虽然永久性封井方法和作业方式多种多样，但永久性封井基本都是通过建立井屏障实现以下几个目的^[3]：(1)隔离保护淡水层；(2)封隔所有潜在油气层；(3)永久性防止流体向井外/内泄漏；(4)切割管柱并移除地面设备。其中，井屏障为一个或多个井屏障单元组成的用来阻止地层流体不受控制向井筒、其他地层或外部环境流动的包覆集合体^[4]。常见井筒内井屏障包括一级井屏障、二级井屏障和表层井屏障^[4]，若存在淡水层还应设置封隔淡水层的井屏障，见图1(a)。井屏障单元是指不能单独阻挡流体从它的一侧流向另一侧的组件^[5]，包括水泥塞、套管外水泥环和非渗透性地层等，同时还应通过最佳作业实践保证各个井屏障单元的质量，见图1(b)。

图  1  井屏障及井屏障单元示意图

Figure 1.  Sketch of well barrier and its unit

废弃井的井屏障设计、选择和建造必须满足以下要求^[4]：(1)能够抵抗可能遇到的最大压差和温度；(2)可顺利通过压力测试、功能测试和其他方法进行的测试；(3)确保单个井屏障或单个井屏障单元失效后不会造成井内流体无控制流向外部环境；(4)单个井屏障失效后，能够重新建立有效井屏障；(5)能够在井筒所处的地下和地表环境下保持长期有效；(6)能够确定其物理位置及完整性状态；(7)井屏障之间相互独立，不受影响。因此，确保一口井的井屏障满足永久性封井要求，关键是井屏障的质量及其设置位置能够保证废弃井的井筒完整性。井屏障失效会带来巨大的环境风险，同时，对井屏障失效的井进行补救作业时，补救措施成本及安全风险也会大大增加。因此，永久性封井作业的设计、实施和验证对保证废弃井井屏障完整性至关重要。

废弃井井屏障完整性问题一般表现为4方面^[6]，如图2所示：(1)套管外固井质量不满足要求，包括套管-水泥环微环隙(a)、水泥石渗透性高(c)、水泥石微裂缝(e)、水泥-地层微环隙(f)、(h)等；(2)套管完整性缺失(d)，包括套管本体和套管接箍；(3)水泥塞完整性不满足要求，包括套管-水泥塞微环隙(b)、水泥塞渗透性强(c)、水泥塞窜槽(g)等；(4)井屏障包覆的地层的完整性不满足要求(i)。

图  2  井屏障完整性失效示意图

Figure 2.  Schematic failure of well barrier integrity

以华北油田Y油田为例，结合该区块井存在的问题，探讨华北油田环境敏感区块永久性封井存在的潜在挑战。Y油田开发于1977年，现有各类井共计60口，完钻时间为1977年至1980年，井型为直井和定向井，大部分井目的层为雾迷山组，少数井目的层为沙河街组。经历过早期的注水开发后，1994—1999年该油田北部进行了潜山注氮气开采，并在北部潜山构造形成了氮气气顶。2016年进行的一次调查显示，该油田有采油井19口，注水井4口，注氮气井1口，观察井6口，长停井20口，永久性废弃井10口。部分井存在井筒完整性问题，如井的数据不全、固井质量未评价或较差、套管漏气和已封井水泥塞设置不合理等(表1)，给该油田的永久性封井带来了一系列的挑战。

废弃井永久性封井计划的第1步是收集井的数据。为全面分析井筒完整性，基本的井数据应包括以下方面^[7]：钻井报告、钻井日报、测井数据、固井施工报告、流体报告、完井报告、油藏和地层破裂压力数据、取心及岩心实验数据、套管设计报告、井口图、采油树、生产历史等。Y油田大部分井年代久远，由于历史和技术落后等原因，存在老井数据采集不全或缺失情况。如表1所示部分井缺失固井质量评价，大部分井限于当时技术能力只进行了声幅测井CBL来判断固井质量。此外，还有少数井因年代久远缺失完井报告和测井数据。数据的缺失增加了井筒完整性分析的难度，同时增大了封井作业的不确定性。为获取较全面的井筒完整性数据，不得不重新进行数据测量，使得封井作业量和作业成本增加。因此，在建井的初始设计阶段就应注意数据的收集及保存，从而避免影响后续的作业设计及实施。对井屏障或井筒的完整性影响较大的信息，如固井质量、井筒情况等，应重新进行数据测量。

套管外水泥环是组成井屏障集合体的一个重要单元，其完整性通常由固井质量测井进行验证。判断固井质量是否满足永久性封井要求是最具挑战和耗费人力物力的作业之一^[7]。如表1所示，Y油田部分井的固井质量评价数据不全，大部分老井只有CBL测井数据，无法得知第二界面胶结情况，不足以判定固井质量好坏。此外，即使部分井新采集了CBL-VDL资料，但限于CBL-VDL数据自身缺陷，只能表示“平均”固井质量，不能够识别窜槽，因此无法真实辨别固井质量好坏。这一问题对位于气顶的井的井筒完整性判别影响尤为凸显，如Y340井的油层套管固井质量解释为好，但地面观察到套管环空有轻微漏气。因此，验证固井质量是否满足井筒完整性要求，可能要重新进行固井质量测井。斯伦贝谢在北海进行封井作业时，在采用CBL-VDL资料并经第三方判断为固井质量良好后，仍下入具有方位辨别能力、可识别窜槽的超声波成像工具来验证封井段的水泥胶结密封情况^[8]。

依据一定的标准判定套管外固井质量不达标后，需对必封井段采取补救措施。图3显示了Y油田目的层为雾迷山组的井利用CBL测得的油层套管固井质量。其中4口井显示固井质量为差，因此，在油层套管内打水泥塞不能够建立合格的井屏障封堵雾迷山组产层。常见的补救方法有挤注水泥和切割套管+固井。挤注水泥由于难以保证固井质量而存在一定风险，切割套管固井费时费力增加作业成本。此外，雾迷山组地层裂缝发育，易发生井漏，固井水泥浆难以驻留，使得该层段的固井补救作业更为复杂，固井质量更难以保证。斯伦贝谢公司在北海一口井作业时采用了射孔-冲洗环空-注水泥技术。该技术无需费时费力地套管磨铣或切割作业，同时提高了环空注水泥固井的固井质量^[9]。专为该技术制定的NORSOK EAC认定准则将被纳入新版NORSOK D-010^[10]。

图  3  Y油田潜山井油层套管固井质量

Figure 3.  Cementing quality of the production casing in the buried hill well of Y Oilfield

NORSOK D-010认为永久性封井应遵循“永恒”(Eternal Perspective)的原则，并以此作为井屏障材料选择的原则。Oil & Gas UK对井屏障材料要求为^[8]：(1)材料性能长期不变，能维持大约3 000年；(2)渗透率非常低，基于历史经验，质量好的水泥石渗透率通常为10×10⁻³ μm²；(3)不收缩；(4)具有延展性；(5)不受流体影响，能够经受地下流体及气体影响；(6)胶结好。虽然人们研发和试验了各种材料，但水泥仍然是目前使用最广泛的井屏障材料^[3]。

水泥塞作为重要的井屏障组成单元，其位置和长度关系着一个井屏障的合格有效与否。水泥塞的位置与长度应该保证井屏障在整个井的横截面上和轴向上延伸范围内的完整性，即井屏障包含的地层、水泥环、套管和水泥塞作为一个集合体，保证其内部在各个方向上的完整性，以满足封隔要求^[5]。

调查Y油田4口已封井的老井，发现4口井的水泥塞布置都存在一定问题，如图4所示：(1) Y30、Y314和YJ2井只有一级井屏障(不包含表层井屏障)，一级井屏障失效后无有效井屏障，存在地层流体泄漏风险；(2) Y16井的二级井屏障和YJ2井的一级井屏障水泥塞横向上与环空及地层一起不能构成合格井屏障；YJ2井井内封隔器永久处于井下环境的完整性不能保证，不能够作为永久性封井的井屏障，因此，该井内不存在合格的一级井屏障，地层流体从井筒内经过套管环空泄漏至地表的风险较大。

图  4  Y油田已封井井屏障问题

Figure 4.  Well barrier problem in the plugged well of Y Oilfield

各个国家和地区对水泥塞长度规定不尽相同，BSEE、Oil & Gas UK以及华北油田标准对单个水泥塞长度要求一般为不小于30 m，NORSOK D-010则为不小于50 m。注水泥塞施工过程中，由于混浆和污染等情况，实际有效水泥塞长度可能会小于预计长度。多个作业公司为保证水泥塞质量和完整性满足标准规定，在实际作业中增大水泥塞长度^[11]。斯伦贝谢在北海(英国)进行永久性弃井作业打水泥塞时，根据Oil & Gas UK的标准要求为至少30.5 m厚的“好”水泥塞，而为了保证水泥塞质量，其实际水泥塞长度通常设计为152.5 m，以保证具备30.5 m厚的“好”水泥塞^[8]。

水泥塞体系的优劣和打水泥塞施工工艺都会影响实际水泥塞的质量。为提高水泥塞质量和有效密封长度，通常在以下方面进行优化：(1)优化水泥浆密度、流变性、稠化时间等性能，提高水泥塞有效长度；(2)优化隔离液密度、流变性和配伍性等性能，降低混浆及污染；(3)优化注水泥塞工艺，提高水泥塞质量，包括设置水泥塞支撑、优化排量、旋转注入管柱和优化上提管柱速度等^[12]。

水泥塞的验证测试基本为探塞和试压。各个标准规范对探塞和试压的要求不同。BSEE要求探塞面加压至少66.7 kN (15000 lbf)，试压至少6.9 MPa (1 000 psi)且10 min下降不超10%^[13]；Oil & Gas UK要求探塞加压至少44.5~66.7 kN (10 000~15 000 lbf)，试压至少超过水泥塞处井深漏失压力3.5 MPa(500 psi)^[14]；NORSOK D-010对探塞面加压大小未作说明，一级和二级井屏障水泥塞试压至少超过水泥塞处井深漏失压力6.9 MPa (1 000 psi)，表层井屏障水泥塞试压至少超过水泥塞处井深漏失压力3.5 MPa(500 psi)^[4]。

Y油田地下淡水层赋存在第四系，大致分为4个含水层组，埋深最深约260 m左右^[15]。为保护地下淡水层不受污染，华北油田目前在钻井设计之初就通过深下表层套管封隔第四系来保护淡水层不受钻井、采油、修井等作业影响。而Y油田由于开发时间较早，多数井表层套管下深较浅，为100~150 m左右，未封隔完第四系淡水层。SY/T 6646—2017《废弃井及长停井处置指南》指出，封井作业应保护淡水层免受地层流体或地表水的污染，在最深淡水层底部打一个至少30 m的水泥塞，并应在打表层水泥塞前确认淡水层被有效封隔。当淡水层表层套管外且生产套管外没有水泥固结时(Y油田老井普遍问题)，也可通过一次性挤水泥法、分层挤水泥法、循环水泥法等保证表层套管鞋处被封堵。Y16、Y30、Y314和YJ2井的封井做法均不满足保护淡水层要求。针对Y油田表层套管下深较浅情况，永久性封井时应采用挤水泥法或循环水泥法封隔技术套管或油层套管环空，或切割自由套管后打水泥塞，从而建立合格的保护淡水层的井屏障，切实保护好地下淡水层，如图5所示。

图  5  地下淡水层保护井屏障设置

Figure 5.  Setting of the well barrier for protecting the underground fresh water aquifer

一个合格的井屏障单元包含的地层必须是非渗透性的且具有足够的强度承受可能的压力^[7]。对地层渗透性和强度认识不清，可能因井屏障设置位置不合适而导致井屏障失效。可通过声波测井资料计算并以岩心岩石力学实验校正来获得地层强度数据。此外还可通过地漏测试等获得地层破裂压力，以保证地层完整性。华北油田地层层序及压力系统较为简单，且勘探开发几十年，泥页岩地层(密封层)强度基本被证实满足要求，可提供良好的密封。但有两方面需要注意：一是水泥塞与密封层位置要相对应，确保水泥塞位于密封层内，形成良好井屏障；二是华北油田第三系产层井为提高产量，部分井进行压裂，需要结合压裂资料对密封层完整性进行分析。若有必要，则需磨铣套管，对井屏障范围内的密封层进行地层测试，获取必要的数据资料。

全世界目前还没有一个统一的废弃井永久性封井标准，美国、英国和挪威的经验最丰富，标准最成熟^[16]。API于2018年4月发布了第2版API BULL E3 Wellbore Plugging and Abandonment Practices，美国Bureau of Safety and Environment Enforcement(BSEE)于2010年发布了NTL-2010-G05；Oil & Gas UK于2015年发布了第5版Guidelines for the Abandonment of Wells，NORSOK标准于2013年发布了第4版D-010Well Integrity in Drilling and Well Op-eration。中国石油现行标准是基于第1版API BULL E3的SY/T 6646—2017《废弃井及长停井处置指南》，华北油田也于2015年制定了企业标准Q/SY HB0197—2015《石油天然气废弃井封井规范》。以Y油田常见的三开尾管固井射孔完井的井进行永久性封井为例，对国内外标准规范进行对比，见图6^{[4, 13-14, 17]}。对比各类标准，华北油田废弃井封井标准规范需在以下方面进一步完善：(1)井屏障单元不只为水泥塞，还应包含经验证的密封的水泥环和非渗透性地层，因此，水泥塞位置应对应为固井质量“好”的井段和密封性泥页岩地层，避免出现无效井屏障；(2)合理增加推荐的水泥塞长度，保证“好”水泥塞长度；(3)明确一级和二级井屏障，保证冗余度的同时避免重复，合理减少井屏障数量，降低封井成本。

图  6  不同废弃井永久性封井标准对比

Figure 6.  Practice comparison between different permanent well plugging standards of abandoned well

从商业角度讲，永久性封井是一项只有投入没有回报的工程，因此各家公司都在尝试采用新技术和新工艺降低作业成本，包括无钻机不动油管封井工艺、激活页岩井屏障单元技术和基于风险分析的封井技术等。

(1)无钻机不动油管封井工艺。Alok Singh 等介绍了利用带有通信电缆的“数字化”钢丝绳作业的无钻机封井工艺，并在印度的某X气井进行了实施^[16]。该工艺无需利用钻机起出油管进行封井，而是利用数字化钢丝绳对油管进行射孔后，利用油管进行打水泥塞封井作业。相对传统的起出油管后进行封井的作业方法，X井节省了120万美元。但该工艺对油气井有一定要求：①开发层系压力系统单一，无需封隔不同压力层系；②无有毒有害气体；③井内无电缆或控制管线，不影响水泥塞的密封性；④固井质量良好，套管环空不带压，以保证井屏障的密封性；⑤井斜角较小，油管与套管无偏心情况，以保证水泥塞密封质量；⑥井内生产管柱简单且无结垢，不影响工艺的实施。

(2)激活页岩井屏障单元技术。Williams和Tron Golder等研究了页岩作为永久性封井井屏障的可能性。通过向页岩地层注入激活剂或加热等方法，使页岩地层发生蠕变，密封套管环空形成井屏障，极大简化井屏障设置作业。室内和现场试验表明，可利用水或其他激活剂激活页岩，在几小时或几天内形成井屏障，通过声波测井和试压证明了形成的井屏障可满足永久性封井要求^[17-18]。

(3)基于风险分析的封井技术。DNVGL公司基于风险分析方法通过软件模拟流体流动和环境影响，对永久性封井风险进行系统性分析，在不增加风险情况下减少井屏障数量，从而降低成本^[19]。DNVGL公司在北海为多家油公司实施了永久性封井作业，并推出了DNVGL-RP-E103推荐做法。

(1)华北油田永久性封井存在油气井数据不全、部分固井质量评价依据不足以及封隔油气层和淡水层的井屏障设置不合理等问题，封井作业前应充分收集资料并在必要时利用新技术获取相关数据，确保所建立的井屏障的完整性。

(2)结合国内外标准规范和作业经验，进一步完善废弃井封井规范。应明确各个井屏障所包含的单元，在保证井屏障冗余度的同时减少重复。

(3)积极研发封井材料并开发封井技术，保证废弃井井筒完整性的同时降低封井成本。

(4)在钻井设计之初制定好整个井生命周期的井筒完整性计划，可从源头保证永久废弃井的井筒完整性并降低封井作业的风险及成本。