某超深復(fù)雜井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)及其石油套管的開(kāi)發(fā)應(yīng)用

盧小慶，賈應(yīng)林，嚴(yán) 峰，章景城，李恒政，扈 立，王 正

（1. 天津鋼管集團(tuán)股份有限公司，天津 300301；2. 中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆 庫(kù)爾勒 841000；

3. 中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000）

塔里木油田克拉蘇山前構(gòu)造帶位于塔里木盆地北側(cè)的拜城縣境內(nèi)。根據(jù)前期的預(yù)測(cè)，該區(qū)塊含有豐富的天然氣資源，但由于其地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，屬于典型的高陡構(gòu)造，地層傾角大，壓力系統(tǒng)多，儲(chǔ)層埋藏深，而且有一套或多套鹽層或復(fù)合鹽層，導(dǎo)致鉆井施工難度極大［1］。從20 世紀(jì)90 年代開(kāi)始，中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司（簡(jiǎn)稱中石油）就在此區(qū)塊進(jìn)行鉆井施工，由于井下地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，并且缺乏精細(xì)地質(zhì)構(gòu)造描述，層位卡位困難，導(dǎo)致井下事故頻繁發(fā)生，在未鉆到目的層時(shí)井眼報(bào)廢，無(wú)法完成鉆井施工的目的，嚴(yán)重制約著該區(qū)塊的勘探開(kāi)發(fā)進(jìn)展。

從20 世紀(jì)初開(kāi)始，塔里木油田與天津鋼管集團(tuán)股份有限公司（簡(jiǎn)稱天津鋼管）合作，在對(duì)前期鉆井施工失效事故進(jìn)行深入分析的基礎(chǔ)上，嘗試進(jìn)行新的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和相配套的石油套管的開(kāi)發(fā)。在井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方面，通過(guò)深入分析認(rèn)為以前采用的Ф508.00 mm×Ф339.72 mm×Ф244.48 mm×Ф177.80 mm×Ф127.00 mm 5 層套管井身結(jié)構(gòu)不適用于該區(qū)塊的鉆井施工［2］，主要原因是：①套管層次偏少，5 層套管無(wú)法有效應(yīng)對(duì)未能準(zhǔn)確預(yù)告的工程地質(zhì)問(wèn)題；②該井身結(jié)構(gòu)導(dǎo)致套管環(huán)空間隙不均勻，影響固井質(zhì)量；③僅靠API 規(guī)格、鋼級(jí)及螺紋類型的套管難以滿足克拉蘇山前構(gòu)造帶的鉆井施工工程要求，必須打破API 標(biāo)準(zhǔn)的束縛，盡快開(kāi)發(fā)出非API規(guī)格、鋼級(jí)和螺紋類型的套管［3-8］。在對(duì)套管失效分析后認(rèn)為：①Ф177.80 mm×12.65 mm 140 kpsi鋼級(jí)套管難以抵擋深部鹽層蠕動(dòng)對(duì)套管造成的剪切力，必須選用抗剪切力更強(qiáng)的套管；②套管在井下發(fā)生開(kāi)裂的主要原因是套管材料的韌性不夠［9］，必須提高深井/超深井用套管材料的沖擊韌性指標(biāo)，以抵抗開(kāi)裂變形能力；③在確保套管韌性的基礎(chǔ)上，盡可能提高套管的鋼級(jí)（強(qiáng)度），以減輕管柱的質(zhì)量，并增大環(huán)空間隙。

基于以上認(rèn)識(shí)，塔里木油田與天津鋼管在充分論證的基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)了6 層變7 層（正常為6 層，井下出現(xiàn)復(fù)雜情況時(shí)轉(zhuǎn)換為7 層）的井身結(jié)構(gòu)，并由天津鋼管負(fù)責(zé)設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)相配套的非API 規(guī)格、鋼級(jí)和螺紋類型的石油套管。

1 特殊井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

1.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)原則

井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)是按照地質(zhì)構(gòu)造的特點(diǎn)和滿足鉆井成功后進(jìn)行油氣測(cè)試及油氣開(kāi)發(fā)的要求，根據(jù)地層壓力剖面（地層孔隙壓力、破裂壓力及坍塌壓力3 條曲線）和地層巖性特征及前期鉆井施工過(guò)程中出現(xiàn)的井下復(fù)雜情況選擇必封點(diǎn)（各層套管的下井深度）［10］，再根據(jù)現(xiàn)有鉆井設(shè)備的承載能力、鉆井工藝特點(diǎn)及技術(shù)水平、鉆頭規(guī)格系列、套管的規(guī)格系列和強(qiáng)度指標(biāo)進(jìn)行必要的調(diào)整，從而確定套管的下入層次和深度［11］。對(duì)于超深復(fù)雜井，在井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)時(shí)要對(duì)可能發(fā)生的各種井下復(fù)雜情況有充足的考慮和認(rèn)識(shí)，要有處理各種復(fù)雜情況的預(yù)留方案［12］。

1.2 地質(zhì)構(gòu)造特點(diǎn)及鉆井施工難點(diǎn)

克拉蘇山前構(gòu)造帶的地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，鉆井施工條件苛刻，具體可概括為以下幾點(diǎn)。

（1） 鹽上地層，礫石層發(fā)育，存在易垮塌地層，壓力剖面復(fù)雜；

（2） 鹽層發(fā)育，受構(gòu)造擠壓發(fā)育多套鹽層，卡層難度大，鹽間高壓水層發(fā)育，壓力窗口窄；

（3） 儲(chǔ)層埋藏深，最深處達(dá)到8 300 m，井壁易垮塌；

（4） 井底溫度高，為130～180 ℃；

（5） 地層傾角大，最大為65°；

（6） 儲(chǔ)層壓力高90～130 MPa，地層壓力系數(shù)為1.65～2.39 g/cm3。

1.3 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)要點(diǎn)

克拉蘇山前構(gòu)造帶超深復(fù)雜井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的要點(diǎn)是：

（1） 完鉆后井眼尺寸能夠滿足后期油氣測(cè)試、開(kāi)發(fā)的需要；

（2） 確保鉆井成功率，順利鉆到目的層，加深對(duì)地質(zhì)構(gòu)造和目的層的認(rèn)識(shí)；

（3） 對(duì)鉆井過(guò)程中出現(xiàn)的井下復(fù)雜和地質(zhì)層位卡位不準(zhǔn)需要提前下入套管時(shí)，要有備用套管層次，不至于無(wú)法鉆至目的層，出現(xiàn)井眼報(bào)廢；

（4） 套管環(huán)空間隙均衡合理，確保固井質(zhì)量；

（5） 可以不受API 標(biāo)準(zhǔn)束縛，采用非API 規(guī)格、鋼級(jí)和螺紋類型的套管，以增加井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的靈活性；

（6） 采用抗剪切能力更強(qiáng)的套管封堵深部鹽層。

1.4 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

根據(jù)克拉蘇山前構(gòu)造帶的地質(zhì)構(gòu)造特點(diǎn)和鉆井施工難點(diǎn)，按照井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)原則和要點(diǎn)對(duì)該區(qū)塊進(jìn)行井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。

克拉蘇山前構(gòu)造帶的典型壓力剖面曲線如圖1所示，該構(gòu)造的壓力剖面大致可以分為5 段。

（1） 表層：低壓段，漏失壓力系數(shù)為1.00～1.15 g/cm3。

（2） 庫(kù)車(chē)組-吉迪克組上部：中壓段，漏失壓力系數(shù)為1.45～1.70 g/cm3，壓差卡鉆系數(shù)當(dāng)量泥漿密度差值為0.15 g/cm3。

（3） 膏鹽層段：地層蠕變壓力當(dāng)量泥漿密度為2.15～2.35 g/cm3。

（4） 白云巖段：高壓段，孔隙壓力當(dāng)量泥漿密度為1.85～2.15 g/cm3，漏失壓力略高于孔隙壓力。

（5） 儲(chǔ)集層段：中-高壓段，孔隙壓力當(dāng)量泥漿密度為1.60～2.10 g/cm3，漏失壓力略高于孔隙壓力。

圖1 克拉蘇山前構(gòu)造帶的典型壓力剖面曲線

根據(jù)上述壓力剖面和必封點(diǎn)確定方法，并結(jié)合以往該區(qū)塊鉆井施工時(shí)井下出現(xiàn)的復(fù)雜情況來(lái)確定套管的下入層次和深度。據(jù)此設(shè)計(jì)的該區(qū)塊在鉆井過(guò)程中井下未出現(xiàn)和出現(xiàn)復(fù)雜情況時(shí)的井身結(jié)構(gòu)如圖2～3 所示。

需要指出的是，當(dāng)采用空氣鉆或者444.5 mm和333.38 mm 井眼較深，Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V 和Ф273.05 mm×13.84 mm TP140V 這2 種套管的抗外擠能力不夠時(shí)，需在其管柱的下部（圖2~3 中的紅色段）分別連接Ф374.65 mm×18.65 mm TP140V 和Ф282.58 mm×18.64 mm TP140V 這2 種特殊套管。

具體的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案如下。

（1） 6 層套管井身結(jié)構(gòu)。

鉆頭：Ф914.40 mm×Ф660.40 mm×Ф444.50 mm ×Ф333.38 mm×Ф241.30 mm×Ф168.30 mm。

套管：Ф720.00 mm×Ф508.00 mm×Ф365.13 mm×Ф273.05 mm×Ф201.70 mm×Ф139.70 mm。

（2） 7 層套管井身結(jié)構(gòu)。

鉆頭：Ф914.40 mm×Ф660.40 mm×Ф444.50 mm×Ф333.38 mm×Ф241.30 mm×Ф168.30 mm 擴(kuò)眼至Ф190.50 mm×Ф127.00 mm 擴(kuò)眼至Ф139.70 mm。

套管：Ф720.00 mm×Ф508.00 mm×Ф365.13 mm ×Ф273.05 mm ×Ф201.70 mm ×Ф158.75 mm ×Ф114.30 mm。

正常鉆井時(shí)按圖2 所示的6 層套管井身結(jié)構(gòu)執(zhí)行，用Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V 套管封鹽層，當(dāng)在膏鹽層段鉆遇復(fù)雜情況無(wú)法進(jìn)尺時(shí)，提前下入Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V 套管，轉(zhuǎn)換成圖3 所示的7 層套管井身結(jié)構(gòu)。

圖2 鉆井過(guò)程中井下未出現(xiàn)復(fù)雜情況時(shí)的井身結(jié)構(gòu)

圖3 鉆井過(guò)程中井下出現(xiàn)復(fù)雜情況時(shí)井身結(jié)構(gòu)

1.5 6 層/7 層套管井身結(jié)構(gòu)主要技術(shù)特點(diǎn)

該井身結(jié)構(gòu)具備以下主要技術(shù)特點(diǎn)：

（1） 根據(jù)完井測(cè)試和后期開(kāi)發(fā)的要求，正常鉆井時(shí)用Ф139.70 mm 套管完井，井下出現(xiàn)復(fù)雜情況要多下一層套管時(shí)用Ф114.30 mm 套管完井；

（2） 正常鉆井采用6 層套管井身結(jié)構(gòu)，井下出現(xiàn)復(fù)雜情況無(wú)法鉆進(jìn)時(shí)轉(zhuǎn)換成7 層套管井身結(jié)構(gòu)；

（3） 各層套管與井眼的環(huán)空間隙均衡合理；（4） 封鹽層段套管的抗外擠強(qiáng)度達(dá)130 MPa?；谝陨显瓌t選用套管，克拉蘇山前構(gòu)造帶超深復(fù)雜井各層套管的規(guī)格尺寸、鋼級(jí)和螺紋類型見(jiàn)表1。從表1 可以看出：Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V BC、Ф374.65 mm×18.65 mm TP140V BC、Ф282.58 mm×18.64 mm TP140V TP-CQ、Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V TP-NF、Ф158.75 mm×13.00 mm TP140V TP-FJ 這5 種套管是專門(mén)設(shè)計(jì)的非API 規(guī)格、鋼級(jí)套管，有些采用了非API 螺紋類型。這5 種套管的特點(diǎn)是：①同一層次套管通徑相同，接箍外徑接近，確保管柱內(nèi)不存在臺(tái)階和用同規(guī)格鉆頭開(kāi)鉆同一層井眼；②封鹽層的厚壁套管采用了小接箍或無(wú)接箍套管，以增大環(huán)空間隙，增加下套管的層次；③這5 種套管均為非API 鋼級(jí)，Ф365.13 mm×13.88 mm 套管采用TP110V 鋼管主要是為了提高套管材料的沖擊韌性；提高技術(shù)套管的耐磨損和抗疲勞開(kāi)裂的能力，其他4 種套管采用TP140V 和TP155V 鋼級(jí)主要是通過(guò)采用高鋼級(jí)材料來(lái)降低套管壁厚，減輕套管柱的質(zhì)量；與此同時(shí)，通過(guò)特殊鋼種設(shè)計(jì)和生產(chǎn)工藝設(shè)計(jì)，這些高鋼級(jí)材料也有非常好的耐磨性和抗疲勞開(kāi)裂能力；④封鹽層段的Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V TPNF、Ф158.75 mm×13.00 mm TP140V TP-FJ 這2 種套管的抗外擠能力均在130 MPa 以上，高于以前使用的Ф177.80 mm×12.65 mm 140 kpsi 鋼級(jí)套管的抗外擠能力120 MPa。

2 配套石油套管的設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)

2.1 套管的規(guī)格、螺紋類型和鋼級(jí)設(shè)計(jì)

克拉蘇山前構(gòu)造帶超深復(fù)雜井用套管的使用參數(shù)和性能指標(biāo)見(jiàn)表1。

表1 克拉蘇山前構(gòu)造帶超深復(fù)雜井用套管的使用參數(shù)和性能指標(biāo)

2.2 套管性能設(shè)計(jì)

根據(jù)超深復(fù)雜井中套管的服役工況和典型失效案例分析結(jié)果［13-14］，進(jìn)行套管材料性能和使用性能設(shè)計(jì)。

套管材料的性能設(shè)計(jì)為：①在具有較高強(qiáng)度的同時(shí)要有良好韌性（在0 ℃環(huán)境溫度下V 型缺口夏比沖擊功，TP110V 套管材料橫向全尺寸大于60 J，縱向大于80 J；TP140V 套管材料橫向全尺寸大于80 J，縱向大于100 J）；②深部套管材料要有良好熱穩(wěn)定性，其屈服強(qiáng)度和抗拉強(qiáng)度隨環(huán)境溫度的升高下降的比率要小（150 ℃環(huán)境溫度下，屈服強(qiáng)度下降比率不超過(guò)5%）；③材料內(nèi)部的非金屬夾雜物含量要少，要嚴(yán)格控制夾雜物的形態(tài)，晶粒度要細(xì)小（大于8 級(jí)）。

套管的使用性能設(shè)計(jì)為：①套管接頭螺紋的抗黏結(jié)能力要強(qiáng)，保證3 次上卸扣不發(fā)生螺紋黏結(jié)；

2.3 套管的實(shí)際質(zhì)量水平

2.3.1 金相組織

采用Cr-Mo-V 系合金鋼為套管材料，通過(guò)添加Cr 元素保證鋼管具有足夠的淬透性，從而獲得均勻細(xì)小的回火組織；通過(guò)回火過(guò)程中Mo、V 元素碳氮化物顆粒的析出實(shí)現(xiàn)沉淀強(qiáng)化、位錯(cuò)強(qiáng)化，提高套管材料沖擊韌性［15-16］。

克拉蘇山前構(gòu)造帶超深復(fù)雜井用套管材料的回火組織及奧氏體晶粒度如圖4~5 所示。從圖4 和圖5 可以看出：超深復(fù)雜井用套管材料的回火組織為均勻細(xì)小的索氏體，其奧氏體原始晶粒度達(dá)到10級(jí)，證明套管材料具有非常好的淬透性，組織均勻，晶粒細(xì)小，確保了該套管具有良好的韌性及較高的抗開(kāi)裂能力。

圖4 套管材料均勻細(xì)小的回火組織

圖5 套管材料奧氏體晶粒度

2.3.2 力學(xué)性能

隨機(jī)抽取60 批大生產(chǎn)的TP110V、TP140V及TP155V 套管，檢測(cè)其力學(xué)性能（拉伸和沖擊），結(jié)果見(jiàn)表2。TP140V 套管沖擊斷口的電鏡分析結(jié)果如圖6 所示。

表2 3 種不同套管的力學(xué)性能檢測(cè)結(jié)果

圖6 TP140V 套管沖擊斷口的電鏡分析結(jié)果

2.3.3 抗擠毀能力

克拉蘇山前構(gòu)造帶超深復(fù)雜井用套管的抗擠毀試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。從表3 可以看出：實(shí)測(cè)值比工廠保證值高15%以上。

表3 克拉蘇山前構(gòu)造帶超深復(fù)雜井用套管的抗擠毀試驗(yàn)結(jié)果

3 實(shí)際應(yīng)用情況

塔里木油田從2006 年開(kāi)始在克拉蘇山前構(gòu)造帶采用該6 層/7 層井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行鉆井施工，在前期試驗(yàn)成功后進(jìn)行大面積推廣，目前共下井超過(guò)60口。其中，塔里木油田克拉蘇區(qū)塊最有代表性的一口井是克深7 井，該井于2008 年12 月25 日開(kāi)鉆，2011 年1 月13 日鉆至8 023 m 完鉆［17］。克深7 井應(yīng)用的套管創(chuàng)造了多項(xiàng)紀(jì)錄：①Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V BC 套管下入深度3 518 m，創(chuàng)造國(guó)內(nèi)Ф365 mm 套管下入最深紀(jì)錄；②Ф273.05 mm×13.84 mm TP140V TP-CQ 套管下入深度7 087 m，創(chuàng)造了Ф273.05 mm 技術(shù)套管下入深度和浮重兩項(xiàng)國(guó)內(nèi)紀(jì)錄；③Ф139.70 mm×12.09 mm TP140V TP-CQ 套管下深8 021 m，創(chuàng)造該規(guī)格鋼級(jí)套管?chē)?guó)內(nèi)下井最深紀(jì)錄。

4 結(jié) 語(yǔ)

（1） 通過(guò)7 年60 余口井的使用，證明該6 層/7 層井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)是合理和安全可靠的，完全能夠滿足克拉蘇山前構(gòu)造帶的油氣勘探開(kāi)發(fā)需要；也充分證明該設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)的非API 系列套管的規(guī)格、鋼級(jí)和螺紋類型是完全可以滿足超深復(fù)雜井的鉆井施工后期測(cè)試及開(kāi)發(fā)要求，具有較高的安全可靠性。

（2） 該井身結(jié)構(gòu)的完井套管尺寸，尤其是6 層轉(zhuǎn)換成7 層以后的完井套管尺寸相對(duì)偏小，應(yīng)進(jìn)一步完善該井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，提高上部開(kāi)次的井眼尺寸和套管尺寸，爭(zhēng)取做到Ф177.80 mm（7 in）套管完井，以提高單井油氣產(chǎn)量。

（3） 在井下出現(xiàn)復(fù)雜情況，由6 層轉(zhuǎn)換成7 層井身結(jié)構(gòu)時(shí)，深部地層仍需擴(kuò)眼，面臨鉆井風(fēng)險(xiǎn)，下一步應(yīng)進(jìn)一步優(yōu)化該井身結(jié)構(gòu)，做到不用擴(kuò)眼就能轉(zhuǎn)化成7 層結(jié)構(gòu)，進(jìn)一步提高鉆井施工的安全可靠性和經(jīng)濟(jì)性。

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