盐穴储气库楚资1井Ø244.5 mm套管固井技术

覃　毅　党冬红　刘晓贵　田宝振　郜　力　李　宏（.渤海钻探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘　0655；.华北油田公司基建工程部，河北任丘　0655；.华北油田公司第三采油厂，河北河间　0650；.渤海钻探冀东石油工程事业部，河北唐山　0600）

盐穴储气库楚资1井Ø244.5 mm套管固井技术

覃毅1党冬红1刘晓贵2田宝振1郜力3李宏4
（1.渤海钻探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘062552；2.华北油田公司基建工程部，河北任丘062552；3.华北油田公司第三采油厂，河北河间062450；4.渤海钻探冀东石油工程事业部，河北唐山063200）

盐穴储气库楚资1井是楚州区块第1口前期岩盐建库勘探评价井，生产套管下深超过1 800 m。针对区块资料缺乏、地层情况复杂易漏失、井径不规则、需全井封固等问题，在该井固井施工过程中，通过采用优质卤水前置液、优选低温抗盐水泥浆体系、管串结构设计与扶正器安放位置优化等措施，确保了Ø244.5 mm套管固井施工顺利完成，声幅测井结果显示，全井封固段固井质量合格。该井顺利固井为该区块积累了有益的实践经验，为国内盐穴储气库向深处发展提供了借鉴。

盐穴储气库；楚资1井；固井；抗盐水泥浆；盐水前置液

楚资1（CHZ1井）是西气东输公司一口盐穴储气库深井，属于苏北盆地淮安中断陷构造位置，位于江苏省淮安市楚州区苏北灌溉总渠以南，是进行楚州区岩盐建库勘探评价而钻探的第1口资料井，其目的是直接获取地层、盐层及含盐地层内部隔夹层的地质资料，为现场测试、室内实验和储气库井腔的设计提供基础资料。该井钻探目的层为上白垩统浦口组浦二段上盐亚段（K2P2-3），完钻层位为上白垩统浦口组浦二段中淡化亚段（K2P2-2）；完钻原则是钻穿K2P2-3，揭开K2P2-2地层约20 m，留足测井口袋。实钻一开采用Ø444.5 mm钻头钻至639.1 m，Ø339.7 mm表层套管下深638.60 m，水泥返至地面；二开采用Ø215.9 mm钻头钻至2 277.81 m中完，Ø311.1 mm钻头扩眼至井深1 880.30 m，Ø244.5 mm套管下深1 880.06 m固井，水泥返至地面。该井的顺利完成为该地区固井实践积累了宝贵的经验。

1　固井难点分析

（1）二开钻进过程中，多处井径不规则，井眼状况差；Ø244.5 mm套管在井筒中居中困难，清洁井眼难度大，不利于提高顶替效率。

（2）二开采用饱和盐水钻井液，完井套管下部进入盐层段固井时要采用抗盐水泥浆体系进行全井封固。低温抗盐水泥浆体系综合性能要求高，国内适用于盐水水泥浆的配套外加剂少，配方筛选困难；要求水泥浆返至地面，固井施工容易发生井漏。

（3）盐穴储气库井对水泥环的胶结质量及长期密封性能要求高，投产运行后要满足井筒压力周期变化要求，水泥石要承受长期交变应力的影响［1］，需要优化固井工艺以提高顶替效率、优选适宜的水泥浆体系确保水泥环完整性。

（4）缺乏相关的钻井与固井资料，钻探风险大，不确定因素多，对固井施工提出了严峻的挑战。

（5）CHZ1井生产套管下深超过1 800 m，下生产套管之前，井壁长时间浸泡，并受到外力作用，井壁相当不稳定，固井难度大。原设计是二开使用Ø311.1 mm钻头钻至1 552 m，下入Ø244.5 mm套管固井，实钻是Ø215.9 mm钻头钻至2 277.81 m，Ø311.1 mm钻头扩眼至1 880.3 m，固井难度加大；再者，下部小井眼裸眼段达397.75 m，因为需要后续作业不能打水泥塞，固井施工可能会导致底部水泥浆与钻井液置换造成窜混浆，导致水泥浆胶结质量不好，影响后续作业。

（6）要求全井封固，水泥封固段长，灰量大，施工时间长，因此对固井施工提出了更高的要求。

（7）盐溶液是一种强电解质，在不同的温度和浓度下，将使水泥浆产生分散、密度升高、闪凝、缓凝等不同效应［2］，因此抗盐水泥浆的各项性能难于控制。

2　固井技术措施

根据本井固井施工难点，结合井眼实际情况，采取了以下有针对性的固井技术措施和施工方案。

2.1井眼准备

通井时，采用原钻具组合结构不变下钻通井，到底后充分循环钻井液，确保井壁稳定、井眼畅通、无沉砂、无垮塌。下完套管后灌满钻井液，小排量开泵顶通水眼，等返出正常、泵压稳定、钻井液黏切降低后再逐渐增大排量，以钻进时的排量充分循环洗井不少于2周，同时处理钻井液，调整好钻井液性能，维持完钻钻井液密度不变，降低黏切，增加流动性，确保井内清洁，为固井创造良好的井眼条件。

为防止固井施工可能会导致底部水泥浆与钻井液置换造成窜混浆，下套管之前下钻到底通井时将下部397.75 m井段的钻井液采用注入黏度为100 s以上稠浆置换垫底。

2.2管串结构设计与扶正器安放

2.2.1管串结构

Ø244.5 mm气密性扣可钻式浮鞋+Ø244.5 mm套管2根+Ø244.5 mm气密性扣可钻式浮箍+Ø244.5 mm气密封套管串+变扣联顶节。

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，提高固井施工时的顶替效率。

2.3盐水前置液体系

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。为了防止盐水钻井液和水泥浆接触导致水泥浆产生不正常的性能变化，使用性能良好的盐水前置液，在顶替钻井液的过程中起到隔离、缓冲、携带、冲刷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过厚的虚滤饼，使水泥浆和地层及套管之间能够有效地胶结，从而提高水泥环的胶结质量［3-5］。固井注水泥之前注入饱和盐水前置液，注入量控制在环空高度200～300 m左右。

2.4抗盐水泥浆体系

2.4.1水泥浆设计原则

（1）优选适合楚资1井固井的稳定性好的早强抗盐水泥浆体系。

（2）做好固井施工前水泥浆性能的复核化验，确保满足固井施工要求［6］。

（3）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，自由液为0。

（4）选择的外加剂具有良好的抗盐性能，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。

（5）由于全井封固井段中，裸眼段长达1 241.46 m，井底温度60 ℃与地面温度20 ℃之间封固段温差40 ℃，为保证注水泥施工安全，需要设计较长的水泥浆可泵时间。

2.4.2水泥浆性能

水泥浆体系要求抗盐性好、高早强、微膨胀、稠度适宜，浆体长期稳定性好，和钻井液及隔离液具有良好相容性。目前国内常用的降失水剂包括改性天然产物类降失水剂、聚合物类降失水剂、环保型降失水剂，经室内化验和经济考虑选用的JSS抗盐降失水剂，FSS分散剂，D50消泡剂，水泥浆的稠化时间可用ZH-2型中温缓凝剂进行调节。

抗盐JSS降失水剂具有一定的分散性能，其加量增大不会增加水泥浆稠度，在正常水灰比情况下不用加入分散剂。但当水质中高价离子较多时，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消泡剂能较有效地解决盐水水泥浆体系的消泡问题［7］。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。水泥浆配方如下：

领浆：G级高抗硫水泥+2%～3%抗盐降失水剂+7%～12%DRB-3S增强材料+0.3%～0.6%分散剂+0.1%～0.2%调凝剂+0.2%D50消泡剂+5%～10%盐水。

尾浆：G级高抗硫水泥+2%～3%抗盐降失水剂+7%～12%DRB-3S增强材料+0.3%～0.6%分散剂+0.2%～0.4%调凝剂+0.2%D50消泡剂+10%～15%盐水。

表1　水泥浆性能

由表1可看出，抗盐水泥浆体系流变性能好，浆体稳定，抗压强度高，稠化时间可调，低温下水泥石强度高，综合性能好，易于提高顶替效率，水泥浆混配时，产生的气泡较少，具有良好的抗盐性能，满足CHZ1井固井要求。

2.5其他配套固井技术

（1）采用上、下双胶塞法固井，减少套管内水泥浆与钻井液的混窜，有效地控制水泥塞高度。

（2）优化注水泥排量，采用塞流方式顶替，在顶替过程中为防止发生漏失，确保水泥全部返出地面，先用单泵低排量顶替，待平稳后再加大排量，排量控制在1.3 m3/min，最后5 m3改用水泥车顶替，排量控制在0.6 m3/min，并缓慢碰压，确保水泥全部返出地面。

3　现场施工

各项准备工作就绪开始固井施工作业。循环处理钻井液，循环排量2.2 m3/min，调整钻井液密度1.36 g/cm3，黏度40 s，初切1.0 Pa，终切2.5 Pa，滤失量5.0 mL/30 min，含砂0.3%，pH值10。管线试压20 MPa，10 min压力不降。注前置液10 m3，密度1.18 g/cm3，排量1.0 m3/min，压下胶塞2 m3，密度1.18 g/cm3；注高密度水泥浆1.88～1.92 g/cm3，排量1.1 m3/min，最高压力3.0 MPa；压上胶塞2 m3，压力0 MPa；使用170 mm缸套替浆，排量1.3 m3/min，起压后换130 mm缸套替浆；然后换水泥车顶替，排量0.6 m3/min，总替浆量70.8 m3，压力18 MPa，水泥车放回水正常，固井施工结束。敞压候凝72 h后钻开浮箍浮鞋（后续工作钻进与取芯需要），进行固井质量声波变密度声幅检测，结果显示，全井固井封固质量合格，为后续作业提供了有力的井眼密封性保证。

4　结论

（1）优选稳定性好的低温抗盐水泥浆体系，做好固井施工前水泥浆性能的复核化验，以及选择合适的顶替排量等具有针对性措施和技术方案，是楚资1井大尺寸套管固井成功的关键因素。

（2）合理安放扶正器提高套管居中度，充分循环钻井液，调整钻井液性能，采用盐水前置液及低密度水泥浆领浆是楚资1井大尺寸套管固井成功的基础。

（3）严格施工方案，精心准备水泥和抗盐添加剂等物资，认真做好配水与水泥浆配方及复核化验工作，严把各道施工工序，圆满完成了楚资1井固井施工，标志着国内盐穴储气库深井固井技术水平迈上新台阶。

［1］钟福海，李合龙，韩俊杰.大张坨地下储气库注采井固井实践［J］.石油钻采工艺，2000，22（6）：11-13.

［2］齐奉忠，袁进平.盐层固井技术探讨［J］.西部探矿工程，2005（10）：58-60.

［3］张弛，刘硕琼，徐明，等.低温胶乳盐水水泥浆体系研究与应用［J］.钻井液与完井液，2013，30（2）：63-65，68.

［4］覃毅，连进报，肖龙雪，等.刘庄储气库注采气井177.8mm套管配套固井技术［J］.科学技术与工程，2012，12（8）：1892-1894，1903.

［5］李银海.欠饱和盐水水泥浆固井技术在希望油田的研究与应用［J］.中国石油和化工，2009（9）：49-52.

［6］尹学源.地下储气库盐穴及盐层固井技术［J］.石油钻采工艺，2007，29（1）：92-94.

［7］朱海金，邹建龙，谭文礼，等.JSS低温抗盐水泥浆体系的研究及应用［J］.钻井液与完井液，2006，23（4）：1-3.

（修改稿收到日期2014-12-05）

〔编辑朱伟〕

Ø244.5 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 Ø244.5 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年毕业于长江大学，现从事固井技术研究及现场施工工作，工程师。电话：15128771297。E-mail：896028085@qq.com。

引用格式：覃毅，党冬红，刘晓贵，等.盐穴储气库楚资1井Ø244.5 mm套管固井技术［J］. 石油钻采工艺，2015，37（2）：51-53.