鹽穴儲氣庫楚資1井?244.5 mm套管固井技術(shù)

覃　毅　黨冬紅　劉曉貴　田寶振　郜　力　李　宏（.渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘　0655；.華北油田公司基建工程部，河北任丘　0655；.華北油田公司第三采油廠，河北河間　0650；.渤海鉆探冀東石油工程事業(yè)部，河北唐山　0600）

鹽穴儲氣庫楚資1井?244.5 mm套管固井技術(shù)

覃毅1黨冬紅1劉曉貴2田寶振1郜力3李宏4
（1.渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘062552；2.華北油田公司基建工程部，河北任丘062552；3.華北油田公司第三采油廠，河北河間062450；4.渤海鉆探冀東石油工程事業(yè)部，河北唐山063200）

鹽穴儲氣庫楚資1井是楚州區(qū)塊第1口前期巖鹽建庫勘探評價(jià)井，生產(chǎn)套管下深超過1 800 m。針對區(qū)塊資料缺乏、地層情況復(fù)雜易漏失、井徑不規(guī)則、需全井封固等問題，在該井固井施工過程中，通過采用優(yōu)質(zhì)鹵水前置液、優(yōu)選低溫抗鹽水泥漿體系、管串結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)與扶正器安放位置優(yōu)化等措施，確保了?244.5 mm套管固井施工順利完成，聲幅測井結(jié)果顯示，全井封固段固井質(zhì)量合格。該井順利固井為該區(qū)塊積累了有益的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，為國內(nèi)鹽穴儲氣庫向深處發(fā)展提供了借鑒。

鹽穴儲氣庫；楚資1井；固井；抗鹽水泥漿；鹽水前置液

楚資1（CHZ1井）是西氣東輸公司一口鹽穴儲氣庫深井，屬于蘇北盆地淮安中斷陷構(gòu)造位置，位于江蘇省淮安市楚州區(qū)蘇北灌溉總渠以南，是進(jìn)行楚州區(qū)巖鹽建庫勘探評價(jià)而鉆探的第1口資料井，其目的是直接獲取地層、鹽層及含鹽地層內(nèi)部隔夾層的地質(zhì)資料，為現(xiàn)場測試、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和儲氣庫井腔的設(shè)計(jì)提供基礎(chǔ)資料。該井鉆探目的層為上白堊統(tǒng)浦口組浦二段上鹽亞段（K2P2-3），完鉆層位為上白堊統(tǒng)浦口組浦二段中淡化亞段（K2P2-2）；完鉆原則是鉆穿K2P2-3，揭開K2P2-2地層約20 m，留足測井口袋。實(shí)鉆一開采用?444.5 mm鉆頭鉆至639.1 m，?339.7 mm表層套管下深638.60 m，水泥返至地面；二開采用?215.9 mm鉆頭鉆至2 277.81 m中完，?311.1 mm鉆頭擴(kuò)眼至井深1 880.30 m，?244.5 mm套管下深1 880.06 m固井，水泥返至地面。該井的順利完成為該地區(qū)固井實(shí)踐積累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

1　固井難點(diǎn)分析

（1）二開鉆進(jìn)過程中，多處井徑不規(guī)則，井眼狀況差；?244.5 mm套管在井筒中居中困難，清潔井眼難度大，不利于提高頂替效率。

（2）二開采用飽和鹽水鉆井液，完井套管下部進(jìn)入鹽層段固井時(shí)要采用抗鹽水泥漿體系進(jìn)行全井封固。低溫抗鹽水泥漿體系綜合性能要求高，國內(nèi)適用于鹽水水泥漿的配套外加劑少，配方篩選困難；要求水泥漿返至地面，固井施工容易發(fā)生井漏。

（3）鹽穴儲氣庫井對水泥環(huán)的膠結(jié)質(zhì)量及長期密封性能要求高，投產(chǎn)運(yùn)行后要滿足井筒壓力周期變化要求，水泥石要承受長期交變應(yīng)力的影響［1］，需要優(yōu)化固井工藝以提高頂替效率、優(yōu)選適宜的水泥漿體系確保水泥環(huán)完整性。

（4）缺乏相關(guān)的鉆井與固井資料，鉆探風(fēng)險(xiǎn)大，不確定因素多，對固井施工提出了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

（5）CHZ1井生產(chǎn)套管下深超過1 800 m，下生產(chǎn)套管之前，井壁長時(shí)間浸泡，并受到外力作用，井壁相當(dāng)不穩(wěn)定，固井難度大。原設(shè)計(jì)是二開使用?311.1 mm鉆頭鉆至1 552 m，下入?244.5 mm套管固井，實(shí)鉆是?215.9 mm鉆頭鉆至2 277.81 m，?311.1 mm鉆頭擴(kuò)眼至1 880.3 m，固井難度加大；再者，下部小井眼裸眼段達(dá)397.75 m，因?yàn)樾枰罄m(xù)作業(yè)不能打水泥塞，固井施工可能會導(dǎo)致底部水泥漿與鉆井液置換造成竄混漿，導(dǎo)致水泥漿膠結(jié)質(zhì)量不好，影響后續(xù)作業(yè)。

（6）要求全井封固，水泥封固段長，灰量大，施工時(shí)間長，因此對固井施工提出了更高的要求。

（7）鹽溶液是一種強(qiáng)電解質(zhì)，在不同的溫度和濃度下，將使水泥漿產(chǎn)生分散、密度升高、閃凝、緩凝等不同效應(yīng)［2］，因此抗鹽水泥漿的各項(xiàng)性能難于控制。

2　固井技術(shù)措施

根據(jù)本井固井施工難點(diǎn)，結(jié)合井眼實(shí)際情況，采取了以下有針對性的固井技術(shù)措施和施工方案。

2.1井眼準(zhǔn)備

通井時(shí)，采用原鉆具組合結(jié)構(gòu)不變下鉆通井，到底后充分循環(huán)鉆井液，確保井壁穩(wěn)定、井眼暢通、無沉砂、無垮塌。下完套管后灌滿鉆井液，小排量開泵頂通水眼，等返出正常、泵壓穩(wěn)定、鉆井液黏切降低后再逐漸增大排量，以鉆進(jìn)時(shí)的排量充分循環(huán)洗井不少于2周，同時(shí)處理鉆井液，調(diào)整好鉆井液性能，維持完鉆鉆井液密度不變，降低黏切，增加流動(dòng)性，確保井內(nèi)清潔，為固井創(chuàng)造良好的井眼條件。

為防止固井施工可能會導(dǎo)致底部水泥漿與鉆井液置換造成竄混漿，下套管之前下鉆到底通井時(shí)將下部397.75 m井段的鉆井液采用注入黏度為100 s以上稠漿置換墊底。

2.2管串結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)與扶正器安放

2.2.1管串結(jié)構(gòu)

?244.5 mm氣密性扣可鉆式浮鞋+?244.5 mm套管2根+?244.5 mm氣密性扣可鉆式浮箍+?244.5 mm氣密封套管串+變扣聯(lián)頂節(jié)。

2.2.2扶正器安放

下部50 m井段每根套管加1只扶正器，井底以上50～400 m井段每2根套管加1只扶正器，井底以上400 m至井口段每5根套管加1只扶正器，扶正器加在套管接箍上，提高套管居中度，提高固井施工時(shí)的頂替效率。

2.3鹽水前置液體系

二開采用能夠防止鹽巖地層溶蝕及蠕變的飽和鹽水鉆井液鉆進(jìn)。為了防止鹽水鉆井液和水泥漿接觸導(dǎo)致水泥漿產(chǎn)生不正常的性能變化，使用性能良好的鹽水前置液，在頂替鉆井液的過程中起到隔離、緩沖、攜帶、沖刷管壁和井壁濾餅的作用，提高水泥漿的頂替效率，同時(shí)可以有效清除井壁上附著的過厚的虛濾餅，使水泥漿和地層及套管之間能夠有效地膠結(jié)，從而提高水泥環(huán)的膠結(jié)質(zhì)量［3-5］。固井注水泥之前注入飽和鹽水前置液，注入量控制在環(huán)空高度200～300 m左右。

2.4抗鹽水泥漿體系

2.4.1水泥漿設(shè)計(jì)原則

（1）優(yōu)選適合楚資1井固井的穩(wěn)定性好的早強(qiáng)抗鹽水泥漿體系。

（2）做好固井施工前水泥漿性能的復(fù)核化驗(yàn)，確保滿足固井施工要求［6］。

（3）水泥漿容易混合與泵送，具有良好的流動(dòng)度、適宜的初始稠度，且均質(zhì)、起泡性小，自由液為0。

（4）選擇的外加劑具有良好的抗鹽性能，外加劑配伍性好，敏感性低，稠化時(shí)間易調(diào)，對水泥水化、水泥內(nèi)部結(jié)構(gòu)、強(qiáng)度發(fā)展、長期膠結(jié)性能無不良影響。

（5）由于全井封固井段中，裸眼段長達(dá)1 241.46 m，井底溫度60 ℃與地面溫度20 ℃之間封固段溫差40 ℃，為保證注水泥施工安全，需要設(shè)計(jì)較長的水泥漿可泵時(shí)間。

2.4.2水泥漿性能

水泥漿體系要求抗鹽性好、高早強(qiáng)、微膨脹、稠度適宜，漿體長期穩(wěn)定性好，和鉆井液及隔離液具有良好相容性。目前國內(nèi)常用的降失水劑包括改性天然產(chǎn)物類降失水劑、聚合物類降失水劑、環(huán)保型降失水劑，經(jīng)室內(nèi)化驗(yàn)和經(jīng)濟(jì)考慮選用的JSS抗鹽降失水劑，F(xiàn)SS分散劑，D50消泡劑，水泥漿的稠化時(shí)間可用ZH-2型中溫緩凝劑進(jìn)行調(diào)節(jié)。

抗鹽JSS降失水劑具有一定的分散性能，其加量增大不會增加水泥漿稠度，在正常水灰比情況下不用加入分散劑。但當(dāng)水質(zhì)中高價(jià)離子較多時(shí)，需要加入適量的分散劑。FSS分散劑可用于調(diào)節(jié)水泥漿的流動(dòng)度，并可適當(dāng)調(diào)節(jié)水泥漿的稠化時(shí)間。常規(guī)水泥漿中使用的消泡劑對于鹽水水泥漿體系來說很難達(dá)到預(yù)期的消泡效果，D50消泡劑能較有效地解決鹽水水泥漿體系的消泡問題［7］。經(jīng)過多次室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，篩選出了雙密度雙凝抗鹽水泥漿體系，水泥漿性能見表1。水泥漿配方如下：

領(lǐng)漿：G級高抗硫水泥+2%～3%抗鹽降失水劑+7%～12%DRB-3S增強(qiáng)材料+0.3%～0.6%分散劑+0.1%～0.2%調(diào)凝劑+0.2%D50消泡劑+5%～10%鹽水。

尾漿：G級高抗硫水泥+2%～3%抗鹽降失水劑+7%～12%DRB-3S增強(qiáng)材料+0.3%～0.6%分散劑+0.2%～0.4%調(diào)凝劑+0.2%D50消泡劑+10%～15%鹽水。

表1　水泥漿性能

由表1可看出，抗鹽水泥漿體系流變性能好，漿體穩(wěn)定，抗壓強(qiáng)度高，稠化時(shí)間可調(diào)，低溫下水泥石強(qiáng)度高，綜合性能好，易于提高頂替效率，水泥漿混配時(shí)，產(chǎn)生的氣泡較少，具有良好的抗鹽性能，滿足CHZ1井固井要求。

2.5其他配套固井技術(shù)

（1）采用上、下雙膠塞法固井，減少套管內(nèi)水泥漿與鉆井液的混竄，有效地控制水泥塞高度。

（2）優(yōu)化注水泥排量，采用塞流方式頂替，在頂替過程中為防止發(fā)生漏失，確保水泥全部返出地面，先用單泵低排量頂替，待平穩(wěn)后再加大排量，排量控制在1.3 m3/min，最后5 m3改用水泥車頂替，排量控制在0.6 m3/min，并緩慢碰壓，確保水泥全部返出地面。

3　現(xiàn)場施工

各項(xiàng)準(zhǔn)備工作就緒開始固井施工作業(yè)。循環(huán)處理鉆井液，循環(huán)排量2.2 m3/min，調(diào)整鉆井液密度1.36 g/cm3，黏度40 s，初切1.0 Pa，終切2.5 Pa，濾失量5.0 mL/30 min，含砂0.3%，pH值10。管線試壓20 MPa，10 min壓力不降。注前置液10 m3，密度1.18 g/cm3，排量1.0 m3/min，壓下膠塞2 m3，密度1.18 g/cm3；注高密度水泥漿1.88～1.92 g/cm3，排量1.1 m3/min，最高壓力3.0 MPa；壓上膠塞2 m3，壓力0 MPa；使用170 mm缸套替漿，排量1.3 m3/min，起壓后換130 mm缸套替漿；然后換水泥車頂替，排量0.6 m3/min，總替漿量70.8 m3，壓力18 MPa，水泥車放回水正常，固井施工結(jié)束。敞壓候凝72 h后鉆開浮箍浮鞋（后續(xù)工作鉆進(jìn)與取芯需要），進(jìn)行固井質(zhì)量聲波變密度聲幅檢測，結(jié)果顯示，全井固井封固質(zhì)量合格，為后續(xù)作業(yè)提供了有力的井眼密封性保證。

4　結(jié)論

（1）優(yōu)選穩(wěn)定性好的低溫抗鹽水泥漿體系，做好固井施工前水泥漿性能的復(fù)核化驗(yàn)，以及選擇合適的頂替排量等具有針對性措施和技術(shù)方案，是楚資1井大尺寸套管固井成功的關(guān)鍵因素。

（2）合理安放扶正器提高套管居中度，充分循環(huán)鉆井液，調(diào)整鉆井液性能，采用鹽水前置液及低密度水泥漿領(lǐng)漿是楚資1井大尺寸套管固井成功的基礎(chǔ)。

（3）嚴(yán)格施工方案，精心準(zhǔn)備水泥和抗鹽添加劑等物資，認(rèn)真做好配水與水泥漿配方及復(fù)核化驗(yàn)工作，嚴(yán)把各道施工工序，圓滿完成了楚資1井固井施工，標(biāo)志著國內(nèi)鹽穴儲氣庫深井固井技術(shù)水平邁上新臺階。

［1］鐘福海，李合龍，韓俊杰.大張坨地下儲氣庫注采井固井實(shí)踐［J］.石油鉆采工藝，2000，22（6）：11-13.

［2］齊奉忠，袁進(jìn)平.鹽層固井技術(shù)探討［J］.西部探礦工程，2005（10）：58-60.

［3］張弛，劉碩瓊，徐明，等.低溫膠乳鹽水水泥漿體系研究與應(yīng)用［J］.鉆井液與完井液，2013，30（2）：63-65，68.

［4］覃毅，連進(jìn)報(bào)，肖龍雪，等.劉莊儲氣庫注采氣井177.8mm套管配套固井技術(shù)［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2012，12（8）：1892-1894，1903.

［5］李銀海.欠飽和鹽水水泥漿固井技術(shù)在希望油田的研究與應(yīng)用［J］.中國石油和化工，2009（9）：49-52.

［6］尹學(xué)源.地下儲氣庫鹽穴及鹽層固井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2007，29（1）：92-94.

［7］朱海金，鄒建龍，譚文禮，等.JSS低溫抗鹽水泥漿體系的研究及應(yīng)用［J］.鉆井液與完井液，2006，23（4）：1-3.

（修改稿收到日期2014-12-05）

〔編輯朱偉〕

?244.5 mm casing cementing technology on Well Chuzi-1 in salt-cavern gas storage

QIN Yi1, DANG Donghong1, LIU Xiaogui2, TIAN Baozhen1, GAO Li3, LI Hong4
（1. NO.1 Cementing Company of Bohai Drilling Engineering Co. Ltd., Renqiu 062552, China; 2. Infrastructures Engineering Department of Huabei Oilfield Company, Renqiu 062552, China; 3. No.3 Oil Production Plant of Huabei Oilfield Company, Hejian 062450, China; 4. Jidong Petroleum Engineering Division, Bohai Drilling Engineering Co. Ltd., Tangshan 063200, China）

Well Chuzi-1 is the first appraisal well for salt-cavern gas storage construction in Chuzhou Block, which the production casing depth was over 1 800 m. In line with the problems like lack of data, complex formation conditions which is prone to fluid loss and irregular well diameter which needs whole-well cementing, measures were taken such as using quality brine pad fluid, optimizing low-temperature anti-salt cement slurry system, and string assembly design and installation of centralizers, which ensured successful completion of ?244.5 mm casing cementing. The amplitude log shows that the whole-well cemented section was qualified, which provides useful practice experiences for this block and references for domestic salt-cavern gas storage development into deep formations.

salt-cavern gas storage; Well Chuzi-1; cementing; anti-salt cement slurry; brine pad fluid

TE256

B

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0051 – 03

10.13639/j.odpt.2015.02.014

覃毅，1984年生。2009年畢業(yè)于長江大學(xué)，現(xiàn)從事固井技術(shù)研究及現(xiàn)場施工工作，工程師。電話：15128771297。E-mail：896028085@qq.com。

引用格式：覃毅，黨冬紅，劉曉貴，等.鹽穴儲氣庫楚資1井?244.5 mm套管固井技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（2）：51-53.