平顶山盐穴储气库固井技术

张幸覃毅李海伟兰天

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油西气东输管道公司储气库项目部；3.渤海钻探工程有限公司第一固井分公司

平顶山盐穴储气库固井技术

张幸1，2覃毅3李海伟2兰天2

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油西气东输管道公司储气库项目部；3.渤海钻探工程有限公司第一固井分公司

平顶山盐穴储气库含盐地层厚度大，目的层埋藏深，泥岩夹层多，固井难度大、要求高。在分析前期固井施工过程中存在的易漏失、胶结质量差、未返出井口等难题的基础上，通过开展有针对性的盐水水泥浆配方优选、井眼准备、前置液优化、钻井和下套管施工等综合性技术措施的研究，保障了固井顺利施工和固井质量。PT1井是平顶山盐穴储气库的一口探井，该井生产套管一次封固井段长，井眼尺寸大，井筒条件复杂，通过采用综合性能好的抗盐水泥浆体系，避免了固井期间漏失问题的发生，解决了平顶山盐穴储气库固井难题，为该地区后续的固井施工提供了宝贵经验。

固井；盐穴储气库；盐水水泥浆；氦气检测；顶替效率；现场试验

平顶山盐穴储气库位于河南省平顶山市南部叶县境内，是目前国内计划建设埋藏最深的盐穴储气库，设计井深近2 000 m，含盐层系赋存于舞阳箕状凹陷内，为一套中、新生界的碎屑化学岩系，属下第三系核桃园组二段上部和核一段［1］。舞阳凹陷内核桃园组盐层厚、泥岩夹层多，地层倾角较大，夹层总厚度占30%～40%，且各夹层厚度不等，最大可以达到5 m以上，含盐层系最厚达1 000 m，优选含盐质量较好的14#～20#盐群进行造腔。

盐穴储气库能否储存天然气，并在运行的过程中不发生泄漏主要取决于盐穴腔体及井筒的密封性能［2］，固井质量对于保障井筒密封最为重要。盐穴储气库注采气量大，并且井筒处于注和采的交变应力状态，在盐穴储气库的运行年限里，必须考虑交变应力，以保证储气库安全运行至少30年的目标［3］。因此为保证储气库长期安全运行，必须保证水泥环强度的稳定性和长期密封性能。盐穴储气库对固井质量的要求和普通油气井相比更加严格，如果固井质量差，则缺乏有效的补救措施。固井质量与注采气井的寿命及长期安全运行紧密相关，固井质量涉及到钻井、固井施工、钻水泥塞、取心、扩眼等整个钻井施工过程，任何施工作业必须以保障固井质量为前提。同时，在盐穴储气库正常生产的过程中，仍需对套管及水泥环的胶结状态进行检测，确定水泥环与套管、地层之间的胶结情况［4］。在同区块其他井的固井施工中，多次出现易漏失、胶结质量差、未返出井口等复杂情况，造成固井质量差，为后续的溶腔、注气排卤等工作埋下了安全隐患。

1 固井技术难点

Technical difficulties of well cementing

目前，盐穴储气库固井施工分为一开固井施工、二开固井施工，一开固井施工是为了封固上部疏松井段，防止垮塌，二开固井施工一般是进入设计盐群14#～20#，下入气密封套管进行封固，为后续溶腔施工及注采气作业提供工程保障。

由于平顶山储气库地质情况复杂，目的层段埋藏深，特殊的地质条件给固井作业造成了诸多难点：其中一开井段由于地层疏松、井深浅、井眼尺寸大及井眼不规则等因素，在固井施工过程中，易发生漏失。采用内插法固井，容易发生固井附件密封失效，或造成插旗杆、灌香肠等复杂事故［5］，相对而言，一开固井技术难度较小。

二开固井施工较为复杂，其技术难点大，一旦失败将没有办法进行补救，目前平顶山储气库已发现存在的难点如下。

（1）由于造腔井段为14#～20#盐群，需封固盐岩层段较长，在钻进的过程中，易发生盐岩溶蚀、泥岩吸水膨胀等问题，造成井眼条件差，井眼不规则。

（2）二开井段较长，在表层套管鞋处，容易形成“大肚子”井段，虚滤饼附着，造成该处固井质量较差。

（3）井深较大，一次封固井段较长，且上部地层存在砂砾岩段，承压能力低，施工过程中易发生漏失，固井时不允许采用大排量顶替，提高顶替效率困难，保证水泥浆上返至地面困难。

（4）表层套管和技术套管的重合段，固井质量难以保证。

（5）下套管过程中，需进行氦气气密封检测，作业时间长，容易在井壁上形成较厚的虚滤饼，易发生缩径、遇卡等复杂情况，在下完套管顶通过程中以及注水泥过程中可能会因虚滤饼太多堵塞环空，造成憋堵，影响顶替效率。

（6）国内适合低温条件的抗盐水泥浆外加剂比较少，水泥浆体系必须满足抗盐要求，稠化性能必须满足施工要求，优选综合性能好的水泥浆体系较为困难［6］。

2 固井技术对策

Technical countermeasures of cementing

根据近期盐穴储气库固井施工的情况及相应固井工艺措施的现场应用，采取以下针对性措施和施工方案可以有效提高固井质量，降低固井施工风险。

2.1 强化井眼准备

Reinforce the borehole preparation

通井时，采用原钻具组合进行通井，到井底后充分循环钻井液，确保井壁稳定，井眼畅通，无沉砂、无坍塌。下完套管后，先小排量顶通，等返出正常、泵压稳定后，再以钻进时的排量充分循环洗井2周，同时调整钻井液性能，为后续固井施工准备良好的井眼条件［7］。

2.2 盐水隔离液体系

Optimize the saline spacer fluid system

二开采用能够防止盐岩地层溶蚀及蠕变的饱和盐水钻井液钻进，为防止盐水钻井液和水泥浆接触污染，使用性能良好的盐水隔离液，在顶替钻井液的过程中起到冲洗、稀释、隔离、缓冲管壁和井壁滤饼的作用，提高水泥浆的顶替效率，同时可以有效清除井壁上附着的虚滤饼，保证水泥的良好胶结，确保固井质量［8］。饱和盐水隔离液占环空高度200～300 m左右。

2.3 优选水泥浆体系

Optimize the cement slurry system

对盐穴储气库的水泥浆要求和常规油气井及采盐井有很大不同，其技术难度较大［9］。目前，盐穴储气库二开固井施工均采用盐水水泥浆体系，为DRB-3S+JSS抗盐水泥浆体系，已在江苏金坛、淮安盐穴储气库多口井进行了成功的应用。固井前，根据平顶山盐穴储气库的实钻情况、井下条件对水泥浆密度及配方进行具体调整。

2.3.1 水泥浆配方要求

（1）能配成设计密度的水泥浆，容易混合与泵送，具有良好的流动度、适宜的初始稠度，且均质、起泡性小，游离液为0。

（2）水泥石早期强度发展快，并有长期的强度稳定性。

（3）外加剂配伍性好，敏感性低，稠化时间易调，对水泥水化、水泥内部结构、强度发展、长期胶结性能无不良影响。

（4）外加剂具有良好的抗盐性能。

2.3.2 水泥浆体系 盐穴储气库水泥石要承受长期交变应力的影响，对水泥环的胶结质量及长期密封性要求高。根据上述特点，满足生产套管固井要求的水泥浆体系，要求抗盐性好、低温快凝、高早强、微膨胀、浆体稳定性好、稠度适宜，和钻井液及隔离液具有良好的相容性。根据平顶山盐穴储气库的固井要求，综合考虑采用JSS抗盐降滤失剂，水泥浆稠化时间可用ZH-2型中温缓凝剂进行调节。

JSS降滤失剂具有一定的分散性能，在正常水灰比情况下不用加入分散剂。但当水质中Ca2+、Mg2+较多时，需要加入适量的分散剂。FSS分散剂可用于调节水泥浆的流动度，并可适当调节水泥浆的稠化时间。常规水泥浆中使用的消泡剂对于盐水水泥浆体系来说很难达到预期的消泡效果，D50 消泡剂能有效解决盐水水泥浆体系的消泡问题［10］。经过多次室内实验，筛选出了双密度双凝抗盐水泥浆体系，水泥浆性能见表1。水泥浆配方为：上部井段：G级高抗硫油井水泥+3.0%～4.0%抗盐降滤失剂+8%～12%DRB-3S增强材料+0.8%～1.5%分散剂+调凝剂+盐水；下部井段：G级高抗硫油井水泥+3.0%～4.0%抗盐降滤失剂+8%～12%DRB-3S增强材料+0.8%～1.5%分散剂+调凝剂+盐水。实验条件：52 ℃、20 MPa。

表1 抗盐水泥浆配方及性能Table 1 Formula and properties of salt-resisting cement slurry

2.4 提高顶替效率

Improve the displacement efficiency

提高平顶山盐穴储气库井顶替效率采取的主要技术措施如下。

（1）降低钻井液黏度与切力。下完套管后，充分循环钻井液，调整钻井液性能，保持密度不变，降低钻井液黏度与切力。隔离液对环空滞留的静止钻井液有一定的渗透力，降低黏土间的连接力，使钻井液或滤饼的结构松驰、拆散，易于顶替。

（2）提高套管居中度。根据实钻井眼状况与井径情况，合理加放套管扶正器，提高套管居中度，从而提高顶替效率。自由套管柱在井筒内受重力作用始终靠向铅直方向，因此任何一口井都存在套管不居中的问题。加放扶正器不仅可以提高套管的居中度，保持环空中的流速分布均匀，改善因环形空间间隙不均匀所造成的环空互窜现象，同样也可以减少水泥环厚薄不均的情况，并且可以降低替浆时的阻力，防止替浆时环空中钻井液的窜槽现象。

（3）使用饱和盐水隔离液。优选一种适用于平顶山盐穴储气库固井施工的隔离液，饱和盐水隔离液密度为1.18～1.19 g/cm3，稀释钻井液，冲洗净井壁和套管壁，提高顶替效率和水泥界面的胶结质量。

3 现场试验

Field test

以PT1井为例，该井为平顶山盐穴储气库的一口探井，井身结构见表2，完钻井深为2 385 m。一开Ø339.7 mm套管下深384.66 m井段，二开Ø244.5 mm套管下深1 722.35 m，水泥浆均要求返至地面。下入生产套管时要进行氦气气密封检测，下套管时间约为48 h，电测井底井温为58 ℃左右。

表2 PT1井井身数据Table 2 Casing program data of Well PT1

套管氦气检测近期在国内盐穴储气库开始应用，气密封检测技术可以检测出发生泄漏的套管，杜绝了不合格套管入井，可以降低后期生产中的天然气泄漏及环空带压的风险［11］。PT1井是国内盐穴储气库首次应用该技术，为后续推广应用提供经验。

3.1 表层套管固井施工

Cementing of surface casing

表层套管固井采用内插法固井技术，采用稳定性好的常规密度低温早强水泥浆固井。下套管前充分循环钻井液2周以上，循环排量3.0～3.5 m3/min，充分清洗井眼并处理好钻井液。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。用清水作为隔离液并配合适当量的低密度水泥浆提高固井时的顶替效率，注水泥排量1.0～1.2 m3/min，替浆排量0.8 m3/min左右，密度为1.85 g/cm3的水泥浆返出井口后停止注水泥。

固井施工过程中，密度为1.85 g/cm3的水泥浆返出地面后水泥浆发生回落，后采取回灌方法进行补救。固井质量检测，表层套管实现全井段封固，固井质量合格。

3.2 生产套管固井施工

Cementing of production casing

生产套管固井套管串结构：Ø244.5 mm气密扣浮鞋+Ø244.5 mm气密套管2根+Ø244.5 mm气密扣浮箍（带承托环）+Ø244.5 mm气密扣套管串+变扣短节（气密公扣×LTC母扣）+Ø244.5 mmLTC联顶节。扶正器安放方式为：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井生产套管一次封固井段长1 722.35 m，且井眼尺寸大，井径不规则，最大井径411.73 mm，井径最小318.897 mm，平均井径扩大率10.16%，上部井段地层承压能力低。现场施工时采取了以下措施。

（1）注水泥施工前充分循环钻井液，确保井眼畅通、无沉砂、无垮塌，为固井创造良好的井眼条件。通井完成后，在下部裸眼段打入黏度为150 s以上的高黏钻井液，防止水泥浆下沉。

（2）由于该井是国内盐穴储气库第一次进行生产套管氦气气密封检测，下套管时间长。为了确保下套管施工顺利，对该井采取了裸眼静止72 h，然后测量井径，在缩径严重井段，进行划眼，以改善井眼条件，再进行下套管作业。

（3）采用稳定性好的抗盐半饱和盐水水泥浆固井，优选水泥浆配方，使水泥浆达到高早强、稳定性好（游离液为0 mL），以保证裸眼段及套管重合段的固井质量。做好固井施工前水泥浆性能的复核检验，满足安全固井施工要求。

（4）充分调整钻井液性能，钻井液黏度控制在40～45 s，采用饱和盐水冲洗液及低密度水泥浆作为隔离液、保证套管居中来提高固井时的顶替效率。

（5）顶替过程中为防止漏失，确保水泥全部返出地面，替浆排量控制在1.2～1.5 m3/min，最后5 m3采用水泥车顶替，排量控制在0.6～0.9 m3/min。

（6）施工结束后泄压，确认浮箍回压阀密封良好后，采用套管内敞压候凝，候凝时间为72 h。

PT1井生产套管固井72 h后，水泥浆返至地面，固井质量合格率100%，优质率98%，创中国石油盐穴储气库固井质量最好指标，1 600～1 700 m井段声幅曲线见图1。

图1 平探1井井径及声幅曲线Fig. 1 Borehole diameter and acoustic amplitude of Well PT1

4 结论

Conclusions

（1）平顶山盐穴储气库固井实践表明，采用的固井工艺、配套技术措施、盐水水泥浆可以有效保证施工安全及固井质量。

（2）针对上部地层承压能力低的问题，采用低排量顶替技术，保证了固井施工安全，有效预防了固井期间的漏失问题。

（3）固井前充分调整和循环钻井液，配合饱和盐水钻井液、套管居中等措施，保证了不规则大井眼条件下对钻井液的有效驱替。

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（修改稿收到日期 2016-11-23）

〔编辑 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

张幸，覃毅，李海伟，兰天.平顶山盐穴储气库固井技术［J］.石油钻采工艺，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.

张幸（1986-），2010年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，获学士学位，中国石油勘探开发研究院在读硕士研究生，主要从事盐穴储气库建设的相关工作，工程师。E-mail：cqkzhangxing@petrochina.com.cn