2. 中国石油集团工程技术研究院有限公司
2. CNPC Engineering Technology R & D Company Limited
0 引言
江苏淮安楚州盐矿距在建的中俄东线天然气管道约61 km，距冀宁联络线楚州分输站约7 km，中国石油天然气集团公司正在此建设中俄东线楚州盐穴储气库。中俄东线规划的9座储气库中8座位于河北省以北，楚州储气库作为管线南段唯一的一座储气库，不但可以保证中俄东线和冀宁联络线的调峰和应急供气，更能保障长三角地区的天然气供应[1]，因此具有重要的建设意义。在盐穴储气库建设中，储气库的固井质量是钻完井工程各项作业中最为重要的作业之一，与储气库的寿命及长期运行安全紧密相关[2]。盐穴储气库与枯竭油气藏储气库相比，盐穴储气库井深浅、井眼尺寸大，对固井的要求更高，难度也更大。目前，国内唯一建成的盐穴储气库为金坛盐穴储气库，相比于金坛储气库，楚州盐矿虽然含盐层厚度大，但盐矿埋藏深，泥岩夹层多，建库条件更为复杂，金坛储气库的固井经验不能完全适用于楚州。同时，楚州库区周边盐化采卤井的固井要求也远低于储气库固井要求，邻井资料借鉴性不强。为此，笔者结合盐穴储气库对固井的要求，以及楚州地区特殊的地质条件对楚州盐穴固井存在的难点进行了分析，提出了适用于楚州盐穴的固井对策，以期为建库施工提供指导。
1 楚州盐穴储气库固井工程难点 1.1 地质条件复杂楚州盐矿位于苏北盆地的淮安盐盆内，根据楚州地区二、三维地震和钻井资料，楚州储气库选择浦口组二段上盐亚段第三岩性组合进行建库。地层主要由碎屑岩、硫酸盐岩和石盐岩组成，造腔段顶面埋深在1 265~2 120 m。上部东台组和盐城组地层泥岩易缩径，流砂层易坍塌。盐城组与赤山组之间有断层，且新老地层交界，地层易漏失、易失稳。二开固井为进入Ⅲ-9盐层20 m后下生产套管进行封固。根据钻井资料显示，上部封固段具有较多的石膏层、钙芒硝层以及难溶的泥岩夹层，单井夹层数都在40个以上，夹层厚度占到含盐地层厚度的35%，单个夹层厚度多在2 m以上，最大可达8 m。复杂的地质条件给楚州储气库固井带来了很大难度。
1.2 固井封固段长盐穴储气库固井时要求水泥浆必须返至地面。楚州储气库生产套管平均下深在1 800 m，固井封固段长。上部地层受断层及地层交界的影响，施工过程中易发生漏失。通常使用低密度水泥浆防止漏失[3]，上部低温井段的固井质量难以保证。假如全井采用密度为1.86~1.95 g/cm3的水泥浆封固，固井时容易发生井下漏失。如果水泥浆未返至井口，由于井口坐封有套管头，无法从环空灌注，不能满足盐穴储气库对固井的要求。同时上部封固段盐层厚度超过600 m，水泥浆稠化时间受盐层溶解的影响会大幅度延长，无法形成良好的水泥环，盐层蠕变也会使套管发生变形或挤毁[4-6]。
1.3 优选综合性能好的抗盐水泥浆体系困难楚州地区表层套管下入较深，约在650 m，水泥浆体系不但要适应盐层、盖层、裸眼段固井的要求，还要保证∅339.7 mm套管与∅244.5 mm套管的固井质量。盐穴储气库固井时，通常采用盐水水泥浆体系[7]。但现有的低密度盐水水泥浆体系不够成熟，国内适合低温条件的抗盐水泥浆外加剂比较少，优选综合性能好的抗盐水泥浆体系困难。
1.4 复杂井眼条件下提高顶替效率困难井径不规则是影响顶替效率的主要因素[8]。受断层及夹层影响，楚州储气库在钻井时容易造成井眼不规则，提高顶替效率困难。同时楚州储气库井较深，下套管时间也会相应增加，容易在井壁上形成较厚的虚泥饼，造成环空堵塞。固井时为避免压裂上部地层，只能采用小排量顶替，井径不规则井段的顶替效率难以保证。
1.5 存在憋堵现象当钻井液黏度低、抑制性差，以及井下存在大肚子、糖葫芦井眼时容易发生环空憋堵现象[9-10]。根据老井资料，本地区已钻的9口井中有3口发生了憋堵现象，分别留有130、126和660 m水泥塞，固井施工一次性成功率仅为66.7%，这严重影响了本地区固井施工的安全和质量。
2 楚州盐穴储气库固井对策 2.1 优选适应楚州储气库固井的水泥浆体系根据盐穴储气库特点，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，需要具有良好的流变性能和早期强度来保证封固段胶结质量[11-12]。为保证楚州储气库盐层段的固井质量以及水泥环的长期密封性能，笔者在借鉴国外盐穴储气库和国内其他盐穴储气库成功固井经验的基础上[13-14]，结合楚州地区的地质情况，采集现场盐水、淡水和水泥在室内开展了配方筛选工作。通过大量室内试验分析不同含盐量对水泥浆稠化时间、水泥石抗压强度、水泥浆流动度、水泥石内部结构以及水泥浆冲蚀特性的影响，确定楚州储气库∅244.5 mm套管固井时采用DRB-3S+JSS抗盐水泥浆体系。
2.2 提高顶替效率的措施 2.2.1 卤水冲洗液的选择楚州储气库二开钻井时采用饱和盐水钻井液，为保证冲洗液和钻井液有较好的相容性，并能对第一界面、第二界面进行良好的冲洗，同时考虑到冲洗液要能保证井壁的稳定，减少对盐层的冲蚀，结合现场的可操作性和成本，采用卤水作为楚州储气库固井的冲洗液。
2.2.2 注入低密度水泥浆固井前钻井液性能受地层岩性、井眼状况及井下安全条件的限制，往往不能大幅度调整，且冲洗液在环空中只能占到约270 m的环空高度，冲洗液量过大时容易引起井壁失稳，并且冲洗液携带性差，冲洗量过大时易引起岩屑在环空的堆积，造成固井事故。
为了增加钻井液与水泥浆的相容性，增加接触时间，有效驱替并携带环空中的稠化钻井液及浮泥饼，在注入要求密度的水泥浆前打入低密度水泥浆(密度为1.65~1.70 g/cm3)，低密度水泥浆可以很好地隔离并缓冲钻井液和水泥浆。由于该段水泥浆密度低、流动性好，所以易于达到紊流，提高顶替效率。表 1为低密度水泥浆在不同井径下的临界返速及临界排量。由表 1可以看出，在不同的井径扩大率下，低密度水泥浆均可以实现紊流顶替。
| 环空扩大率/% | 0 | 5 | 10 | 15 | 20 |
| 井径/mm | 311.20 | 326.70 | 342.30 | 357.80 | 373.40 |
| 环空临界返速/(m·s-1) | 0.70 | 0.58 | 0.49 | 0.43 | 0.38 |
| 临界排量/(L·s-1) | 20.70 | 21.50 | 22.30 | 23.00 | 23.80 |
2.2.3 其他配套措施
每口井都存在不同程度的套管不居中现象，为保证套管在固井过程中一直处于居中状态，需要合理使用套管扶正器[15]。
由于二开采用∅311.2 mm钻头扩眼，井眼尺寸大，环空间隙大，还受井下状况、地层耐压强度、现场设备及水泥浆性能的限制，很难达到紊流顶替。由于注入水泥量大，为防止漏失，不能考虑采用大排量来提高顶替效率，在现有的施工条件下提出以下改进措施：
(1) 确保井底没有沉砂并使钻井液保持清洁，保证钻井液性能在完钻前符合设计要求，裸眼段不存在漏失和阻卡。
(2) 注水泥排量控制在0.9~1.1 m3/min，初始替浆排量控制在1.0~1.2 m3/min，待平稳后替浆排量控制在1.5~1.8 m3/min。采用水泥车碰压，碰压前5~8 m3排量控制在0.5~0.7 m3/min。
2.3 长封固段防漏措施楚州盐穴储气库由于地层承压能力低，在替浆过程中可能发生漏失现象。封固段长加上低压漏失层的存在给固井的替净工作造成了极大困难，也影响了固井施工的安全和水泥浆返高。为此，在固井前和固井过程中提出以下措施：
(1) 固井前对上部地层的承压能力进行验证，采用大排量洗井，通过测井井径确定具体排量[16]，返速控制在1.0~1.2 m/s；
(2) 充分循环钻井液增加流动性，固井前将钻井液黏度调整至40~45 s；
(3) 井壁稳定性好的条件下进行井下清洁时，冲洗液采用饱和盐水体系，并将其密度调整至1.19 g/cm3。
2.4 防环空憋堵措施 2.4.1 采用增黏隔离液防止环空憋堵为防止盐岩地层溶蚀及蠕变，二开钻进采用饱和盐水钻井液[17]。为防止生产套管固井过程中环空憋堵，同时防止大肚子、不规则井眼中的钻屑在顶替过程中堵塞环空，在采用卤水冲洗液的基础上，新开发DRY-S增黏型隔离液，黏度60 s左右。该隔离液在低温下使增黏剂和悬浮剂易溶解、黏度易调整，有利于提高不规则井眼条件下的顶替效率，防止不规则环空中钻屑沉积引起的环空憋堵问题。
2.4.2 防环空憋堵措施(1) 通井时在下部小井眼井段垫入稠浆(黏度120 s以上)，防止套管鞋处水泥浆下沉，同时对上部井段进行稠浆携砂，并记录携砂效果。
(2) 下完套管采用单泵小排量顶通后，循环正常后配置20 m3黏度120 s以上稠浆携砂，携砂完后调整钻井液性能至密度1.35 g/cm3、黏度45 s左右，双泵以2.5~3.0 m3/min的排量充分循环钻井液，确保井壁稳定、无沉砂、无垮塌，为固井作业创造一个良好的井眼条件。
3 现场应用采用上述固井技术，选取楚州储气库C1、C2和C3这3口井进行试验。3口井一开均采用∅444.5 mm钻头，表层套管外径339.7 mm；二开采用∅311.2 mm钻头，生产套管外径244.5 mm；三开采用∅215.9 mm钻头，裸眼完井，固井时水泥浆均要求返至地面。
3.1 表层套管固井表层套管采用内插法固井，为防止水泥浆和钻井液在套管内掺混缩短替浆时间，采用常规密度低温早强稳定性好的水泥浆固井。水泥浆配方为：G级高抗硫水泥+2%~3%早强剂+0.4%~0.6%分散剂+稳定剂+消泡剂+现场淡水。根据固井质量测井解释结果，3口井表层套管固井均合格。
3.2 生产套管固井生产套管固井采用常规固井方式，采用高早强稳定性好的DRB-3S+JSS抗盐水泥浆体系。现场水泥浆性能见表 2。
| 水泥浆 | 密度/ (g·cm-3) | 流动度/cm | 每30 min API失水/mL | 游离液量/mL | 稠化时间/min |
| 领浆 | 1.90 | 23.5 | 103 | 0 | 248 |
| 尾浆 | 1.96 | 22.0 | 88 | 0 | 176 |
以新完钻的C2井为例来说明楚州盐穴储气库的固井措施。C2井施工流程见表 3。下套管时，最底下5根套管每根套管加一只扶正器，井口附近，每5根套管加一只扶正器，其余井段每2根套管加一只扶正器。固井前以钻井时大排量循环钻井液2周以上，根据井眼情况调整钻井液性能，降低黏度和切力，增加流动性。注入饱和盐水冲洗液，冲洗液量控制在环空高度200~300 m，采用60 s以上的增黏型隔离液。
| 操作内容 | 工作量/m3 | 密度/ (g·cm-3) | 排量/ (m3·min-1) | 施工时间/min |
| 循环钻井液 | — | 1.35 | 2.5~3.0 | — |
| 管汇试压 | — | 1.00 | 0.2 | — |
| 注入隔离液(压下胶塞) | 10.0 | 1.05 | 1.0 | — |
| 双车注入低密度 | 8.0 | 1.71~1.43 | 2.1~1.8 | 4 |
| 双车注入领浆 | 12.0 | 1.85~1.80 | 2.1~1.8 | 6 |
| 双车注入中浆 | 20.0 | 1.90~1.85 | 2.1~1.8 | 10 |
| 双车注入尾浆 | 42.0 | 1.96~1.90 | 2.1~1.8 | 21 |
| 压上胶塞 | 2.0 | 1.05 | 0.8~1.0 | 5 |
| 替浆 | 54.0 | 1.35 | 1.0~1.5 | 40 |
| 碰压 | 5.9 | 1.00 | 0.5~1.0 | 10 |
候凝72 h后，固井质量测量结果显示全井固井质量合格。
综合采用上述技术对C1、C2和C3井进行固井，3口井生产套管固井质量均合格，对套管内和套管鞋处试压，保压30 min压降均为0。完井后进行腔体密封性检测，3口井固井质量均能够满足盐穴储气库密封性要求。
4 结论(1) 通过C1、C2和C3井的现场成功应用，证明制定的技术对策可行，固井工艺、盐水水泥浆体系以及配套技术措施能够有效保证楚州盐穴储气库的固井施工质量和安全。
(2) 采用DRB-3S+JSS抗盐水泥浆体系，配合合适的顶替排量以及饱和盐水前置液、低密度水泥浆、中间浆、尾浆的液柱结构，可以有效提高顶替效率，保证固井质量。
(3) 采用DRY-S增黏型隔离液，黏度不小于60 s，可以有效提高不规则井眼条件下的顶替效率，防止环空憋堵问题。
(4) 采用综合配套固井技术，优选盐水水泥浆体系，提高顶替效率，降低上部地层漏失和环空憋堵对固井的影响是楚州储气库固井成功的关键。
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