中国海油固井技术发展现状与展望

中海油田服务股份有限公司

中国海油固井技术发展现状与展望

罗宇维 赵 琥 宋茂林 冯颖韬

中海油田服务股份有限公司

“十二五”以来，中国海洋油气勘探开发步入了高速发展的新时代，海上固井在超深水、高温高压、浅层气等复杂井况下也面临着更加严峻的技术挑战。经过“十二五”固井技术的科研攻关，中国海油开发出一系列高性能的固井添加剂、完善的固井工艺技术、精密的水泥浆评价仪器以及稳定可靠的固井装备，并在高温高压水泥环完整性、深水、浅层气和高压盐膏层等固井领域取得长足进步。针对低油价、勘探新领域、老油田生产、安全环保等形势，展望未来海上固井技术发展方向，指出固井产品需系列化和规范化，要创新研发针对性水泥浆体系、固井技术及固井工具等。

固井；超深水；高温高压；浅层气；盐膏层；技术进展

“十二五”期间，中国海洋石油总公司（简称中国海油）固井业务主要集中在中国近海、伊拉克和印度尼西亚等区域。在作业过程中出现了一系列固井技术难题，如：南海西部高温高压气井和深水油气井、南海东部大位移井水平井、东海低孔渗深井、渤海浅层气和疏松砂岩衰竭油藏保护、印度尼西亚高温高压防漏防腐以及伊拉克高压盐膏层防漏防窜等。对此，中国海油研发出新型固井添加剂、水泥浆体系、水泥浆评价仪器和固井装备，同时在高温高压水泥环完整性、深水低温低密度水泥石强度、浅层低温防气窜、高压盐膏层防水窜等固井技术方面取得突破性进展，实现了由高温高压探井到高温高压气田开发井的跨越，由浅水向超深水的跨越，由油气井水泥环短期防窜到全生命周期防窜的跨越。

1 “十二五”固井面临的主要挑战

1.1 复杂高温高压井

（1）地层温度高于200℃，如LD10-1-1井，最高井底温度达到210℃，最大压力超过120MPa，对水泥浆和前置液的热稳定性提出更高要求。

（2）高含酸性腐蚀性气体，如印度尼西亚BD高温高压气田开发井，CO2含量为6.5%，H2S含量为0.6%，地层孔隙压力当量高达1.89g/cm3；莺琼盆地气田CO2含量为14.3%～72%。高含酸性腐蚀性气体的气田开发，对水泥浆的顶替效率和防腐性能要求较高。

（3）环空间隙小，压力窗口窄，容易漏失。LD8-1-7井采用6层非常规尺寸套管井身结构，298.45mm（113/4in）尾管固井环空间隙最小处只有2.9mm；250.83mm（97/8in）套管下到位后，使用0.3m3/min的排量进行循环即发生漏失，由于慢速混浆注替，固井连续施工长达近12h。窄环空、窄压力窗口井段固井，对水泥浆的流动性和防漏堵漏能力提出较高要求。

1.2 复杂超深水井

（1）泥线温度最低达到2℃左右，低温下水泥石强度发展慢[1]，影响下部钻进。

（2）安全密度窗口窄，常规深水井安全窗口小于0.12g/cm3。若钻遇异常高压地层，甚至会出现负压力窗口，可能发生上漏下涌，造成地下井喷。

（3）在特殊情况下钻遇至含气体水合物地层，水泥的放热反应容易引起水合物分解气化，造成环空气窜。

（4）南海西部海域钻遇的深水及超深水中，下部还存在高温高压气，温度高达150℃左右，地层压力当量高达1.9g/cm3左右，使得一口井中同时面临着表层深水和下部高温高压的双重挑战。

1.3 浅层气井

（1）浅层岩性疏松、承压能力低，导致压力窗口窄，压稳控制难。

（2）浅部地层温度低，水泥浆水化速度慢，水泥石早期强度低，加剧了气窜的风险。

（3）表层环空容积大、顶替效率低、封隔上部浅层气的水泥浆受钻井液伤害严重，难以保证水泥石的良好胶结。

（4）地层松软，固井水泥环的围压小，固井后的套管试压和震动容易引起水泥环破裂，造成气密失效。

1.4 多压力体系高压盐膏层井

（1）伊拉克米桑油田的夹层盐水孔隙压力高达2.25g/cm3，安全压力窗口小于0.12g/cm3，水泥浆液柱压力压稳难，岩盐蠕变速度快。

（2）压力过渡带隔层薄，隔层仅厚5m，隔层上下地层流体压差高达33MPa，水泥环封隔困难，容易窜流。

（3）盐膏层厚，封固段长，水泥浆上下 “同凝”困难大，水泥浆抗盐能力要求高。

2 “十二五”固井技术主要成果

2.1 高温高压水泥环完整性固井技术

开发出3套关键固井技术，解决了高密度钻井液顶替效率低和固井水泥浆失返、气窜、腐蚀、应力破坏等影响水泥环完整性的技术难题。

（1）顶替效率提高技术。研发出一套黏度受温度变化影响小的平流变高效加重清洗液。温差150℃下，屈服值（YP）变化小于3Pa，塑性黏度（PV）变化小于0.02Pa·s。

（2）水力尖劈堵漏固井技术。发明了裂缝宽度随压差变化而变化的堵漏评价仪，研发出了水溶纤维PC-B62 和颗粒级配硬性材料PC-B66，砂泥岩地层承压可提高3.5MPa以上。

（3）五防水泥浆技术。发明了水泥石应力破坏模拟评价装置，研发出一套防漏、防窜、防腐、防温度变、防压力变的五防水泥浆体系[2]。体系抗温BHST230℃，现场应用的最高水泥浆密度达2.45g/cm3，机械静胶凝强度48～240Pa过渡时间小于20min，3mon腐蚀深度小于0.5mm，弹性模量为3～6GPa，自修复水泥石通过带压有机气体60min后，气体通过量减少95%以上[3]。

该技术体系在南海DF13-1气田的7口井中进行应用，固井全部质量优良，实现了双高、定向井100%环空零带压，解决了开发井井口带压难题；同时在印度尼西亚BD区块的高温高压高含硫气田中也进行了使用，1.98g/cm3水泥石在150℃×40MPa、复合分压280kPa的H2S和3.71MPa的CO2的水相腐蚀环境下，30d后抗压强度增加，3mon腐蚀深度小于0.5mm，第三方测试结果表明，该体系防腐性能优于竞标的其他国际服务公司。

2.2 深水、超深水固井技术

开发出PC-LoCEM低温、高早强、防气窜水泥浆。该水泥浆在温度低至2.6℃的超低温深水环境，24h抗压强度超过3.5MPa[4]；开发出PC-LoLET低密度水泥浆技术，最低密度达0.9g/cm3，24h抗压强度超过7MPa，24h水化放热小于100kJ/kg。

“十二五”期间，中国海油完成26口井深水井固井，最大水深达1700m，固井一次成功率为100%，产层固井质量优质率为100%。

2.3 复杂盐膏层固井技术

研发出KCl高早强、抗盐水泥浆。与常规的NaCl水泥浆相比，抑制盐溶能力更强，盐水浓度对稠化时间影响更小，水泥浆强度发展到3.5MPa的时间缩短2h左右，24h抗压强度提高近32%，有利于减少蠕变和提高防窜能力[5]。

形成了“地层流体压稳和盐岩蠕变压稳”双压稳固井工艺。构建了水泥浆失重后环空液柱压力模型，保证固井候凝过程中有足够的浆柱压力压稳地层流体；通过测量盐膏层的蠕变速率，比较环空间隙缩小至19mm和水泥浆发展到3.5MPa的时间，保证高压盐膏层水泥环厚度不小于19mm，提高了盐膏层的封固质量[6]。

“十二五”期间，顺利完成近30口多压力体系的高压盐膏层固井作业。

图1 动态裂缝堵漏仪示意图（a）及结构图（b）

2.4 浅层气固井技术

研发出适合浅层气固井的前置液技术、水泥浆技术。

（1）PolySpacer隔离液技术。开发出悬浮稳定剂PC-S30S和流型调节剂PC-S31S。其中PC-S30S具有降失水、提黏和抗钻井液伤害的作用，PC-S31S用于调节低剪切速率的剪切应力，在5.1s-1剪切速率下，剪切应力可由2Pa至7Pa任意调节，有利于调配出适用于大环空固井的高壁剪切应力的隔离液。

（2）PC-RESIN抗伤害防气窜树脂水泥浆技术。该水泥浆抗伤害能力强，孔隙率低、韧性好，能有效防止作业过程中由于震动或者套管试压等导致微间隙的出现，从而避免气窜现象的发生。

该技术在渤海BZ34-1区块600～1000m的浅层气井广泛应用，现场固井质量良好。

2.5 室内试验评价技术

研发3套行业先进的评价仪器：

（1）发明了裂缝宽度随压差变化而变化的动态裂缝堵漏仪（图1），用于评价固井隔离液和水泥浆提高砂泥岩的承压能力。

（2）开发出第三代稠化仪（图2），该仪器为行业体积最小、质量最轻、操作维护最方便的无电位计式便携式稠化仪，方便现场进行复核实验。

图2 便携式低温稠化仪

（3）发明了一套水泥石应力破坏模拟评价装置（图3），用于模拟评价生产期间温度和压力变化对水泥环的伤害程度[7]。

2.6 关键水泥添加剂

开发出9种水泥添加剂，初步构建出从低温到高温的COCEM体系。添加剂主要为合成产品，较以前产品相比，广谱性、稳定性和经济性更好。

（1）缓凝剂：耐温260℃的PC-H50 L、大温差缓凝剂PC-H100L、高温缓凝增效剂PC-H20。

（2）降失水剂：耐温260℃的PC-G90L。

图3 水泥石应力破坏模拟评价装置示意图

（3）多功能防气窜剂：防窜降失水剂PC-G86L、防腐防气窜剂PC-RS10L、防窜增强剂PC-GS12L、低弹模自修复防气窜剂PC-SH1。

（4）高效分散剂：抗盐、弱缓凝的高效分散剂PC-F46L。

2.7 固井设备

合作研发出：（1）600～1000HHP“5+3”大排量固井双机8缸泵[8]（图5）；（2）深水远程控制固井泵系统；（3）“3+3”6缸电驱固井泵。这些设备的研制成功，提高了固井设备的自动化程度和可靠性，降低了作业噪声。

3 固井技术发展趋势

（1）国际油价预期今后几年仍会低位运行，降本增效是未来固井主旋律。广谱、稳定、经济的固井添加剂和功能材料的系列化、规范化是降本增效的重点和国际化的关键。

（2）勘探领域逐渐向 “两深”和“两新”拓展，即深水、深层、极地新区和非常规新领域，需要研发超低温、超高温和经济型韧性水泥浆体系。

（3）老油气田越来越多，水淹油气藏和环空带压问题日益突出，研发智能堵水水泥浆提高采收率、非水泥基防窜浆挤堵气窜的微环空间隙是解决老油田问题的新途径。

（4）安全环保日益重视，环空水泥浆由短期防窜到全生命周期防窜转变，今后将更加注重水泥改性技术、水泥环寿命预测技术和井下功能固井工具的研发。

[1] Mishra P K. Ultra deepwater Cementing: Challenges and Solutions[R].SPE 102042,16-18 October,2006.

图4 “5+3”大排量固井泵

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Current Conditions and Outlook of CNOOC Cementing Technological Development

Luo Yuwei, Zhao Hu, Song Maolin, Feng Yingtao
(China Oilfield Services Limited, Yanjiao 101149, China)

China’s offshore oil and gas exploration and development has been set on the track of high-speed development since the 12thFive-year Plan Period. Offshore cementing faces sterner challenges under the complicated well conditions, such as super-deep water, high temperature and high pressure, and shallow-layer gas. Based on the cementing technological research projects in the 12thFive-year Plan Period, COSL has developed a series of high-functional cementing additives, perfect cementing process technology, accurate cement slurry appraising instrument and stable and reliable cementing equipment. Significant progress has been made in such cementing areas as cement sheath integrity under high temperature and high pressure, deepwater, shallow-layer gas and high-pressure gypsum. This paper focuses on low oil prices, new exploration areas, production at old oilfields and safety and environmental protection and looks forward into future offshore cementing technological development direction. It is pointed out that cementing products calls for serialization and standardization while the efforts for creation and research should be focused on the well-tailored cement slurry system and cementing technology and tools.

cementing, super-deep water, high temperature and high pressure, shallow-layer gas, gypsum

10.3969/j.issn.1002-302x.2017.01.006

TE256

A

2016-11-14）

中国海洋石油总公司科研项目“深水固井关键技术研究与应用”（编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM12 LTD YF2015-01）部分研究成果。

罗宇维，1963年生，教授级高工，现任中海油田服务股份有限公司油田化学事业部总工程师，主要从事固井技术研究和作业支持。E-mail：Luoyw@cosl.com.cn