老井封堵材料与永久弃置作业工艺研究

报告编号：OGA-A-049 ｜ A 级深度技术调研报告 赛道：石油天然气钻完井工程 · 类别：弃置封堵与井筒退役 编制单位：北京经纬智汇信息咨询有限公司 ｜ 用途：内部参考 ｜ 截止日期：2026 年 7 月 9 日

一、执行摘要

老井封堵与永久弃置（P&A）正在从一项边缘性的合规成本，转变为决定油服企业未来十年增长曲线的核心赛道。全球海上退役市场规模 2025 年为 85.2 亿美元，2026 年约 90.7 亿美元，预计 2034 年增至 167.3 亿美元，年均复合增长率约 7.96%，其中欧洲 2025 年占近半（49.65%）。在海上退役的各成本单元中，井筒封堵通常占单项目总费用的 45%–60%，是最大或次大的支出项。英国北海过渡管理局（NSTA）于 2025 年 7 月 10 日发布的《UKCS 退役成本与绩效更新》测算，剩余退役总费用约 440 亿英镑（2024 年不变价，约合 581 亿美元），其中井封堵约占一半。庞大的待弃置井存量、日趋严格的法规执法，以及碳封存（CCS）带来的老井完整性再评价需求，共同支撑了这一赛道未来十年的确定性放量。

从技术演进看，以普通硅酸盐水泥（API G/H 级）为核心的传统封堵体系，正被"多材料并用+过管柱作业"的新路线所补充和替代。普通水泥固有的收缩、微环隙、界面失效以及 CO₂/H₂S 腐蚀等缺陷，难以单独满足长期完整性要求；而射孔-冲洗-注水泥（PWC）、铋合金塞（BiSN Wel-lok）、热剂原位造岩（Interwell RockSolid）、地聚合物、热固性树脂等新材料与新工艺已进入现场规模化应用，可将单井作业时间从传统的 10–14 天缩短至 2–3 天。

综合技术成熟度、成本与市场格局，本报告建议以"水泥为主体、新材料补短板、无钻机化为降本方向"的思路分阶段布局：优先跟踪 PWC 与铋合金/热剂造岩两条已商业化的技术路线，绑定挪威及北海的生态位供应商，并将 CCS 老井完整性再评价与再弃置服务作为第二增长曲线。需要警惕的核心风险主要来自长期完整性的不确定性、法规趋严（如 NSTA 对 EnQuest 开出的 1,650 万英镑罚款），以及钻机与作业船只的供应链瓶颈。

二、核心研判

本报告的主要研判可概括为以下七个方面。

其一，市场规模的统计口径差异显著。不同机构对"井弃置服务"市场的估算从 16.6 亿美元（TechSci，2024）到 22.6 亿美元（UnivDatos，2024）不等，而更宽口径的"海上退役市场"2025 年为 85.2 亿美元（Fortune Business Insights），差异主要源于是否纳入平台拆除、海管清理等环节。但无论采用何种口径，井筒 P&A 都是最大或次大的成本单元（海上占总退役费的 45%–60%）。

其二，待弃置井存量巨大。IHS Markit（2021）估计 2021–2030 年间全球将有超过 18,500 个井口、约 2,800 座固定平台被退役；美国 EPA（2023）估计美国约有 370 万口废弃/孤儿井，在 1859 年以来所钻的约 400 万–500 万口井中，已记录废弃井中有 58% 未封堵；挪威大陆架约 2,900–3,000 口井待封堵；英国北海到 2033 年需封堵超过 2,000 口井；墨西哥湾约 14,000 口未封堵停产井；亚太地区约 35,000 口井（Wood Mackenzie）。

其三，水泥失效机理已被清晰认识。收缩（水化体积减小约 2.4%）、套管-水泥与水泥-地层界面脱粘形成微环隙、CO₂ 碳化（28 天暴露后强度下降 28.5%、退化深度约 1.28 毫米）以及 H₂S 硫化侵蚀，构成四大失效路径，也是新材料研发的主要靶点。

其四，技术路线分化明确。PWC 由 HydraWell（2026 年 4 月被 SLB 完成收购）与 Archer（Stronghold Barricade）主导；热剂原位造岩由 Interwell（RockSolid，铋-热剂体系）主导；铋合金塞由 BiSN（Wel-lok，2024 年 10 月 23 日累计部署达 500 次）主导；地聚合物与树脂则处于现场试验到早期商业化阶段。

其五，国际法规体系呈两分格局。北海地区（挪威 NORSOK D-010、英国 OEUK 指南）采用基于风险的性能导向，要求永久屏障贯穿全井筒横截面、储层设两道独立屏障加地表屏障；美国 BSEE 30 CFR 250 Subpart Q 则采用处方式规则，规定各段塞长度、要求两道独立屏障且其一为机械屏障、并由注册工程师认证。

其六，CCS 交叉是重大机遇。碳封存要求老井在 CO₂ 环境下保持百年至千年尺度的完整性，由此催生了 EverCRETE 等抗 CO₂ 水泥以及老井再评价、再弃置的需求，北海 Smeaheia 等项目已开展遗留井筛查。

其七，成本压力与无钻机化并行。北海单井 P&A 传统上约需 480 万–500 万英镑（平台井），钻机是最大成本项；PWC 相比分段铣削可节省约 50% 成本与大量钻机日，无钻机作业与轻型干预船是当前的降本主方向。

• CCS 交叉是重大机遇：碳封存要求老井在 CO₂ 环境下保持百年至千年尺度完整性，催生 EverCRETE 等抗 CO₂ 水泥与老井再评价/再弃置需求；北海 Smeaheia 等项目已开展遗留井筛查。

• 成本与无钻机化：北海单井 P&A 传统上约 480 万–500 万英镑（平台井），钻机是最大成本项；PWC 较分段铣削（section milling）可省约 50% 成本和大量钻机日；无钻机（rigless）/轻型干预船（LWIV）是降本主方向。

三、行业背景与研究意义

3.1 什么是老井封堵与永久弃置

当油气井到达经济寿命终点或因安全/环境原因不能继续使用时，必须进行永久弃置（Permanent Plug & Abandonment, P&A），即在井筒内设置若干道屏障（barrier），永久隔离储层与其他含流体地层、恢复盖层（caprock）的天然封隔功能，防止油气/盐水向浅层含水层和地表迁移。永久弃置是井全生命周期的最后一环，也是不可逆的一环——一旦封堵失效，补救成本极高甚至无法补救。

弃置分三类：永久弃置（Permanent）、临时弃置（Temporary，可再进入）、暂停（Suspension）。本报告聚焦永久弃置，兼及临时弃置的屏障要求。

3.2 为什么现在重要

• 老龄化浪潮：全球超过 60% 的油气产量已来自成熟资产，SLB 预计到 2030 年将升至近 80%；大量 20 世纪下半叶钻的井已到寿命终点。BSEE 指出美国外大陆架现有约 1,430 座平台，约 75% 已超过 25 年。
• 法规趋严与执法收紧：NSTA 已于 2025 年 12 月首次公布"未达标运营商名单"（13 家运营商错过 153 口闲置井的同意期限，集中于中北海；另 22 家运营 780 口井处于合规状态），并于 2026 年 4 月 9 日对 EnQuest Heather Limited 因 4 个区块 33 口闲置井处以合计 1,650 万英镑罚款（每口 50 万英镑，为 NSTA 史上最大单笔罚款，远超 2024 年对 Repsol 的 35 万英镑纪录）；美国、挪威、澳大利亚均在收紧弃置时限。
• 甲烷与地下水风险：美国 EPA 估计废弃井每年排放相当于 700 万–2,000 万吨 CO₂ 当量的甲烷；孤儿井是地下水污染的重要通道。
• 能源转型与 CCS：枯竭油气藏是 CO₂ 封存的首选场所，老井完整性直接决定 CCS 储库安全，形成"退役—再利用/再弃置"的新价值链。

*图1：全球停产/待弃置油气井数量分布图*