平頂山鹽穴儲氣庫固井技術

張幸覃毅李海偉蘭天

1.中國石油勘探開發研究院；2.中國石油西氣東輸管道公司儲氣庫項目部；3.渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司

平頂山鹽穴儲氣庫固井技術

張幸1，2覃毅3李海偉2蘭天2

1.中國石油勘探開發研究院；2.中國石油西氣東輸管道公司儲氣庫項目部；3.渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司

平頂山鹽穴儲氣庫含鹽地層厚度大，目的層埋藏深，泥巖夾層多，固井難度大、要求高。在分析前期固井施工過程中存在的易漏失、膠結質量差、未返出井口等難題的基礎上，通過開展有針對性的鹽水水泥漿配方優選、井眼準備、前置液優化、鉆井和下套管施工等綜合性技術措施的研究，保障了固井順利施工和固井質量。PT1井是平頂山鹽穴儲氣庫的一口探井，該井生產套管一次封固井段長，井眼尺寸大，井筒條件復雜，通過采用綜合性能好的抗鹽水泥漿體系，避免了固井期間漏失問題的發生，解決了平頂山鹽穴儲氣庫固井難題，為該地區后續的固井施工提供了寶貴經驗。

固井；鹽穴儲氣庫；鹽水水泥漿；氦氣檢測；頂替效率；現場試驗

平頂山鹽穴儲氣庫位于河南省平頂山市南部葉縣境內，是目前國內計劃建設埋藏最深的鹽穴儲氣庫，設計井深近2 000 m，含鹽層系賦存于舞陽箕狀凹陷內，為一套中、新生界的碎屑化學巖系，屬下第三系核桃園組二段上部和核一段［1］。舞陽凹陷內核桃園組鹽層厚、泥巖夾層多，地層傾角較大，夾層總厚度占30%～40%，且各夾層厚度不等，最大可以達到5 m以上，含鹽層系最厚達1 000 m，優選含鹽質量較好的14#～20#鹽群進行造腔。

鹽穴儲氣庫能否儲存天然氣，并在運行的過程中不發生泄漏主要取決于鹽穴腔體及井筒的密封性能［2］，固井質量對于保障井筒密封最為重要。鹽穴儲氣庫注采氣量大，并且井筒處于注和采的交變應力狀態，在鹽穴儲氣庫的運行年限里，必須考慮交變應力，以保證儲氣庫安全運行至少30年的目標［3］。因此為保證儲氣庫長期安全運行，必須保證水泥環強度的穩定性和長期密封性能。鹽穴儲氣庫對固井質量的要求和普通油氣井相比更加嚴格，如果固井質量差，則缺乏有效的補救措施。固井質量與注采氣井的壽命及長期安全運行緊密相關，固井質量涉及到鉆井、固井施工、鉆水泥塞、取心、擴眼等整個鉆井施工過程，任何施工作業必須以保障固井質量為前提。同時，在鹽穴儲氣庫正常生產的過程中，仍需對套管及水泥環的膠結狀態進行檢測，確定水泥環與套管、地層之間的膠結情況［4］。在同區塊其他井的固井施工中，多次出現易漏失、膠結質量差、未返出井口等復雜情況，造成固井質量差，為后續的溶腔、注氣排鹵等工作埋下了安全隱患。

1 固井技術難點

Technical difficulties of well cementing

目前，鹽穴儲氣庫固井施工分為一開固井施工、二開固井施工，一開固井施工是為了封固上部疏松井段，防止垮塌，二開固井施工一般是進入設計鹽群14#～20#，下入氣密封套管進行封固，為后續溶腔施工及注采氣作業提供工程保障。

由于平頂山儲氣庫地質情況復雜，目的層段埋藏深，特殊的地質條件給固井作業造成了諸多難點：其中一開井段由于地層疏松、井深淺、井眼尺寸大及井眼不規則等因素，在固井施工過程中，易發生漏失。采用內插法固井，容易發生固井附件密封失效，或造成插旗桿、灌香腸等復雜事故［5］，相對而言，一開固井技術難度較小。

二開固井施工較為復雜，其技術難點大，一旦失敗將沒有辦法進行補救，目前平頂山儲氣庫已發現存在的難點如下。

（1）由于造腔井段為14#～20#鹽群，需封固鹽巖層段較長，在鉆進的過程中，易發生鹽巖溶蝕、泥巖吸水膨脹等問題，造成井眼條件差，井眼不規則。

（2）二開井段較長，在表層套管鞋處，容易形成“大肚子”井段，虛濾餅附著，造成該處固井質量較差。

（3）井深較大，一次封固井段較長，且上部地層存在砂礫巖段，承壓能力低，施工過程中易發生漏失，固井時不允許采用大排量頂替，提高頂替效率困難，保證水泥漿上返至地面困難。

（4）表層套管和技術套管的重合段，固井質量難以保證。

（5）下套管過程中，需進行氦氣氣密封檢測，作業時間長，容易在井壁上形成較厚的虛濾餅，易發生縮徑、遇卡等復雜情況，在下完套管頂通過程中以及注水泥過程中可能會因虛濾餅太多堵塞環空，造成憋堵，影響頂替效率。

（6）國內適合低溫條件的抗鹽水泥漿外加劑比較少，水泥漿體系必須滿足抗鹽要求，稠化性能必須滿足施工要求，優選綜合性能好的水泥漿體系較為困難［6］。

2 固井技術對策

Technical countermeasures of cementing

根據近期鹽穴儲氣庫固井施工的情況及相應固井工藝措施的現場應用，采取以下針對性措施和施工方案可以有效提高固井質量，降低固井施工風險。

2.1 強化井眼準備

Reinforce the borehole preparation

通井時，采用原鉆具組合進行通井，到井底后充分循環鉆井液，確保井壁穩定，井眼暢通，無沉砂、無坍塌。下完套管后，先小排量頂通，等返出正常、泵壓穩定后，再以鉆進時的排量充分循環洗井2周，同時調整鉆井液性能，為后續固井施工準備良好的井眼條件［7］。

2.2 鹽水隔離液體系

Optimize the saline spacer fluid system

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，為防止鹽水鉆井液和水泥漿接觸污染，使用性能良好的鹽水隔離液，在頂替鉆井液的過程中起到沖洗、稀釋、隔離、緩沖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虛濾餅，保證水泥的良好膠結，確保固井質量［8］。飽和鹽水隔離液占環空高度200～300 m左右。

2.3 優選水泥漿體系

Optimize the cement slurry system

對鹽穴儲氣庫的水泥漿要求和常規油氣井及采鹽井有很大不同，其技術難度較大［9］。目前，鹽穴儲氣庫二開固井施工均采用鹽水水泥漿體系，為DRB-3S+JSS抗鹽水泥漿體系，已在江蘇金壇、淮安鹽穴儲氣庫多口井進行了成功的應用。固井前，根據平頂山鹽穴儲氣庫的實鉆情況、井下條件對水泥漿密度及配方進行具體調整。

2.3.1 水泥漿配方要求

（1）能配成設計密度的水泥漿，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，游離液為0。

（2）水泥石早期強度發展快，并有長期的強度穩定性。

（3）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。

（4）外加劑具有良好的抗鹽性能。

2.3.2 水泥漿體系 鹽穴儲氣庫水泥石要承受長期交變應力的影響，對水泥環的膠結質量及長期密封性要求高。根據上述特點，滿足生產套管固井要求的水泥漿體系，要求抗鹽性好、低溫快凝、高早強、微膨脹、漿體穩定性好、稠度適宜，和鉆井液及隔離液具有良好的相容性。根據平頂山鹽穴儲氣庫的固井要求，綜合考慮采用JSS抗鹽降濾失劑，水泥漿稠化時間可用ZH-2型中溫緩凝劑進行調節。

JSS降濾失劑具有一定的分散性能，在正常水灰比情況下不用加入分散劑。但當水質中Ca2+、Mg2+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 消泡劑能有效解決鹽水水泥漿體系的消泡問題［10］。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。水泥漿配方為：上部井段：G級高抗硫油井水泥+3.0%～4.0%抗鹽降濾失劑+8%～12%DRB-3S增強材料+0.8%～1.5%分散劑+調凝劑+鹽水；下部井段：G級高抗硫油井水泥+3.0%～4.0%抗鹽降濾失劑+8%～12%DRB-3S增強材料+0.8%～1.5%分散劑+調凝劑+鹽水。實驗條件：52 ℃、20 MPa。

表1 抗鹽水泥漿配方及性能Table 1 Formula and properties of salt-resisting cement slurry

2.4 提高頂替效率

Improve the displacement efficiency

提高平頂山鹽穴儲氣庫井頂替效率采取的主要技術措施如下。

（1）降低鉆井液黏度與切力。下完套管后，充分循環鉆井液，調整鉆井液性能，保持密度不變，降低鉆井液黏度與切力。隔離液對環空滯留的靜止鉆井液有一定的滲透力，降低黏土間的連接力，使鉆井液或濾餅的結構松馳、拆散，易于頂替。

（2）提高套管居中度。根據實鉆井眼狀況與井徑情況，合理加放套管扶正器，提高套管居中度，從而提高頂替效率。自由套管柱在井筒內受重力作用始終靠向鉛直方向，因此任何一口井都存在套管不居中的問題。加放扶正器不僅可以提高套管的居中度，保持環空中的流速分布均勻，改善因環形空間間隙不均勻所造成的環空互竄現象，同樣也可以減少水泥環厚薄不均的情況，并且可以降低替漿時的阻力，防止替漿時環空中鉆井液的竄槽現象。

（3）使用飽和鹽水隔離液。優選一種適用于平頂山鹽穴儲氣庫固井施工的隔離液，飽和鹽水隔離液密度為1.18～1.19 g/cm3，稀釋鉆井液，沖洗凈井壁和套管壁，提高頂替效率和水泥界面的膠結質量。

3 現場試驗

Field test

以PT1井為例，該井為平頂山鹽穴儲氣庫的一口探井，井身結構見表2，完鉆井深為2 385 m。一開?339.7 mm套管下深384.66 m井段，二開?244.5 mm套管下深1 722.35 m，水泥漿均要求返至地面。下入生產套管時要進行氦氣氣密封檢測，下套管時間約為48 h，電測井底井溫為58 ℃左右。

表2 PT1井井身數據Table 2 Casing program data of Well PT1

套管氦氣檢測近期在國內鹽穴儲氣庫開始應用，氣密封檢測技術可以檢測出發生泄漏的套管，杜絕了不合格套管入井，可以降低后期生產中的天然氣泄漏及環空帶壓的風險［11］。PT1井是國內鹽穴儲氣庫首次應用該技術，為后續推廣應用提供經驗。

3.1 表層套管固井施工

Cementing of surface casing

表層套管固井采用內插法固井技術，采用穩定性好的常規密度低溫早強水泥漿固井。下套管前充分循環鉆井液2周以上，循環排量3.0～3.5 m3/min，充分清洗井眼并處理好鉆井液。下部5根套管每根安放1只扶正器，井口2根套管每根加1只扶正器，其余井段共安放5只扶正器，均加在套管接箍上。用清水作為隔離液并配合適當量的低密度水泥漿提高固井時的頂替效率，注水泥排量1.0～1.2 m3/min，替漿排量0.8 m3/min左右，密度為1.85 g/cm3的水泥漿返出井口后停止注水泥。

固井施工過程中，密度為1.85 g/cm3的水泥漿返出地面后水泥漿發生回落，后采取回灌方法進行補救。固井質量檢測，表層套管實現全井段封固，固井質量合格。

3.2 生產套管固井施工

Cementing of production casing

生產套管固井套管串結構：?244.5 mm氣密扣浮鞋+?244.5 mm氣密套管2根+?244.5 mm氣密扣浮箍（帶承托環）+?244.5 mm氣密扣套管串+變扣短節（氣密公扣×LTC母扣）+?244.5 mmLTC聯頂節。扶正器安放方式為：下部50 m井段每根套管安放1只扶正器，井底以上50～400 m井段每2根套管安放1只扶正器，井底以上400 m至井口段每5根套管安放1只扶正器，扶正器加在套管接箍上。

PT1井生產套管一次封固井段長1 722.35 m，且井眼尺寸大，井徑不規則，最大井徑411.73 mm，井徑最小318.897 mm，平均井徑擴大率10.16%，上部井段地層承壓能力低。現場施工時采取了以下措施。

（1）注水泥施工前充分循環鉆井液，確保井眼暢通、無沉砂、無垮塌，為固井創造良好的井眼條件。通井完成后，在下部裸眼段打入黏度為150 s以上的高黏鉆井液，防止水泥漿下沉。

（2）由于該井是國內鹽穴儲氣庫第一次進行生產套管氦氣氣密封檢測，下套管時間長。為了確保下套管施工順利，對該井采取了裸眼靜止72 h，然后測量井徑，在縮徑嚴重井段，進行劃眼，以改善井眼條件，再進行下套管作業。

（3）采用穩定性好的抗鹽半飽和鹽水水泥漿固井，優選水泥漿配方，使水泥漿達到高早強、穩定性好（游離液為0 mL），以保證裸眼段及套管重合段的固井質量。做好固井施工前水泥漿性能的復核檢驗，滿足安全固井施工要求。

（4）充分調整鉆井液性能，鉆井液黏度控制在40～45 s，采用飽和鹽水沖洗液及低密度水泥漿作為隔離液、保證套管居中來提高固井時的頂替效率。

（5）頂替過程中為防止漏失，確保水泥全部返出地面，替漿排量控制在1.2～1.5 m3/min，最后5 m3采用水泥車頂替，排量控制在0.6～0.9 m3/min。

（6）施工結束后泄壓，確認浮箍回壓閥密封良好后，采用套管內敞壓候凝，候凝時間為72 h。

PT1井生產套管固井72 h后，水泥漿返至地面，固井質量合格率100%，優質率98%，創中國石油鹽穴儲氣庫固井質量最好指標，1 600～1 700 m井段聲幅曲線見圖1。

圖1 平探1井井徑及聲幅曲線Fig. 1 Borehole diameter and acoustic amplitude of Well PT1

4 結論

Conclusions

（1）平頂山鹽穴儲氣庫固井實踐表明，采用的固井工藝、配套技術措施、鹽水水泥漿可以有效保證施工安全及固井質量。

（2）針對上部地層承壓能力低的問題，采用低排量頂替技術，保證了固井施工安全，有效預防了固井期間的漏失問題。

（3）固井前充分調整和循環鉆井液，配合飽和鹽水鉆井液、套管居中等措施，保證了不規則大井眼條件下對鉆井液的有效驅替。

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（修改稿收到日期 2016-11-23）

〔編輯 薛改珍〕

Cementing technology suitable for Pingdingshan salt cavern gas storage

ZHANG Xing1,2, QIN Yi3, LI Haiwei2, LAN Tian2

1. CNPC Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 2. Gas Storage Project Department, CNPC West-to-East Gas Pipeline Company, zhenjiang 212100, Jiangsu, China; 3. No.1 cementing branch, Bohai Drilling and Exploration Engineering Co. Ltd., Renqiu 062552, Hebei, China

Pingdingshan salt cavern gas storage is characterized by thick salt formations, deep targets and multiple mudstone interbeds, so its cementing job is difficult and shall meet more requirements. The difficulties that occurred during the previous cementing were analyzed, such as circulation loss, poor cementation quality and no slurry returning to the wellhead. Then, a series of comprehensive measures were specifically studied to guarantee the smooth cementing and cementing quality, including brine cement slurry formula optimization, borehole preparation, prepad fluid optimization, well drilling and casing running. Well PT1 is an exploration well in Pingdingshan salt cavern gas storage. In this well, the single-stage cementing section of production casing is long, borehole size is large and wellbore conditions are complex. Its circulation loss during cementing is avoided by adopting salt-resisting cement slurry system whose comprehensive performance is good and adjusting and circulating the performance of drilling fluids sufficiently. And consequently, the cementing difficulties of Pingdingshan salt cavern gas storage are solved. The research results provide the valuable experience for the subsequent cementing operation in this area.

cementing; salt cavern gas storage; saline cement slurry; helium detection; displacement efficiency; field test

張幸，覃毅，李海偉，蘭天.平頂山鹽穴儲氣庫固井技術［J］.石油鉆采工藝，2017，39（1）：61-65.

TE256

B

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0061 – 05

10.13639/j.odpt.2017.01.012

:ZHANG Xing, QIN Yi, LI Haiwei, LAN Tian. Cementing technology suitable for Pingdingshan salt cavern gas storage［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 61-65.

張幸（1986-），2010年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，獲學士學位，中國石油勘探開發研究院在讀碩士研究生，主要從事鹽穴儲氣庫建設的相關工作，工程師。E-mail：cqkzhangxing@petrochina.com.cn