中国石化复杂地层深井超深井固井技术

中国石化复杂地层深井超深井固井技术

丁士东 桑来玉 周仕明

（中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所,山东德州 253005）

摘要：深井超深井复杂地层固井面临着高温、高压、高含腐蚀性气体、压稳与防漏、盐膏层、顶替效率低等固井技术难题，固井难度大。为此，采用了“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”等综合固井技术措施，应用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆体系，提高了水泥浆本身抗窜能力，减低CO2和H2S对水泥石的腐蚀；采用纤维堵漏水泥浆，提高了水泥浆堵漏能力和地层承压能力，扩大了钻井液安全密度窗口；建立了动态循环承压试验方法，采用分段压稳设计模型分析固井后环空压力，实现压稳和防漏的协调统一；采用双凝双密度水泥浆设计，确保主力气层快速形成早期强度，实现“以快制气”，有效控制气层气体；采用旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高了洗井质量和水泥浆顶替效率。通过上述技术措施，为解决中国石化复杂压力深井超深井固井技术难题作了有益的尝试，取得了较好的现场应用效果。

主题词： 中国石化 深井超深井 复杂压力 水泥浆体系 固井应用

近年来，随着中国石化油气勘探开发的不断深入，钻井技术水平的提高，出现了越来越多的深井超深井，完钻井深大多超过了6000m，主要集中在新疆塔里木盆地、川东北地区等区域。在钻井中过程中，经常遇到高压地层，如塔河油田秋南1井、巴楚区块，川东北地区河坝等区块；以及遇到低压易漏失地层，如塔河油田二叠系，深部奥陶系，川东北地区海相地层，这些复杂地层都增加了固井的难度。

中国石化塔河油田2008年产能建设超过600万吨，川东北盆地海相层系油气勘探也取得了很大进展，发现了目前国内最大的海相整装气田-普光气田，在其外围也相继发现了清溪、河坝等高产气田，元坝等外围区块准备进一步加快，以普光气田为主体的川气东送已列入国家“十一五” 重点工程并正式开工建设，川东北海相油气勘探开发展示了良好的前景。

塔里木盆地、川东北地区海相气井井深、温度高，地层压力高，特别是川东北地区、塔河雅克拉气田，很多气井含有酸性或腐蚀性气体H2S和CO2，给油气田安全勘探与开发带来了巨大挑战。2006年的罗家2井泄漏出含H2S的天然气，都造成了对周围生命、财产和环境的极大破坏，分析认为这与其固井质量差有很大关系；在普光气田先期8口探井中，有6口井正是主要由于固井质量不好和没有充分考虑井下CO2和H2S气体对水泥环以及套管柱腐蚀问题，不能直接转化生产井，造成了数亿元经济损失。

1 主要固井技术难题分析

深井超深井固井受到的影响因素众多（如井眼条件、钻井液性能、地层漏失和地层流体等），技术难度大，风险非常高。

(1)气层压力高，气层活跃，固井后易发生环空气窜。

由于气体可压缩，易膨胀，控制难度大，固井后如何防止环空气窜是所有气井必须要解决的技术难题。在川东北地区的毛坝、河坝、元坝等构造，塔里木盆地巴什托等区块，其油气层压力梯度达到2MPa/100m以上，加之井深（一般大于5000m）、封固段长（一般超过2000m），计算其潜气窜因子（GFR）达到7～9，根据相关分级标准，属于固井后环空气窜高危险井，控制环空气窜和提高固井质量难度大。

(2)地层压力系统复杂，压稳和防漏矛盾突出。

塔里木盆地、川东北地区储层多为碳酸盐岩裂缝型气藏，油、气、水显示层位多，可交互出现静水压力和异常高压多个压力系统，地层纵向的压力梯度变化很大（压力系数1.2～2.30 g/cm3），在钻遇高压气层的井眼内，同时存在低压易漏甚至裂缝型的漏失层，要压稳高压气层，就有压漏低压层的危险，钻井液密度安全窗口窄，压稳和防漏矛盾十分突出。

川东北河坝1井在进入飞三段(4870m-5018m)后，多次发生井涌、井漏。不压井时发生气侵，压井时又产生井漏，钻井液密度由2.19上升到2.35g/cm3勉强建立平衡。压稳是固井防气窜的前提，采用密度为2.35g/cm3水泥浆固井，固井时有发生了漏失，导致不能压稳气层，固井过程中就发生了环空气窜。

塔里木盆地塔河油田二叠系地层分布不均匀，由于地层的激烈运动，与上下地层呈不整合接触，造成地层破碎，地层易跨塌，造成地层承压能力低，从而发生固井漏失；塔河油田奥陶系属于裂缝性灰岩，地层承压能力低，固井易发生漏失。

(3)防止H2S、CO2腐蚀固井技术难题

塔河油田雅克拉气田、川东北地区大部分高压气层富含H2S或CO2或二者混合的有害气体，而且含量较高。如普光气田天然气的H2S含量达到180g/m3，CO2含量达到80g/m3；位于开江的罗家寨气田天然气的H2S含量达到150g/m3，CO2含量达到100g/m3，雅克拉凝析气田部分井含有丰富的CO2。CO2、H2S都属于腐蚀性酸性气体，国外研究表明，CO2和H2S气体在井底高温高压条件下将与水泥石中的水化产物如Ca(OH)2和CSH凝胶等发生反应，从而降低水泥石的强度并增加渗透率，为气窜提供通道。

(4)高密度钻井液顶替难度大

深井超深井复杂高压地层，需要采用高密度钻井液平衡气层压力。如：河坝1井钻飞3段时的钻井液密度为2.33 g/cm3，粘度90S，静切力12/29Pa，塑性粘度60mPa.s，动切力28Pa，造成流动摩阻大，顶替难度大，同时，由于钻井液安全密度窗口窄，无法采用相应的提高水泥浆顶替效率技术措施，水泥浆胶结质量难以保证。

秋南1井钻井液密度2.28g/cm3，CL-离子含量高达110000 mg/l，对钻井液及水泥浆性能要求严格，水泥浆顶替效率低。

（5）高密度盐层固井技术难大

塔里木盆地盐膏层分布较广泛，蠕变速率可达成1～2mm/h，盐层井段易产生溶蚀，井眼不规则，顶替效率低。如秋南1井是中石化在新疆塔里木盆地山前构造带部署的一口重点超深探井，在Φ244.5mm+φ250.8mm尾管悬挂、超长φ206.4mm尾管固井中存在膏盐层与高压，超高压地层，全井采用高密度钻井液钻进，苏维依组复合膏盐层井段，泥浆密度高（2.28 g/cm3），CL-离子含量高(110000