某超深复杂井井身结构设计及其石油套管的开发应用

卢小庆，贾应林，严 峰，章景城，李恒政，扈 立，王 正

（1. 天津钢管集团股份有限公司，天津 300301；2. 中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000；

3. 中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000）

塔里木油田克拉苏山前构造带位于塔里木盆地北侧的拜城县境内。根据前期的预测，该区块含有丰富的天然气资源，但由于其地质构造复杂，属于典型的高陡构造，地层倾角大，压力系统多，储层埋藏深，而且有一套或多套盐层或复合盐层，导致钻井施工难度极大［1］。从20 世纪90 年代开始，中国石油天然气集团公司（简称中石油）就在此区块进行钻井施工，由于井下地质构造复杂，并且缺乏精细地质构造描述，层位卡位困难，导致井下事故频繁发生，在未钻到目的层时井眼报废，无法完成钻井施工的目的，严重制约着该区块的勘探开发进展。

从20 世纪初开始，塔里木油田与天津钢管集团股份有限公司（简称天津钢管）合作，在对前期钻井施工失效事故进行深入分析的基础上，尝试进行新的井身结构设计和相配套的石油套管的开发。在井身结构设计方面，通过深入分析认为以前采用的Ф508.00 mm×Ф339.72 mm×Ф244.48 mm×Ф177.80 mm×Ф127.00 mm 5 层套管井身结构不适用于该区块的钻井施工［2］，主要原因是：①套管层次偏少，5 层套管无法有效应对未能准确预告的工程地质问题；②该井身结构导致套管环空间隙不均匀，影响固井质量；③仅靠API 规格、钢级及螺纹类型的套管难以满足克拉苏山前构造带的钻井施工工程要求，必须打破API 标准的束缚，尽快开发出非API规格、钢级和螺纹类型的套管［3-8］。在对套管失效分析后认为：①Ф177.80 mm×12.65 mm 140 kpsi钢级套管难以抵挡深部盐层蠕动对套管造成的剪切力，必须选用抗剪切力更强的套管；②套管在井下发生开裂的主要原因是套管材料的韧性不够［9］，必须提高深井/超深井用套管材料的冲击韧性指标，以抵抗开裂变形能力；③在确保套管韧性的基础上，尽可能提高套管的钢级（强度），以减轻管柱的质量，并增大环空间隙。

基于以上认识，塔里木油田与天津钢管在充分论证的基础上设计了6 层变7 层（正常为6 层，井下出现复杂情况时转换为7 层）的井身结构，并由天津钢管负责设计开发相配套的非API 规格、钢级和螺纹类型的石油套管。

1 特殊井身结构设计

1.1 井身结构设计原则

井身结构设计是按照地质构造的特点和满足钻井成功后进行油气测试及油气开发的要求，根据地层压力剖面（地层孔隙压力、破裂压力及坍塌压力3 条曲线）和地层岩性特征及前期钻井施工过程中出现的井下复杂情况选择必封点（各层套管的下井深度）［10］，再根据现有钻井设备的承载能力、钻井工艺特点及技术水平、钻头规格系列、套管的规格系列和强度指标进行必要的调整，从而确定套管的下入层次和深度［11］。对于超深复杂井，在井身结构设计时要对可能发生的各种井下复杂情况有充足的考虑和认识，要有处理各种复杂情况的预留方案［12］。

1.2 地质构造特点及钻井施工难点

克拉苏山前构造带的地质构造复杂，钻井施工条件苛刻，具体可概括为以下几点。

（1） 盐上地层，砾石层发育，存在易垮塌地层，压力剖面复杂；

（2） 盐层发育，受构造挤压发育多套盐层，卡层难度大，盐间高压水层发育，压力窗口窄；

（3） 储层埋藏深，最深处达到8 300 m，井壁易垮塌；

（4） 井底温度高，为130～180 ℃；

（5） 地层倾角大，最大为65°；

（6） 储层压力高90～130 MPa，地层压力系数为1.65～2.39 g/cm3。

1.3 井身结构设计要点

克拉苏山前构造带超深复杂井井身结构设计的要点是：

（1） 完钻后井眼尺寸能够满足后期油气测试、开发的需要；

（2） 确保钻井成功率，顺利钻到目的层，加深对地质构造和目的层的认识；

（3） 对钻井过程中出现的井下复杂和地质层位卡位不准需要提前下入套管时，要有备用套管层次，不至于无法钻至目的层，出现井眼报废；

（4） 套管环空间隙均衡合理，确保固井质量；

（5） 可以不受API 标准束缚，采用非API 规格、钢级和螺纹类型的套管，以增加井身结构设计的灵活性；

（6） 采用抗剪切能力更强的套管封堵深部盐层。

1.4 井身结构设计

根据克拉苏山前构造带的地质构造特点和钻井施工难点，按照井身结构设计原则和要点对该区块进行井身结构设计。

克拉苏山前构造带的典型压力剖面曲线如图1所示，该构造的压力剖面大致可以分为5 段。

（1） 表层：低压段，漏失压力系数为1.00～1.15 g/cm3。

（2） 库车组-吉迪克组上部：中压段，漏失压力系数为1.45～1.70 g/cm3，压差卡钻系数当量泥浆密度差值为0.15 g/cm3。

（3） 膏盐层段：地层蠕变压力当量泥浆密度为2.15～2.35 g/cm3。

（4） 白云岩段：高压段，孔隙压力当量泥浆密度为1.85～2.15 g/cm3，漏失压力略高于孔隙压力。

（5） 储集层段：中-高压段，孔隙压力当量泥浆密度为1.60～2.10 g/cm3，漏失压力略高于孔隙压力。

图1 克拉苏山前构造带的典型压力剖面曲线

根据上述压力剖面和必封点确定方法，并结合以往该区块钻井施工时井下出现的复杂情况来确定套管的下入层次和深度。据此设计的该区块在钻井过程中井下未出现和出现复杂情况时的井身结构如图2～3 所示。

需要指出的是，当采用空气钻或者444.5 mm和333.38 mm 井眼较深，Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V 和Ф273.05 mm×13.84 mm TP140V 这2 种套管的抗外挤能力不够时，需在其管柱的下部（图2~3 中的红色段）分别连接Ф374.65 mm×18.65 mm TP140V 和Ф282.58 mm×18.64 mm TP140V 这2 种特殊套管。

具体的井身结构设计方案如下。

（1） 6 层套管井身结构。

钻头：Ф914.40 mm×Ф660.40 mm×Ф444.50 mm ×Ф333.38 mm×Ф241.30 mm×Ф168.30 mm。

套管：Ф720.00 mm×Ф508.00 mm×Ф365.13 mm×Ф273.05 mm×Ф201.70 mm×Ф139.70 mm。

（2） 7 层套管井身结构。

钻头：Ф914.40 mm×Ф660.40 mm×Ф444.50 mm×Ф333.38 mm×Ф241.30 mm×Ф168.30 mm 扩眼至Ф190.50 mm×Ф127.00 mm 扩眼至Ф139.70 mm。

套管：Ф720.00 mm×Ф508.00 mm×Ф365.13 mm ×Ф273.05 mm ×Ф201.70 mm ×Ф158.75 mm ×Ф114.30 mm。

正常钻井时按图2 所示的6 层套管井身结构执行，用Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V 套管封盐层，当在膏盐层段钻遇复杂情况无法进尺时，提前下入Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V 套管，转换成图3 所示的7 层套管井身结构。

图2 钻井过程中井下未出现复杂情况时的井身结构

图3 钻井过程中井下出现复杂情况时井身结构

1.5 6 层/7 层套管井身结构主要技术特点

该井身结构具备以下主要技术特点：

（1） 根据完井测试和后期开发的要求，正常钻井时用Ф139.70 mm 套管完井，井下出现复杂情况要多下一层套管时用Ф114.30 mm 套管完井；

（2） 正常钻井采用6 层套管井身结构，井下出现复杂情况无法钻进时转换成7 层套管井身结构；

（3） 各层套管与井眼的环空间隙均衡合理；（4） 封盐层段套管的抗外挤强度达130 MPa。基于以上原则选用套管，克拉苏山前构造带超深复杂井各层套管的规格尺寸、钢级和螺纹类型见表1。从表1 可以看出：Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V BC、Ф374.65 mm×18.65 mm TP140V BC、Ф282.58 mm×18.64 mm TP140V TP-CQ、Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V TP-NF、Ф158.75 mm×13.00 mm TP140V TP-FJ 这5 种套管是专门设计的非API 规格、钢级套管，有些采用了非API 螺纹类型。这5 种套管的特点是：①同一层次套管通径相同，接箍外径接近，确保管柱内不存在台阶和用同规格钻头开钻同一层井眼；②封盐层的厚壁套管采用了小接箍或无接箍套管，以增大环空间隙，增加下套管的层次；③这5 种套管均为非API 钢级，Ф365.13 mm×13.88 mm 套管采用TP110V 钢管主要是为了提高套管材料的冲击韧性；提高技术套管的耐磨损和抗疲劳开裂的能力，其他4 种套管采用TP140V 和TP155V 钢级主要是通过采用高钢级材料来降低套管壁厚，减轻套管柱的质量；与此同时，通过特殊钢种设计和生产工艺设计，这些高钢级材料也有非常好的耐磨性和抗疲劳开裂能力；④封盐层段的Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V TPNF、Ф158.75 mm×13.00 mm TP140V TP-FJ 这2 种套管的抗外挤能力均在130 MPa 以上，高于以前使用的Ф177.80 mm×12.65 mm 140 kpsi 钢级套管的抗外挤能力120 MPa。

2 配套石油套管的设计开发

2.1 套管的规格、螺纹类型和钢级设计

克拉苏山前构造带超深复杂井用套管的使用参数和性能指标见表1。

表1 克拉苏山前构造带超深复杂井用套管的使用参数和性能指标

2.2 套管性能设计

根据超深复杂井中套管的服役工况和典型失效案例分析结果［13-14］，进行套管材料性能和使用性能设计。

套管材料的性能设计为：①在具有较高强度的同时要有良好韧性（在0 ℃环境温度下V 型缺口夏比冲击功，TP110V 套管材料横向全尺寸大于60 J，纵向大于80 J；TP140V 套管材料横向全尺寸大于80 J，纵向大于100 J）；②深部套管材料要有良好热稳定性，其屈服强度和抗拉强度随环境温度的升高下降的比率要小（150 ℃环境温度下，屈服强度下降比率不超过5%）；③材料内部的非金属夹杂物含量要少，要严格控制夹杂物的形态，晶粒度要细小（大于8 级）。

套管的使用性能设计为：①套管接头螺纹的抗黏结能力要强，保证3 次上卸扣不发生螺纹黏结；

2.3 套管的实际质量水平

2.3.1 金相组织

采用Cr-Mo-V 系合金钢为套管材料，通过添加Cr 元素保证钢管具有足够的淬透性，从而获得均匀细小的回火组织；通过回火过程中Mo、V 元素碳氮化物颗粒的析出实现沉淀强化、位错强化，提高套管材料冲击韧性［15-16］。

克拉苏山前构造带超深复杂井用套管材料的回火组织及奥氏体晶粒度如图4~5 所示。从图4 和图5 可以看出：超深复杂井用套管材料的回火组织为均匀细小的索氏体，其奥氏体原始晶粒度达到10级，证明套管材料具有非常好的淬透性，组织均匀，晶粒细小，确保了该套管具有良好的韧性及较高的抗开裂能力。

图4 套管材料均匀细小的回火组织

图5 套管材料奥氏体晶粒度

2.3.2 力学性能

随机抽取60 批大生产的TP110V、TP140V及TP155V 套管，检测其力学性能（拉伸和冲击），结果见表2。TP140V 套管冲击断口的电镜分析结果如图6 所示。

表2 3 种不同套管的力学性能检测结果

图6 TP140V 套管冲击断口的电镜分析结果

2.3.3 抗挤毁能力

克拉苏山前构造带超深复杂井用套管的抗挤毁试验结果见表3。从表3 可以看出：实测值比工厂保证值高15%以上。

表3 克拉苏山前构造带超深复杂井用套管的抗挤毁试验结果

3 实际应用情况

塔里木油田从2006 年开始在克拉苏山前构造带采用该6 层/7 层井身结构进行钻井施工，在前期试验成功后进行大面积推广，目前共下井超过60口。其中，塔里木油田克拉苏区块最有代表性的一口井是克深7 井，该井于2008 年12 月25 日开钻，2011 年1 月13 日钻至8 023 m 完钻［17］。克深7 井应用的套管创造了多项纪录：①Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V BC 套管下入深度3 518 m，创造国内Ф365 mm 套管下入最深纪录；②Ф273.05 mm×13.84 mm TP140V TP-CQ 套管下入深度7 087 m，创造了Ф273.05 mm 技术套管下入深度和浮重两项国内纪录；③Ф139.70 mm×12.09 mm TP140V TP-CQ 套管下深8 021 m，创造该规格钢级套管国内下井最深纪录。

4 结 语

（1） 通过7 年60 余口井的使用，证明该6 层/7 层井身结构设计是合理和安全可靠的，完全能够满足克拉苏山前构造带的油气勘探开发需要；也充分证明该设计开发的非API 系列套管的规格、钢级和螺纹类型是完全可以满足超深复杂井的钻井施工后期测试及开发要求，具有较高的安全可靠性。

（2） 该井身结构的完井套管尺寸，尤其是6 层转换成7 层以后的完井套管尺寸相对偏小，应进一步完善该井身结构设计，提高上部开次的井眼尺寸和套管尺寸，争取做到Ф177.80 mm（7 in）套管完井，以提高单井油气产量。

（3） 在井下出现复杂情况，由6 层转换成7 层井身结构时，深部地层仍需扩眼，面临钻井风险，下一步应进一步优化该井身结构，做到不用扩眼就能转化成7 层结构，进一步提高钻井施工的安全可靠性和经济性。

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