某超深復雜井井身結構設計及其石油套管的開發應用

盧小慶，賈應林，嚴 峰，章景城，李恒政，扈 立，王 正

（1. 天津鋼管集團股份有限公司，天津 300301；2. 中國石油塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000；

3. 中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000）

塔里木油田克拉蘇山前構造帶位于塔里木盆地北側的拜城縣境內。根據前期的預測，該區塊含有豐富的天然氣資源，但由于其地質構造復雜，屬于典型的高陡構造，地層傾角大，壓力系統多，儲層埋藏深，而且有一套或多套鹽層或復合鹽層，導致鉆井施工難度極大［1］。從20 世紀90 年代開始，中國石油天然氣集團公司（簡稱中石油）就在此區塊進行鉆井施工，由于井下地質構造復雜，并且缺乏精細地質構造描述，層位卡位困難，導致井下事故頻繁發生，在未鉆到目的層時井眼報廢，無法完成鉆井施工的目的，嚴重制約著該區塊的勘探開發進展。

從20 世紀初開始，塔里木油田與天津鋼管集團股份有限公司（簡稱天津鋼管）合作，在對前期鉆井施工失效事故進行深入分析的基礎上，嘗試進行新的井身結構設計和相配套的石油套管的開發。在井身結構設計方面，通過深入分析認為以前采用的Ф508.00 mm×Ф339.72 mm×Ф244.48 mm×Ф177.80 mm×Ф127.00 mm 5 層套管井身結構不適用于該區塊的鉆井施工［2］，主要原因是：①套管層次偏少，5 層套管無法有效應對未能準確預告的工程地質問題；②該井身結構導致套管環空間隙不均勻，影響固井質量；③僅靠API 規格、鋼級及螺紋類型的套管難以滿足克拉蘇山前構造帶的鉆井施工工程要求，必須打破API 標準的束縛，盡快開發出非API規格、鋼級和螺紋類型的套管［3-8］。在對套管失效分析后認為：①Ф177.80 mm×12.65 mm 140 kpsi鋼級套管難以抵擋深部鹽層蠕動對套管造成的剪切力，必須選用抗剪切力更強的套管；②套管在井下發生開裂的主要原因是套管材料的韌性不夠［9］，必須提高深井/超深井用套管材料的沖擊韌性指標，以抵抗開裂變形能力；③在確保套管韌性的基礎上，盡可能提高套管的鋼級（強度），以減輕管柱的質量，并增大環空間隙。

基于以上認識，塔里木油田與天津鋼管在充分論證的基礎上設計了6 層變7 層（正常為6 層，井下出現復雜情況時轉換為7 層）的井身結構，并由天津鋼管負責設計開發相配套的非API 規格、鋼級和螺紋類型的石油套管。

1 特殊井身結構設計

1.1 井身結構設計原則

井身結構設計是按照地質構造的特點和滿足鉆井成功后進行油氣測試及油氣開發的要求，根據地層壓力剖面（地層孔隙壓力、破裂壓力及坍塌壓力3 條曲線）和地層巖性特征及前期鉆井施工過程中出現的井下復雜情況選擇必封點（各層套管的下井深度）［10］，再根據現有鉆井設備的承載能力、鉆井工藝特點及技術水平、鉆頭規格系列、套管的規格系列和強度指標進行必要的調整，從而確定套管的下入層次和深度［11］。對于超深復雜井，在井身結構設計時要對可能發生的各種井下復雜情況有充足的考慮和認識，要有處理各種復雜情況的預留方案［12］。

1.2 地質構造特點及鉆井施工難點

克拉蘇山前構造帶的地質構造復雜，鉆井施工條件苛刻，具體可概括為以下幾點。

（1） 鹽上地層，礫石層發育，存在易垮塌地層，壓力剖面復雜；

（2） 鹽層發育，受構造擠壓發育多套鹽層，卡層難度大，鹽間高壓水層發育，壓力窗口窄；

（3） 儲層埋藏深，最深處達到8 300 m，井壁易垮塌；

（4） 井底溫度高，為130～180 ℃；

（5） 地層傾角大，最大為65°；

（6） 儲層壓力高90～130 MPa，地層壓力系數為1.65～2.39 g/cm3。

1.3 井身結構設計要點

克拉蘇山前構造帶超深復雜井井身結構設計的要點是：

（1） 完鉆后井眼尺寸能夠滿足后期油氣測試、開發的需要；

（2） 確保鉆井成功率，順利鉆到目的層，加深對地質構造和目的層的認識；

（3） 對鉆井過程中出現的井下復雜和地質層位卡位不準需要提前下入套管時，要有備用套管層次，不至于無法鉆至目的層，出現井眼報廢；

（4） 套管環空間隙均衡合理，確保固井質量；

（5） 可以不受API 標準束縛，采用非API 規格、鋼級和螺紋類型的套管，以增加井身結構設計的靈活性；

（6） 采用抗剪切能力更強的套管封堵深部鹽層。

1.4 井身結構設計

根據克拉蘇山前構造帶的地質構造特點和鉆井施工難點，按照井身結構設計原則和要點對該區塊進行井身結構設計。

克拉蘇山前構造帶的典型壓力剖面曲線如圖1所示，該構造的壓力剖面大致可以分為5 段。

（1） 表層：低壓段，漏失壓力系數為1.00～1.15 g/cm3。

（2） 庫車組-吉迪克組上部：中壓段，漏失壓力系數為1.45～1.70 g/cm3，壓差卡鉆系數當量泥漿密度差值為0.15 g/cm3。

（3） 膏鹽層段：地層蠕變壓力當量泥漿密度為2.15～2.35 g/cm3。

（4） 白云巖段：高壓段，孔隙壓力當量泥漿密度為1.85～2.15 g/cm3，漏失壓力略高于孔隙壓力。

（5） 儲集層段：中-高壓段，孔隙壓力當量泥漿密度為1.60～2.10 g/cm3，漏失壓力略高于孔隙壓力。

圖1 克拉蘇山前構造帶的典型壓力剖面曲線

根據上述壓力剖面和必封點確定方法，并結合以往該區塊鉆井施工時井下出現的復雜情況來確定套管的下入層次和深度。據此設計的該區塊在鉆井過程中井下未出現和出現復雜情況時的井身結構如圖2～3 所示。

需要指出的是，當采用空氣鉆或者444.5 mm和333.38 mm 井眼較深，Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V 和Ф273.05 mm×13.84 mm TP140V 這2 種套管的抗外擠能力不夠時，需在其管柱的下部（圖2~3 中的紅色段）分別連接Ф374.65 mm×18.65 mm TP140V 和Ф282.58 mm×18.64 mm TP140V 這2 種特殊套管。

具體的井身結構設計方案如下。

（1） 6 層套管井身結構。

鉆頭：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 層套管井身結構。

鉆頭：Ф914.40 mm×Ф660.40 mm×Ф444.50 mm×Ф333.38 mm×Ф241.30 mm×Ф168.30 mm 擴眼至Ф190.50 mm×Ф127.00 mm 擴眼至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。

正常鉆井時按圖2 所示的6 層套管井身結構執行，用Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V 套管封鹽層，當在膏鹽層段鉆遇復雜情況無法進尺時，提前下入Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V 套管，轉換成圖3 所示的7 層套管井身結構。

圖2 鉆井過程中井下未出現復雜情況時的井身結構

圖3 鉆井過程中井下出現復雜情況時井身結構

1.5 6 層/7 層套管井身結構主要技術特點

該井身結構具備以下主要技術特點：

（1） 根據完井測試和后期開發的要求，正常鉆井時用Ф139.70 mm 套管完井，井下出現復雜情況要多下一層套管時用Ф114.30 mm 套管完井；

（2） 正常鉆井采用6 層套管井身結構，井下出現復雜情況無法鉆進時轉換成7 層套管井身結構；

（3） 各層套管與井眼的環空間隙均衡合理；（4） 封鹽層段套管的抗外擠強度達130 MPa?；谝陨显瓌t選用套管，克拉蘇山前構造帶超深復雜井各層套管的規格尺寸、鋼級和螺紋類型見表1。從表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 這5 種套管是專門設計的非API 規格、鋼級套管，有些采用了非API 螺紋類型。這5 種套管的特點是：①同一層次套管通徑相同，接箍外徑接近，確保管柱內不存在臺階和用同規格鉆頭開鉆同一層井眼；②封鹽層的厚壁套管采用了小接箍或無接箍套管，以增大環空間隙，增加下套管的層次；③這5 種套管均為非API 鋼級，Ф365.13 mm×13.88 mm 套管采用TP110V 鋼管主要是為了提高套管材料的沖擊韌性；提高技術套管的耐磨損和抗疲勞開裂的能力，其他4 種套管采用TP140V 和TP155V 鋼級主要是通過采用高鋼級材料來降低套管壁厚，減輕套管柱的質量；與此同時，通過特殊鋼種設計和生產工藝設計，這些高鋼級材料也有非常好的耐磨性和抗疲勞開裂能力；④封鹽層段的Ф201.70 mm×15.12 mm TP155V TPNF、Ф158.75 mm×13.00 mm TP140V TP-FJ 這2 種套管的抗外擠能力均在130 MPa 以上，高于以前使用的Ф177.80 mm×12.65 mm 140 kpsi 鋼級套管的抗外擠能力120 MPa。

2 配套石油套管的設計開發

2.1 套管的規格、螺紋類型和鋼級設計

克拉蘇山前構造帶超深復雜井用套管的使用參數和性能指標見表1。

表1 克拉蘇山前構造帶超深復雜井用套管的使用參數和性能指標

2.2 套管性能設計

根據超深復雜井中套管的服役工況和典型失效案例分析結果［13-14］，進行套管材料性能和使用性能設計。

套管材料的性能設計為：①在具有較高強度的同時要有良好韌性（在0 ℃環境溫度下V 型缺口夏比沖擊功，TP110V 套管材料橫向全尺寸大于60 J，縱向大于80 J；TP140V 套管材料橫向全尺寸大于80 J，縱向大于100 J）；②深部套管材料要有良好熱穩定性，其屈服強度和抗拉強度隨環境溫度的升高下降的比率要?。?50 ℃環境溫度下，屈服強度下降比率不超過5%）；③材料內部的非金屬夾雜物含量要少，要嚴格控制夾雜物的形態，晶粒度要細?。ù笥? 級）。

套管的使用性能設計為：①套管接頭螺紋的抗黏結能力要強，保證3 次上卸扣不發生螺紋黏結；

2.3 套管的實際質量水平

2.3.1 金相組織

采用Cr-Mo-V 系合金鋼為套管材料，通過添加Cr 元素保證鋼管具有足夠的淬透性，從而獲得均勻細小的回火組織；通過回火過程中Mo、V 元素碳氮化物顆粒的析出實現沉淀強化、位錯強化，提高套管材料沖擊韌性［15-16］。

克拉蘇山前構造帶超深復雜井用套管材料的回火組織及奧氏體晶粒度如圖4~5 所示。從圖4 和圖5 可以看出：超深復雜井用套管材料的回火組織為均勻細小的索氏體，其奧氏體原始晶粒度達到10級，證明套管材料具有非常好的淬透性，組織均勻，晶粒細小，確保了該套管具有良好的韌性及較高的抗開裂能力。

圖4 套管材料均勻細小的回火組織

圖5 套管材料奧氏體晶粒度

2.3.2 力學性能

隨機抽取60 批大生產的TP110V、TP140V及TP155V 套管，檢測其力學性能（拉伸和沖擊），結果見表2。TP140V 套管沖擊斷口的電鏡分析結果如圖6 所示。

表2 3 種不同套管的力學性能檢測結果

圖6 TP140V 套管沖擊斷口的電鏡分析結果

2.3.3 抗擠毀能力

克拉蘇山前構造帶超深復雜井用套管的抗擠毀試驗結果見表3。從表3 可以看出：實測值比工廠保證值高15%以上。

表3 克拉蘇山前構造帶超深復雜井用套管的抗擠毀試驗結果

3 實際應用情況

塔里木油田從2006 年開始在克拉蘇山前構造帶采用該6 層/7 層井身結構進行鉆井施工，在前期試驗成功后進行大面積推廣，目前共下井超過60口。其中，塔里木油田克拉蘇區塊最有代表性的一口井是克深7 井，該井于2008 年12 月25 日開鉆，2011 年1 月13 日鉆至8 023 m 完鉆［17］。克深7 井應用的套管創造了多項紀錄：①Ф365.13 mm×13.88 mm TP110V BC 套管下入深度3 518 m，創造國內Ф365 mm 套管下入最深紀錄；②Ф273.05 mm×13.84 mm TP140V TP-CQ 套管下入深度7 087 m，創造了Ф273.05 mm 技術套管下入深度和浮重兩項國內紀錄；③Ф139.70 mm×12.09 mm TP140V TP-CQ 套管下深8 021 m，創造該規格鋼級套管國內下井最深紀錄。

4 結 語

（1） 通過7 年60 余口井的使用，證明該6 層/7 層井身結構設計是合理和安全可靠的，完全能夠滿足克拉蘇山前構造帶的油氣勘探開發需要；也充分證明該設計開發的非API 系列套管的規格、鋼級和螺紋類型是完全可以滿足超深復雜井的鉆井施工后期測試及開發要求，具有較高的安全可靠性。

（2） 該井身結構的完井套管尺寸，尤其是6 層轉換成7 層以后的完井套管尺寸相對偏小，應進一步完善該井身結構設計，提高上部開次的井眼尺寸和套管尺寸，爭取做到Ф177.80 mm（7 in）套管完井，以提高單井油氣產量。

（3） 在井下出現復雜情況，由6 層轉換成7 層井身結構時，深部地層仍需擴眼，面臨鉆井風險，下一步應進一步優化該井身結構，做到不用擴眼就能轉化成7 層結構，進一步提高鉆井施工的安全可靠性和經濟性。

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