趙金洲

（中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

天然氣作為一種清潔能源，在能源消費中的比例不斷提高。實踐證明，地下儲氣庫是重要和有效的天然氣調峰手段[1-3]。國外從1915年開始進行地下儲氣庫工程技術的研究和實踐，經(jīng)過100多年的發(fā)展，在地下儲氣庫建設方面形成了系列特色工程技術和裝備[4-7]。我國對儲氣庫的研究起步較晚，直到2000年才建成第一座枯竭油氣藏型調峰儲氣庫——大張坨儲氣庫。隨著國家經(jīng)濟的高速發(fā)展和對清潔能源需求的日益增長，地下儲氣庫將在國內的油氣消費、油氣安全方面發(fā)揮更加重要的作用，由此可以預見，我國將迎來儲氣庫建設的高峰期[8-12]。

中原地區(qū)在區(qū)位、資源和市場等方面優(yōu)勢顯著，儲層地質條件也較為有利，有望成為國內規(guī)模最大的天然氣儲氣庫群。文23儲氣庫位于中原油田，是我國中東部地區(qū)最大儲氣庫，區(qū)域位置好，地處華北調峰中心，管網(wǎng)配套，設計庫容量104×108m3，可以為多條長輸管道的平穩(wěn)運行提供保障，并緩解華北地區(qū)冬季用氣高峰期的用氣緊張和調峰缺口。2019年3月8日，文23儲氣庫成功注氣，標志著“十三五”國家重點工程文23儲氣庫建設取得重大進展。筆者對文23儲氣庫的建設和相關技術研究情況進行了總結，形成了較完善的枯竭油氣藏型儲氣庫建設工程技術鏈，可以為類似儲氣庫建設提供技術保障和示范，保障國家能源戰(zhàn)略的實施。

1 地質特征及工程技術挑戰(zhàn)

中原文23儲氣庫設計庫容量104×108m3，有效工作氣量44.68×108m3，分兩期建設。一期動用庫容體積84.31×108m3，利用老采氣井6口，需要新鉆井66口，注采總井數(shù)72口，設計井臺8個，運行壓力20.92～38.62 MPa，運行工作氣量32.67×108m3。一期封堵老井46口。文23儲氣庫地質條件復雜，沙三段發(fā)育鹽膏層，儲層埋深2 800.00～3 150.00 m，經(jīng)過多年開采，氣藏地層壓力系數(shù)低（0.1～0.6），動態(tài)變化大；地質復雜情況多，儲層虧空嚴重，鹽膏層不穩(wěn)定，斷層裂縫發(fā)育。

文23儲氣庫的地質情況復雜，給施工帶來了新的挑戰(zhàn)，主要表現(xiàn)為以下幾個方面：

1）井漏問題嚴重，儲層保護困難；鉆井液固相和液相侵入氣層較深，對其傷害程度大。

2）固井難度大、固井質量不理想。儲氣庫蓋層鹽膏層段、低承壓地層固井難度大；對井筒完整性要求高，目前對水泥石長效密封的研究較少，且缺少評價手段。

3）對井筒封閉性要求高，評價手段和方法少。蓋層、斷層固井質量與設計存在差異性和不確定性，易造成單井封閉性失效；缺乏儲氣庫固井質量的標準化刻度規(guī)范以及評價標準。

4）注采管柱長期承受復雜交變載荷及腐蝕等多重作用，管柱結構功能單一，缺少規(guī)范設計方法。

5）老井井況復雜，尚未形成重復利用評價技術。

2 關鍵工程技術研究

針對文23儲氣庫遇到的工程技術挑戰(zhàn)，開展了鹽膏層固井、超低壓儲層防漏及保護、井筒封閉性評價、注采完井管柱設計和老井封堵與評價等技術攻關，解決了文23儲氣庫建設中的重大技術難題，支撐了中原文23儲氣庫示范工程建設。

2.1 鹽膏層（蓋層）固井技術

文23儲氣庫沙三段地層發(fā)育鹽膏層，厚度200～500 m不等，是儲氣庫的主要蓋層。根據(jù)文23鹽膏層的組分特征，研發(fā)了新型抗鹽彈韌性水泥漿體系；針對鹽膏層固井環(huán)空間隙小、井眼不規(guī)則和水泥環(huán)膠結質量差的特點，制定了技術套管固井技術方案。

2.1.1 新型抗鹽微膨脹彈韌性水泥漿

為降低水泥石的彈性模量，在水泥漿中加入新型彈韌劑，形成了新型抗鹽微膨脹彈韌性水泥漿。其中，1.50 kg/L低密度微膨脹彈韌性水泥漿的配方為G級水泥+分散劑+降濾失劑+減輕劑+早強劑+微硅粉+穩(wěn)定劑+短纖維+緩凝劑+消泡劑，1.90 kg/L高密度微膨脹彈韌性水泥漿的配方為G級水泥+分散劑+降濾失劑+穩(wěn)定劑+彈性劑+短纖維+增強增韌劑+緩凝劑+消泡劑，其主要性能見表1。

2.1.2 鹽膏層固井工藝優(yōu)化

1）四級高效沖洗隔離防漏技術。為了清除環(huán)空濾餅和油膜，提高驅替效率和防止井漏，采用了平衡壓力固井技術，并要求鉆井液保持良好的流態(tài)。研發(fā)的四級沖洗隔離液屬于復合型隔離液，以清水為基液，摻入適量的驅油劑、表面活性劑、懸浮劑及防漏材料，輔助添加液體分散劑。該沖洗隔離液集防漏、沖洗和隔離3種功能于一體，與鉆井液、水泥漿均具有良好的相溶性，可分散濾餅和吸附油膜，提高井眼環(huán)空的驅替效率。

2）頂替效率優(yōu)化。為了提高文23儲氣庫鹽膏層的固井質量，研究制定了適合文23儲氣庫特點的技術套管固井技術方案：

a.增大環(huán)空間隙。在二開φ 320.0 mm井眼下入φ 273.1 mm+φ 282.6 mm復合套管，鹽層厚壁套管段環(huán)空間隙僅18.7 mm，固井時環(huán)空流動阻力大，頂替排量為1.8～1.0 m3/min。利用液力擴孔器對二開井段擴徑，增大二開井段套管與地層間的環(huán)空間隙，但由于該方法的鉆井周期較長、鉆井風險較大，因此對井身結構進行了優(yōu)化，結果見表2。

表1 新型抗鹽微膨脹彈韌性水泥漿的性能Table 1 Performance of the new salt-resistant minimum inflation elastic toughness cement slurry system

表2 優(yōu)化前后的井身結構Table 2 Comparison table of pre/post-adjustment of casing program

b.提高頂替排量。由于施工中存在井漏風險，循環(huán)排量和頂替排量受到了限制，施工頂替排量一般為1.0～1.8 m3/min，上返速度最低0.40 m/s，最高0.67 m/s，導致固井時環(huán)空頂替效率低，影響了水泥環(huán)界面膠結質量。計算結果表明，在居中度為67%的情況下，固井前期頂替排量由1.8 m3/min提高到3.0～3.3 m3/min，水泥漿頂替效率得到大幅提高。

2.2 超低壓儲層防漏及保護技術

2.2.1 超低壓儲層防漏技術

文23氣田為典型的枯竭型砂巖氣田，經(jīng)過多年勘探開發(fā)，部分地層壓力系數(shù)低至0.1～0.3，鉆井過程中井漏風險大。通過調研分析國內外低壓儲層鉆井液應用情況，并采取針對性地優(yōu)化形成了2種儲層保護鉆井液體系。

1）水包油鉆井液。通過優(yōu)選乳化劑、增黏劑、抗高溫穩(wěn)定劑、輔助乳化劑種類并優(yōu)化其加量，確定水包油鉆井液配方為：3.0%～4.0%膨潤土+1.0%～1.5%乳化劑+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。水包油鉆井液具有以下技術優(yōu)勢：密度低，穩(wěn)定性好，有利于保護油氣層和提高機械鉆速；具有較強的抑制性，有利于井壁穩(wěn)定。室內評價結果表明，抗溫100～150 ℃水包油鉆井液的乳化穩(wěn)定性及潤滑性好（見表3）。

表3 抗溫100～150 ℃水包油鉆井液的性能Table 3 Performance of 100-150 ℃ temperature resistance oil-inwater drilling fluid

巖屑在抗溫100～150 ℃水包油鉆井液中的回收率達98.4 %，在清水中的回收率僅為1.0%，可見，該鉆井液具有優(yōu)良的抑制性?，F(xiàn)場應用效果表明，機械鉆速明顯提高，井徑擴大率顯著降低。

2）微泡鉆井液。針對文23氣田低壓儲層的特點，研制了微泡鉆井液，其配方為：2.0%～4.0%膨潤土+0.5%～1.5%表面活性劑VES-1+0.2%～0.5%微泡穩(wěn)定劑HXC+0.2%～0.6%聚合物降濾失劑LV-CMC+1.0%～2.0%膠束促進劑，其密度為0.85 kg/L，表觀黏度為57.5 mPa·s，塑性黏度為25.0 mPa·s，濾失量為8.0 mL。該鉆井液具有密度低、可重復使用、不需要特殊充氣設備和綜合成本低等技術優(yōu)勢，可解決低壓地層漏失及油氣層保護問題。

微泡鉆井液密度低，對微裂縫具有較強的封堵性能，60/90目砂床封堵強度達10 MPa以上，可滿足文23儲氣庫低壓易漏地層段的鉆井施工要求。通過對比分析水包油鉆井液和微泡沫鉆井液的技術優(yōu)勢及其局限性，推薦采用微泡鉆井液。

2.2.2 超低壓儲層保護技術

文23氣田屬低孔低滲儲層，儲層傷害以鉆井液濾液引起的液相傷害為主。儲層接觸鉆井液10 d以上，濾液侵入地層深度約1.00 m，容易引起較為嚴重的固相污染和液相水鎖傷害。儲層巖性以紫紅色細粉砂巖、泥質粉砂巖為主，含有泥質等敏感性礦物，鉆井液濾液與地層礦物及高礦化度地層水不配伍，會導致氣層發(fā)生敏感性傷害。

為保護低孔低滲儲層，優(yōu)化了架橋暫堵劑的材料構成，合理匹配纖維狀封堵劑、硬性架橋粒子及充填封堵粒子的用量，整個三開井段實施了儲層保護作業(yè)。儲層保護鉆井液配方為：三開鉆井液+3.0%～5.0%架橋暫堵劑+1.0%～2.0%可變形封堵劑+0.5%～1.0%抗水鎖劑?？勺冃畏舛聞┩ㄟ^變形擠入儲層孔隙；對于已經(jīng)進入儲層的鉆井液液相，應提高液相的抑制性，防止儲層敏感礦物引起的敏感性傷害；應用抗水鎖劑，既可提高鉆井液的抑制性，又可降低濾液的表面活性，有利于液相在地層中的擴散及穩(wěn)定敏感礦物，降低儲層水鎖傷害。

2.3 儲氣庫蓋層井筒封閉性評價技術

儲氣庫建設過程中，蓋層封閉能力關系到儲氣庫建設的成敗，也影響儲氣庫后期使用過程中的安全。針對文23儲氣庫封閉性評價技術難點，分別從井筒蓋層地質狀況、鉆遇斷層的封閉性和井筒固井質量等方面入手，根據(jù)測錄井資料與實驗數(shù)據(jù)，參考相關行業(yè)標準，通過研究，初步形成了儲氣庫蓋層井筒封閉性評價技術。

2.3.1 蓋層特征分析與封閉性評價

應用X射線元素錄井技術，結合地質錄井資料，統(tǒng)計分析了61口新井和53口老井的沙三下亞段—沙四上亞段蓋層的巖性組成和厚度特征，并計算了區(qū)域范圍內蓋層段排替壓力。

研究結果表明，區(qū)域蓋層厚度大，一般為200～600 m，連續(xù)性好，蓋層厚度的高值區(qū)主要分布在西部文23-側16井—文23儲5-1井—文23儲5-6井—文23儲7-6井—文22井一線，厚度一般在400～500 m；東側文61井—文23儲8-5井—文23-34井—文23儲11-8井一線厚度中等，一般在200～300 m；北部受文西斷層影響，厚度較薄，一般在100～200 m，是儲氣庫蓋層封閉性研究的重點區(qū)域。泥巖蓋層排替壓力一般在5～12 MPa，中部主力區(qū)排替壓力高，北部和南部的物性封閉能力較差，北部文23儲3-10井—文23-9井—文古3井一線區(qū)域是蓋層物性封閉重點關注和監(jiān)測的區(qū)域。

2.3.2 鉆遇斷層封閉性評價

分析了29口井過井斷層的巖性配置關系，認為文23儲氣庫存在4種接觸關系，分別為氣砂-鹽接觸、氣砂-泥接觸、氣砂-氣砂接觸、氣砂-水砂接觸。實際分析表明，邊界斷層和分塊斷層封閉性較好；利用泥巖涂抹系數(shù)對該區(qū)蓋層內部的斷層側向封閉性進行定量評價，結果表明其具有良好的對接幅度，能封閉一定的烴柱高度，封閉性較好，斷層段泥巖涂抹系數(shù)為0.9～3.9。

2.3.3 蓋層段井筒封閉性綜合評價

在分析沙三下亞段—沙四上亞段區(qū)域蓋層的巖性、厚度、排替壓力及鉆遇斷層封閉性的基礎上，結合蓋層段固井質量測井資料對蓋層段井筒封閉性各要素的匹配關系進行綜合評價，初步建立了井筒封閉性綜合評價標準（見表4）。

表4 井筒封閉性綜合評價標準Table 4 Comprehensive evaluation criteria for wellbore sealing

依據(jù)上述標準對61口完鉆井的井筒封閉性進行了評價。結果表明，60口井的蓋層段井筒封閉性達到合格以上標準，僅文23儲7-6井井筒封閉性評價不合格。這表明文23儲氣庫整體固井質量與蓋層段匹配良好，可以起到良好的封閉天然氣的作用。對于評價不合格的井，建議射孔后進行儲層試壓，以確定其封閉性。

2.4 注采完井管柱設計技術

2.4.1 多功能注采工藝管柱

根據(jù)枯竭氣藏型儲氣庫的地質特征、儲層流體物性、氣井產(chǎn)能，以及注采具有“強度高、安全等級要求高、壽命要求高、多輪次反復性”的特點，通過評估國內外的注采工藝管柱結構，針對文23儲氣庫的井身結構和注采要求，研發(fā)了滿足建庫運行的多功能注采完井管柱（見圖1）。

2.4.2 注采完井用井下工具

1）多功能插管封隔器。為了滿足儲氣庫多輪次反復注采、后期作業(yè)保護儲氣層及安全井控的要求，降低完井成本，研制了多功能插管封隔器（見圖2）。該封隔器可滿足長壽命、多輪次強注強采要求，具有多次插入功能，插管撥出后可實現(xiàn)儲氣層與上部井筒隔絕。插管內通徑≥76.0 mm，工具整體耐壓達70 MPa，耐溫150 ℃。

圖1 注采工藝管柱結構示意Fig.1 Schematic diagram of the injection/production pipe string

2）無圍壓防炸裂射孔槍。文23儲氣庫為枯竭氣藏改建儲氣庫，地下儲層經(jīng)過多年的生產(chǎn)開發(fā)，地層壓力極低，平均壓力系數(shù)約為0.3～0.4，為了最大限度地保護儲層，射孔過程液面很低，射孔槍基本處于無圍壓狀態(tài)，而儲氣庫氣井投產(chǎn)射孔井段較長，一般為100～200 m，為保證射孔安全，防止在無圍壓條件下射孔槍出現(xiàn)炸裂等意外情況，設計了無圍壓射孔槍，采用內盲孔結構，優(yōu)化了彈架與槍身機構，大大降低了槍身炸裂及“卡槍”風險；射孔穿深大于1.00 m，滿足儲氣庫投產(chǎn)要求。

2.4.3 注采完井管柱優(yōu)化分析

圖2 多功能插管封隔器結構示意Fig.2 Schematic diagram of the multi-function intubation packer

結合文23儲氣庫的設計運行參數(shù)，充分考慮注采管柱受高壓注氣、注采周期頻繁交替的影響，以及井內壓力、溫度隨之變化的情況，分析了在整個儲氣庫壽命周期內作用于管柱的內壓力、外擠壓力以及軸向力的變化，結合文23儲氣庫儲層特點、工況環(huán)境及系統(tǒng)試井分析資料，優(yōu)選了流入、流出模型，分類建立了高產(chǎn)、中產(chǎn)和低產(chǎn)井的注氣、采氣系統(tǒng)節(jié)點模型，分別進行了注氣、采氣期流入流出動態(tài)模擬，確定了影響注采產(chǎn)能的敏感性因素；分析儲氣庫氣井注采能力、沖蝕能力和攜液能力，為選擇油管提供依據(jù)。根據(jù)氣藏工程單井注采指標，結合注采系統(tǒng)油管尺寸敏感性、抗沖蝕能力和攜液能力分析結果，在保證氣井滿足配產(chǎn)的基礎上，能夠穩(wěn)定攜液生產(chǎn)，且生產(chǎn)過程中不存在沖蝕。根據(jù)模型計算分析結果，推薦高產(chǎn)新井采用內徑76.0 mm油管，中產(chǎn)、低產(chǎn)新井和老井采用內徑62.0 mm油管。

2.5 老井封堵與評價技術

2.5.1 老井封堵主要原則及工藝

在國內外老井封堵研究的基礎上，根據(jù)枯竭砂巖氣藏儲氣庫建庫的需要，結合文23區(qū)塊的地質特點，研發(fā)形成了枯竭氣藏老井封堵配套技術。采取“產(chǎn)層+井筒+管外”并重的封井思路，即對產(chǎn)層段實施擠堵，對井筒注連續(xù)水泥塞并上覆防腐重漿封堵，對管外可能引發(fā)氣體竄漏的位置實施二次封固，從而徹底切斷流體泄漏通道。基于上述思路，結合文23儲氣庫廢棄井的井況特征，確立了“強化地層封堵、兼顧井筒封竄和實時壓力監(jiān)控”的整體封堵原則，制定了相應的擠堵方案。

1）合層擠堵。套管出現(xiàn)的問題主要包括套管變形、錯斷和刺漏等。其中，套管變形對擠堵方式?jīng)]有影響，只需采取修套作業(yè)打通通道即可。對于存在套管錯斷和刺漏的廢棄井，由于涉及的井段較短，通常采用與產(chǎn)層合擠的方式處理。對于無井況問題的廢棄井，若產(chǎn)層段較短，也采用合層擠堵。

2）分層擠堵。若產(chǎn)層段較長，考慮地層壓力低且層間差異大，擠注過程中各層壓力難以控制，進而影響擠堵效果，因此需實施分層擠注（見圖3）。

3）固井質量較差井段的處理。文23儲氣庫廢棄井普遍采用三級井身結構，若技術套管下至射孔段頂界、且連續(xù)優(yōu)質膠結段不足25.00 m，或油層套管連續(xù)優(yōu)質膠結段不足25.00 m，需對其補射工程孔或段銑套管后擠堵，以防氣體沿套管外發(fā)生竄漏。

圖3 承留器分層擠堵工藝示意Fig.3 Schematic diagram of zonal squeezing/plugging with retainer

2.5.2 耐高溫緩膨氣密封封堵劑

為了使封堵劑充分進入封堵的儲氣層，并達到較好的氣密封效果，滿足封堵工藝的要求，研發(fā)了枯竭氣藏封堵用堵劑，其配方為：主劑+2.0%固化劑+2.0%調節(jié)劑+5.0%復合結網(wǎng)劑+2.0%微膨劑+0.2%高溫懸浮劑。與普通堵劑相比，其粒徑更細，粒度范圍更加集中（見表5），堵劑更容易進入地層。

表5 封堵用堵劑粒度指標對比Table 5 Comparison of the particle size indicators of plugging agent system

為了解決堵劑在近井地帶和高滲條帶中難以駐留、不能形成致密有效的封堵結構的問題，優(yōu)選了網(wǎng)架結構形成劑（簡稱結網(wǎng)劑），通過測試堵劑滯留面積，確定最佳加量為3.0%～5.0%，添加結網(wǎng)劑后堵劑的滯留面積擴大90.2%。

為了提高堵劑在井筒內凝固后與套管內壁的膠結強度，室內優(yōu)選鈍化金屬粉作為高溫氣井水泥漿體系的微膨脹劑，使堵劑固結體具有自愈功能，同時增強各膠結面強度，堵劑固化后氣體突破壓力顯著提高，最優(yōu)加量為3.0%。形成的堵劑耐溫120 ℃，稠化時間4～9 h可控，初始稠度小于30 Bc，氣密封強度大于15 MPa。

2.5.3 老井封堵質量評價體系

為了對封堵井的質量進行科學的評價，對比分析國內外相關標準，制訂了《文23儲氣庫老井封堵質量評價規(guī)范》，根據(jù)封堵井的設計與施工、封堵用材料與封堵檢驗等情況綜合分析，從封堵工藝的選擇、封堵用的施工材料、封堵后的檢驗和完井交井等幾個方面對封堵井進行綜合評價，最終形成了封堵井的封堵質量綜合評價結果，保證了老井封堵質量滿足儲氣庫的運行要求。

3 現(xiàn)場應用

文23儲氣庫鉆井過程中,采用研發(fā)的新型抗鹽彈韌性水泥漿及新的技術套管固井技術方案后, 二開井眼滿足了下入φ 330.0 mm大尺寸剛性扶正器的要求，提高了二開套管居中度，避免了斜井段套管靠近底邊而影響固井質量的問題; 井身結構優(yōu)化后，文23儲氣庫氣井蓋層段固井質量大幅度提高，優(yōu)良率由5.9%提高到42.8%。針對低壓儲層防漏與儲層保護，應用微泡鉆井液鉆進并采取隨鉆封堵措施，文23儲氣庫的第三、第四輪鉆井周期與前兩輪相比，鉆井液漏失量減小52.3%，井漏損失時間縮短55.2%。

利用蓋層井筒封閉性評價技術及時評價二開固井后的井筒封閉性，提高了施工決策效率，同時制定了相應標準，指導了文23地下儲氣庫二期建設，對國內同類儲氣庫建設具有一定的借鑒意義。

多功能注采管柱能夠滿足氣庫多頻次注氣、關井、采氣及修井維護的要求，也可以滿足儲層清潔與改造、動態(tài)監(jiān)測、緊急關斷異常控制、油套管防腐和多級氣舉等工藝的要求。無圍壓防炸裂射孔槍現(xiàn)場應用10余口井，射孔一次成功率達100%。

在44口老井實施了封堵，其中的32口采用合層擠堵封堵方式，12口采用分層擠堵封堵方式，均取得了較好的封堵效果。依據(jù)《文23儲氣庫老井封堵質量評價規(guī)范》對實施封堵的44口老井的封堵質量進行了評價，并根據(jù)其的封堵評價等級分別制定了風險管控措施。

4 結論與建議

1）通過文23儲氣庫的工程建設及相關技術攻關，形成了適合枯竭油氣藏型地下儲氣庫的系列配套技術，較好地解決了儲氣庫建設過程中出現(xiàn)的工程難題，保障了我國東部地區(qū)目前最大容量地下儲氣庫的順利建成并進行了注氣試驗。

2）文23儲氣庫建設中遇到的最大工程技術挑戰(zhàn)是鹽膏層（蓋層），這是與國內其他枯竭砂巖儲氣庫最大的不同，仍需繼續(xù)開展針對性的技術攻關。

3）國內儲氣庫技術與國外先進技術相比還有一定的差距，建議在現(xiàn)有研究基礎上，通過不斷優(yōu)化提升、配套完善與研究攻關，形成從優(yōu)質庫址篩選、地質油藏研究到鉆采工程、老井處理、經(jīng)濟評價等儲氣庫產(chǎn)業(yè)鏈式的整套先進成熟技術，服務于國家能源戰(zhàn)略和產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化升級。

致謝：在本文撰寫過程中，得到了中國石化石油工程技術研究院牛新明、李大奇、常連玉、李凡、伊偉鍇等同志的幫助，在此一并表示感謝。