鹽穴儲氣庫楚資1井?244.5 mm套管固井技術

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部，河北唐山　0600）

鹽穴儲氣庫楚資1井?244.5 mm套管固井技術

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部，河北唐山063200）

鹽穴儲氣庫楚資1井是楚州區塊第1口前期巖鹽建庫勘探評價井，生產套管下深超過1 800 m。針對區塊資料缺乏、地層情況復雜易漏失、井徑不規則、需全井封固等問題，在該井固井施工過程中，通過采用優質鹵水前置液、優選低溫抗鹽水泥漿體系、管串結構設計與扶正器安放位置優化等措施，確保了?244.5 mm套管固井施工順利完成，聲幅測井結果顯示，全井封固段固井質量合格。該井順利固井為該區塊積累了有益的實踐經驗，為國內鹽穴儲氣庫向深處發展提供了借鑒。

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造位置，位于江蘇省淮安市楚州區蘇北灌溉總渠以南，是進行楚州區巖鹽建庫勘探評價而鉆探的第1口資料井，其目的是直接獲取地層、鹽層及含鹽地層內部隔夾層的地質資料，為現場測試、室內實驗和儲氣庫井腔的設計提供基礎資料。該井鉆探目的層為上白堊統浦口組浦二段上鹽亞段（K2P2-3），完鉆層位為上白堊統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固井實踐積累了寶貴的經驗。

1　固井難點分析

（1）二開鉆進過程中，多處井徑不規則，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，完井套管下部進入鹽層段固井時要采用抗鹽水泥漿體系進行全井封固。低溫抗鹽水泥漿體系綜合性能要求高，國內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，固井施工容易發生井漏。

（3）鹽穴儲氣庫井對水泥環的膠結質量及長期密封性能要求高，投產運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力的影響［1］，需要優化固井工藝以提高頂替效率、優選適宜的水泥漿體系確保水泥環完整性。

（4）缺乏相關的鉆井與固井資料，鉆探風險大，不確定因素多，對固井施工提出了嚴峻的挑戰。

（5）CHZ1井生產套管下深超過1 800 m，下生產套管之前，井壁長時間浸泡，并受到外力作用，井壁相當不穩定，固井難度大。原設計是二開使用?311.1 mm鉆頭鉆至1 552 m，下入?244.5 mm套管固井，實鉆是?215.9 mm鉆頭鉆至2 277.81 m，?311.1 mm鉆頭擴眼至1 880.3 m，固井難度加大；再者，下部小井眼裸眼段達397.75 m，因為需要后續作業不能打水泥塞，固井施工可能會導致底部水泥漿與鉆井液置換造成竄混漿，導致水泥漿膠結質量不好，影響后續作業。

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

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

2　固井技術措施

根據本井固井施工難點，結合井眼實際情況，采取了以下有針對性的固井技術措施和施工方案。

2.1井眼準備

通井時，采用原鉆具組合結構不變下鉆通井，到底后充分循環鉆井液，確保井壁穩定、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、泵壓穩定、鉆井液黏切降低后再逐漸增大排量，以鉆進時的排量充分循環洗井不少于2周，同時處理鉆井液，調整好鉆井液性能，維持完鉆鉆井液密度不變，降低黏切，增加流動性，確保井內清潔，為固井創造良好的井眼條件。

為防止固井施工可能會導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管串結構設計與扶正器安放

2.2.1管串結構

?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+變扣聯頂節。

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。為了防止鹽水鉆井液和水泥漿接觸導致水泥漿產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，從而提高水泥環的膠結質量［3-5］。固井注水泥之前注入飽和鹽水前置液，注入量控制在環空高度200～300 m左右。

2.4抗鹽水泥漿體系

2.4.1水泥漿設計原則

（1）優選適合楚資1井固井的穩定性好的早強抗鹽水泥漿體系。

（2）做好固井施工前水泥漿性能的復核化驗，確保滿足固井施工要求［6］。

（3）水泥漿容易混合與泵送，具有良好的流動度、適宜的初始稠度，且均質、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，稠化時間易調，對水泥水化、水泥內部結構、強度發展、長期膠結性能無不良影響。

（5）由于全井封固井段中，裸眼段長達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，需要設計較長的水泥漿可泵時間。

2.4.2水泥漿性能

水泥漿體系要求抗鹽性好、高早強、微膨脹、稠度適宜，漿體長期穩定性好，和鉆井液及隔離液具有良好相容性。目前國內常用的降失水劑包括改性天然產物類降失水劑、聚合物類降失水劑、環保型降失水劑，經室內化驗和經濟考慮選用的JSS抗鹽降失水劑，FSS分散劑，D50消泡劑，水泥漿的稠化時間可用ZH-2型中溫緩凝劑進行調節。

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。但當水質中高價離子較多時，需要加入適量的分散劑。FSS分散劑可用于調節水泥漿的流動度，并可適當調節水泥漿的稠化時間。常規水泥漿中使用的消泡劑對于鹽水水泥漿體系來說很難達到預期的消泡效果，D50消泡劑能較有效地解決鹽水水泥漿體系的消泡問題［7］。經過多次室內實驗，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：

領漿：G級高抗硫水泥+2%～3%抗鹽降失水劑+7%～12%DRB-3S增強材料+0.3%～0.6%分散劑+0.1%～0.2%調凝劑+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增強材料+0.3%～0.6%分散劑+0.2%～0.4%調凝劑+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，漿體穩定，抗壓強度高，稠化時間可調，低溫下水泥石強度高，綜合性能好，易于提高頂替效率，水泥漿混配時，產生的氣泡較少，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

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

（2）優化注水泥排量，采用塞流方式頂替，在頂替過程中為防止發生漏失，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　現場施工

各項準備工作就緒開始固井施工作業。循環處理鉆井液，循環排量2.2 m3/min，調整鉆井液密度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，固井施工結束。敞壓候凝72 h后鉆開浮箍浮鞋（后續工作鉆進與取芯需要），進行固井質量聲波變密度聲幅檢測，結果顯示，全井固井封固質量合格，為后續作業提供了有力的井眼密封性保證。

4　結論

（1）優選穩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核化驗，以及選擇合適的頂替排量等具有針對性措施和技術方案，是楚資1井大尺寸套管固井成功的關鍵因素。

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

（3）嚴格施工方案，精心準備水泥和抗鹽添加劑等物資，認真做好配水與水泥漿配方及復核化驗工作，嚴把各道施工工序，圓滿完成了楚資1井固井施工，標志著國內鹽穴儲氣庫深井固井技術水平邁上新臺階。

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

［2］齊奉忠，袁進平.鹽層固井技術探討［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用［J］.鉆井液與完井液，2013，30（2）：63-65，68.

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

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

［6］尹學源.地下儲氣庫鹽穴及鹽層固井技術［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年畢業于長江大學，現從事固井技術研究及現場施工工作，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［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（2）：51-53.