進行永久報廢時需進行永久性封井，以保護自然環(huán)境免受污染。永久報廢的含義是該井不再被使用或不再進行“重入”作業(yè)［1］。報廢井必須進行永久性封井，其基本作業(yè)流程為起出完井或生產管柱，在指定位置設置必要的井屏障，最后移除地面設備。永久性封井作業(yè)過程雖然相對簡單，但若沒有清晰明確的計劃和方案，并進行全面風險分析，其作業(yè)成功率和井屏障有效性會大打折扣，不僅增加作業(yè)成本，井筒完整性的缺陷還會對井周圍的地下和地面環(huán)境帶來潛在危害。雖然永久性封井的廢棄井相對生產井的潛在危害低，但廢棄井油氣(主要為甲烷)泄漏污染地下水、海洋和大氣仍占據了一定的比例［2］。

隨著民眾對生活環(huán)境質量的期待越來越高，國家制定并頒布了新環(huán)保法，這部被稱為“史上最嚴”新環(huán)保法的實施表明了國家和地方政府對環(huán)境保護的要求越趨嚴格。華北油田地處京津冀腹地，對環(huán)境要求更加苛刻。隨著城市建設的推進，大量的油氣井需要進行永久性封井。同時，需要廢棄的井的生產時間長、井型多(直井、定向井、大斜度井等)、井別多(油井、氣井、注水井等)，造成封井工程復雜，給封井作業(yè)帶來了挑戰(zhàn)。認真分析廢棄井永久性封井面臨的風險及挑戰(zhàn)，并探討相應對策，保證封井設計科學合理、作業(yè)實施成功和封井數(shù)據提交全面，對確保廢棄井井筒完整性從而降低環(huán)境污染風險有著重要意義。

1 永久性封井井屏障

雖然永久性封井方法和作業(yè)方式多種多樣，但永久性封井基本都是通過建立井屏障實現(xiàn)以下幾個目的［3］：(1)隔離保護淡水層；(2)封隔所有潛在油氣層；(3)永久性防止流體向井外/內泄漏；(4)切割管柱并移除地面設備。其中，井屏障為一個或多個井屏障單元組成的用來阻止地層流體不受控制向井筒、其他地層或外部環(huán)境流動的包覆集合體［4］。常見井筒內井屏障包括一級井屏障、二級井屏障和表層井屏障［4］，若存在淡水層還應設置封隔淡水層的井屏障，見圖1(a)。井屏障單元是指不能單獨阻擋流體從它的一側流向另一側的組件［5］，包括水泥塞、套管外水泥環(huán)和非滲透性地層等，同時還應通過最佳作業(yè)實踐保證各個井屏障單元的質量，見圖1(b)。

圖1 井屏障及井屏障單元示意圖Fig.1 Sketch of well barrier and its unit

廢棄井的井屏障設計、選擇和建造必須滿足以下要求［4］：(1)能夠抵抗可能遇到的最大壓差和溫度；(2)可順利通過壓力測試、功能測試和其他方法進行的測試；(3)確保單個井屏障或單個井屏障單元失效后不會造成井內流體無控制流向外部環(huán)境；(4)單個井屏障失效后，能夠重新建立有效井屏障；(5)能夠在井筒所處的地下和地表環(huán)境下保持長期有效；(6)能夠確定其物理位置及完整性狀態(tài)；(7)井屏障之間相互獨立，不受影響。因此，確保一口井的井屏障滿足永久性封井要求，關鍵是井屏障的質量及其設置位置能夠保證廢棄井的井筒完整性。井屏障失效會帶來巨大的環(huán)境風險，同時，對井屏障失效的井進行補救作業(yè)時，補救措施成本及安全風險也會大大增加。因此，永久性封井作業(yè)的設計、實施和驗證對保證廢棄井井屏障完整性至關重要。

廢棄井井屏障完整性問題一般表現(xiàn)為4 方面［6］，如圖2 所示：(1)套管外固井質量不滿足要求，包括套管-水泥環(huán)微環(huán)隙(a)、水泥石滲透性高(c)、水泥石微裂縫(e)、水泥-地層微環(huán)隙(f)、(h)等；(2)套管完整性缺失(d)，包括套管本體和套管接箍；(3)水泥塞完整性不滿足要求，包括套管-水泥塞微環(huán)隙(b)、水泥塞滲透性強(c)、水泥塞竄槽(g)等；(4)井屏障包覆的地層的完整性不滿足要求(i)。

圖2 井屏障完整性失效示意圖Fig.2 Schematic failure of well barrier integrity

2 永久性封井存在問題與對策

以華北油田Y 油田為例，結合該區(qū)塊井存在的問題，探討華北油田環(huán)境敏感區(qū)塊永久性封井存在的潛在挑戰(zhàn)。Y 油田開發(fā)于1977 年，現(xiàn)有各類井共計60 口，完鉆時間為1977 年至1980 年，井型為直井和定向井，大部分井目的層為霧迷山組，少數(shù)井目的層為沙河街組。經歷過早期的注水開發(fā)后，1994—1999 年該油田北部進行了潛山注氮氣開采，并在北部潛山構造形成了氮氣氣頂。2016 年進行的一次調查顯示，該油田有采油井19 口，注水井4 口，注氮氣井1 口，觀察井6 口，長停井20 口，永久性廢棄井10 口。部分井存在井筒完整性問題，如井的數(shù)據不全、固井質量未評價或較差、套管漏氣和已封井水泥塞設置不合理等(表1)，給該油田的永久性封井帶來了一系列的挑戰(zhàn)。

表1 Y 油田部分井井筒情況統(tǒng)計Table 1 Statistical wellbore situations of some wells in Y Oilfield

2.1 油氣井數(shù)據不全

廢棄井永久性封井計劃的第1 步是收集井的數(shù)據。為全面分析井筒完整性，基本的井數(shù)據應包括以下方面［7］：鉆井報告、鉆井日報、測井數(shù)據、固井施工報告、流體報告、完井報告、油藏和地層破裂壓力數(shù)據、取心及巖心實驗數(shù)據、套管設計報告、井口圖、采油樹、生產歷史等。Y 油田大部分井年代久遠，由于歷史和技術落后等原因，存在老井數(shù)據采集不全或缺失情況。如表1 所示部分井缺失固井質量評價，大部分井限于當時技術能力只進行了聲幅測井CBL 來判斷固井質量。此外，還有少數(shù)井因年代久遠缺失完井報告和測井數(shù)據。數(shù)據的缺失增加了井筒完整性分析的難度，同時增大了封井作業(yè)的不確定性。為獲取較全面的井筒完整性數(shù)據，不得不重新進行數(shù)據測量，使得封井作業(yè)量和作業(yè)成本增加。因此，在建井的初始設計階段就應注意數(shù)據的收集及保存，從而避免影響后續(xù)的作業(yè)設計及實施。對井屏障或井筒的完整性影響較大的信息，如固井質量、井筒情況等，應重新進行數(shù)據測量。

2.2 固井質量驗證及補救

套管外水泥環(huán)是組成井屏障集合體的一個重要單元，其完整性通常由固井質量測井進行驗證。判斷固井質量是否滿足永久性封井要求是最具挑戰(zhàn)和耗費人力物力的作業(yè)之一［7］。如表1 所示，Y 油田部分井的固井質量評價數(shù)據不全，大部分老井只有CBL 測井數(shù)據，無法得知第二界面膠結情況，不足以判定固井質量好壞。此外，即使部分井新采集了CBL-VDL 資料，但限于CBL-VDL 數(shù)據自身缺陷，只能表示“平均”固井質量，不能夠識別竄槽，因此無法真實辨別固井質量好壞。這一問題對位于氣頂?shù)木木餐暾耘袆e影響尤為凸顯，如Y340 井的油層套管固井質量解釋為好，但地面觀察到套管環(huán)空有輕微漏氣。因此，驗證固井質量是否滿足井筒完整性要求，可能要重新進行固井質量測井。斯倫貝謝在北海進行封井作業(yè)時，在采用CBLVDL 資料并經第三方判斷為固井質量良好后，仍下入具有方位辨別能力、可識別竄槽的超聲波成像工具來驗證封井段的水泥膠結密封情況［8］。

依據一定的標準判定套管外固井質量不達標后，需對必封井段采取補救措施。圖3 顯示了Y 油田目的層為霧迷山組的井利用CBL 測得的油層套管固井質量。其中4 口井顯示固井質量為差，因此，在油層套管內打水泥塞不能夠建立合格的井屏障封堵霧迷山組產層。常見的補救方法有擠注水泥和切割套管+固井。擠注水泥由于難以保證固井質量而存在一定風險，切割套管固井費時費力增加作業(yè)成本。此外，霧迷山組地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生井漏，固井水泥漿難以駐留，使得該層段的固井補救作業(yè)更為復雜，固井質量更難以保證。斯倫貝謝公司在北海一口井作業(yè)時采用了射孔-沖洗環(huán)空-注水泥技術。該技術無需費時費力地套管磨銑或切割作業(yè)，同時提高了環(huán)空注水泥固井的固井質量［9］。專為該技術制定的NORSOK EAC 認定準則將被納入新版NORSOK D-010［10］。

圖3 Y 油田潛山井油層套管固井質量Fig.3 Cementing quality of the production casing in the buried hill well of Y Oilfield

2.3 水泥塞設計、施工與驗證測試

NORSOK D-010 認為永久性封井應遵循“永恒”(Eternal Perspective)的原則，并以此作為井屏障材料選擇的原則。Oil &Gas UK 對井屏障材料要求為［8］：(1)材料性能長期不變，能維持大約3 000年；(2)滲透率非常低，基于歷史經驗，質量好的水泥石滲透率通常為10×10-3μm2；(3)不收縮；(4)具有延展性；(5)不受流體影響，能夠經受地下流體及氣體影響；(6)膠結好。雖然人們研發(fā)和試驗了各種材料，但水泥仍然是目前使用最廣泛的井屏障材料［3］。

2.3.1 水泥塞位置及長度設計

水泥塞作為重要的井屏障組成單元，其位置和長度關系著一個井屏障的合格有效與否。水泥塞的位置與長度應該保證井屏障在整個井的橫截面上和軸向上延伸范圍內的完整性，即井屏障包含的地層、水泥環(huán)、套管和水泥塞作為一個集合體，保證其內部在各個方向上的完整性，以滿足封隔要求［5］。

調查Y 油田4 口已封井的老井，發(fā)現(xiàn)4 口井的水泥塞布置都存在一定問題，如圖4 所示：(1) Y30、Y314 和YJ2 井只有一級井屏障(不包含表層井屏障)，一級井屏障失效后無有效井屏障，存在地層流體泄漏風險；(2) Y16 井的二級井屏障和YJ2 井的一級井屏障水泥塞橫向上與環(huán)空及地層一起不能構成合格井屏障；YJ2 井井內封隔器永久處于井下環(huán)境的完整性不能保證，不能夠作為永久性封井的井屏障，因此，該井內不存在合格的一級井屏障，地層流體從井筒內經過套管環(huán)空泄漏至地表的風險較大。

圖4 Y 油田已封井井屏障問題Fig.4 Well barrier problem in the plugged well of Y Oilfield

各個國家和地區(qū)對水泥塞長度規(guī)定不盡相同，BSEE、Oil &Gas UK 以及華北油田標準對單個水泥塞長度要求一般為不小于30 m，NORSOK D-010 則為不小于50 m。注水泥塞施工過程中，由于混漿和污染等情況，實際有效水泥塞長度可能會小于預計長度。多個作業(yè)公司為保證水泥塞質量和完整性滿足標準規(guī)定，在實際作業(yè)中增大水泥塞長度［11］。斯倫貝謝在北海(英國)進行永久性棄井作業(yè)打水泥塞時，根據Oil &Gas UK 的標準要求為至少30.5 m厚的“好”水泥塞，而為了保證水泥塞質量，其實際水泥塞長度通常設計為152.5 m，以保證具備30.5 m厚的“好”水泥塞［8］。

2.3.2 注水泥塞施工優(yōu)化

水泥塞體系的優(yōu)劣和打水泥塞施工工藝都會影響實際水泥塞的質量。為提高水泥塞質量和有效密封長度，通常在以下方面進行優(yōu)化：(1)優(yōu)化水泥漿密度、流變性、稠化時間等性能，提高水泥塞有效長度；(2)優(yōu)化隔離液密度、流變性和配伍性等性能，降低混漿及污染；(3)優(yōu)化注水泥塞工藝，提高水泥塞質量，包括設置水泥塞支撐、優(yōu)化排量、旋轉注入管柱和優(yōu)化上提管柱速度等［12］。

2.3.3 水泥塞驗證測試

水泥塞的驗證測試基本為探塞和試壓。各個標準規(guī)范對探塞和試壓的要求不同。BSEE 要求探塞面加壓至少66.7 kN (15 000 lbf)，試壓至少6.9 MPa(1 000 psi)且10 min 下降不超10%［13］；Oil &Gas UK 要求探塞加壓至少44.5～66.7 kN (10 000～15 000 lbf)，試壓至少超過水泥塞處井深漏失壓力3.5 MPa(500 psi)［14］；NORSOK D-010 對探塞面加壓大小未作說明，一級和二級井屏障水泥塞試壓至少超過水泥塞處井深漏失壓力6.9 MPa (1 000 psi)，表層井屏障水泥塞試壓至少超過水泥塞處井深漏失壓力3.5 MPa(500 psi)［4］。

2.4 地下淡水層保護

Y 油田地下淡水層賦存在第四系，大致分為4 個含水層組，埋深最深約260 m 左右［15］。為保護地下淡水層不受污染，華北油田目前在鉆井設計之初就通過深下表層套管封隔第四系來保護淡水層不受鉆井、采油、修井等作業(yè)影響。而Y 油田由于開發(fā)時間較早，多數(shù)井表層套管下深較淺，為100～150 m 左右，未封隔完第四系淡水層。SY/T 6646—2017《廢棄井及長停井處置指南》指出，封井作業(yè)應保護淡水層免受地層流體或地表水的污染，在最深淡水層底部打一個至少30 m 的水泥塞，并應在打表層水泥塞前確認淡水層被有效封隔。當?shù)畬颖韺犹坠芡馇疑a套管外沒有水泥固結時(Y 油田老井普遍問題)，也可通過一次性擠水泥法、分層擠水泥法、循環(huán)水泥法等保證表層套管鞋處被封堵。Y16、Y30、Y314 和YJ2 井的封井做法均不滿足保護淡水層要求。針對Y 油田表層套管下深較淺情況，永久性封井時應采用擠水泥法或循環(huán)水泥法封隔技術套管或油層套管環(huán)空，或切割自由套管后打水泥塞，從而建立合格的保護淡水層的井屏障，切實保護好地下淡水層，如圖5 所示。

圖5 地下淡水層保護井屏障設置Fig.5 Setting of the well barrier for protecting the underground fresh water aquifer

2.5 地層完整性

一個合格的井屏障單元包含的地層必須是非滲透性的且具有足夠的強度承受可能的壓力［7］。對地層滲透性和強度認識不清，可能因井屏障設置位置不合適而導致井屏障失效。可通過聲波測井資料計算并以巖心巖石力學實驗校正來獲得地層強度數(shù)據。此外還可通過地漏測試等獲得地層破裂壓力，以保證地層完整性。華北油田地層層序及壓力系統(tǒng)較為簡單，且勘探開發(fā)幾十年，泥頁巖地層(密封層)強度基本被證實滿足要求，可提供良好的密封。但有兩方面需要注意：一是水泥塞與密封層位置要相對應，確保水泥塞位于密封層內，形成良好井屏障；二是華北油田第三系產層井為提高產量，部分井進行壓裂，需要結合壓裂資料對密封層完整性進行分析。若有必要，則需磨銑套管，對井屏障范圍內的密封層進行地層測試，獲取必要的數(shù)據資料。

2.6 標準和規(guī)范要求問題

全世界目前還沒有一個統(tǒng)一的廢棄井永久性封井標準，美國、英國和挪威的經驗最豐富，標準最成熟［16］。API 于2018 年4 月發(fā)布了第2 版API BULL E3 Wellbore Plugging and Abandonment Practices，美國Bureau of Safety and Environment Enforcement(BSEE)于2010 年發(fā)布了NTL-2010-G05；Oil &Gas UK 于2015 年發(fā)布了第5 版Guidelines for the Abandonment of Wells，NORSOK 標準于2013 年發(fā)布了第4 版D-010Well Integrity in Drilling and Well Operation。中國石油現(xiàn)行標準是基于第1 版API BULL E3 的SY/T 6646—2017《廢棄井及長停井處置指南》，華北油田也于2015 年制定了企業(yè)標準Q/SY HB0197—2015《石油天然氣廢棄井封井規(guī)范》。以Y 油田常見的三開尾管固井射孔完井的井進行永久性封井為例，對國內外標準規(guī)范進行對比，見圖6［4,13-14,17］。對比各類標準，華北油田廢棄井封井標準規(guī)范需在以下方面進一步完善：(1)井屏障單元不只為水泥塞，還應包含經驗證的密封的水泥環(huán)和非滲透性地層，因此，水泥塞位置應對應為固井質量“好”的井段和密封性泥頁巖地層，避免出現(xiàn)無效井屏障；(2)合理增加推薦的水泥塞長度，保證“好”水泥塞長度；(3)明確一級和二級井屏障，保證冗余度的同時避免重復，合理減少井屏障數(shù)量，降低封井成本。

圖6 不同廢棄井永久性封井標準對比Fig.6 Practice comparison between different permanent well plugging standards of abandoned well

2.7 封井成本控制

從商業(yè)角度講，永久性封井是一項只有投入沒有回報的工程，因此各家公司都在嘗試采用新技術和新工藝降低作業(yè)成本，包括無鉆機不動油管封井工藝、激活頁巖井屏障單元技術和基于風險分析的封井技術等。

(1)無鉆機不動油管封井工藝。Alok Singh 等介紹了利用帶有通信電纜的“數(shù)字化”鋼絲繩作業(yè)的無鉆機封井工藝，并在印度的某X 氣井進行了實施［16］。該工藝無需利用鉆機起出油管進行封井，而是利用數(shù)字化鋼絲繩對油管進行射孔后，利用油管進行打水泥塞封井作業(yè)。相對傳統(tǒng)的起出油管后進行封井的作業(yè)方法，X 井節(jié)省了120 萬美元。但該工藝對油氣井有一定要求：①開發(fā)層系壓力系統(tǒng)單一，無需封隔不同壓力層系；②無有毒有害氣體；③井內無電纜或控制管線，不影響水泥塞的密封性；④固井質量良好，套管環(huán)空不帶壓，以保證井屏障的密封性；⑤井斜角較小，油管與套管無偏心情況，以保證水泥塞密封質量；⑥井內生產管柱簡單且無結垢，不影響工藝的實施。

(2)激活頁巖井屏障單元技術。Williams 和Tron Golder 等研究了頁巖作為永久性封井井屏障的可能性。通過向頁巖地層注入激活劑或加熱等方法，使頁巖地層發(fā)生蠕變，密封套管環(huán)空形成井屏障，極大簡化井屏障設置作業(yè)。室內和現(xiàn)場試驗表明，可利用水或其他激活劑激活頁巖，在幾小時或幾天內形成井屏障，通過聲波測井和試壓證明了形成的井屏障可滿足永久性封井要求［17-18］。

(3)基于風險分析的封井技術。DNVGL 公司基于風險分析方法通過軟件模擬流體流動和環(huán)境影響，對永久性封井風險進行系統(tǒng)性分析，在不增加風險情況下減少井屏障數(shù)量，從而降低成本［19］。DNVGL 公司在北海為多家油公司實施了永久性封井作業(yè)，并推出了DNVGL-RP-E103 推薦做法。

3 結論

(1)華北油田永久性封井存在油氣井數(shù)據不全、部分固井質量評價依據不足以及封隔油氣層和淡水層的井屏障設置不合理等問題，封井作業(yè)前應充分收集資料并在必要時利用新技術獲取相關數(shù)據，確保所建立的井屏障的完整性。

(2)結合國內外標準規(guī)范和作業(yè)經驗，進一步完善廢棄井封井規(guī)范。應明確各個井屏障所包含的單元，在保證井屏障冗余度的同時減少重復。

(3)積極研發(fā)封井材料并開發(fā)封井技術，保證廢棄井井筒完整性的同時降低封井成本。

(4)在鉆井設計之初制定好整個井生命周期的井筒完整性計劃，可從源頭保證永久廢棄井的井筒完整性并降低封井作業(yè)的風險及成本。