東方13-1高溫高壓氣田全壽命多級屏障井筒完整性設計

李炎軍 張萬棟 楊仲涵 張超 李文拓

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

東方13-1高溫高壓氣田全壽命多級屏障井筒完整性設計

李炎軍 張萬棟 楊仲涵 張超 李文拓

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

東方13-1氣田目的層溫度高達141℃，壓力系數1.90～1.94 g/cm3，天然氣中CO2含量14.63%～50.04%，屬高溫高壓高含CO2天然氣藏，實際開發中極易造成固井竄槽、油套管強度下降及腐蝕失效，給井筒安全造成隱患。為此設計采用了具有防漏、防竄、防腐蝕、防應變、防溫變功能的“5防”樹脂水泥漿體系及油氣響應型自修復水泥漿體系，實現全井段水泥封固；并提出了“尾管樹脂水泥漿+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+自修復水泥固井+樹脂水泥固井”六級屏障設計技術，形成多級屏障的安全系統。現場應用結果表明，東方13-1氣田各生產井?177.8 mm尾管及回接段固井質量優良，而且從投產至今，各生產井井口壓力監測均未發現有環空帶壓問題。該套技術可以有效封固高溫高壓高含CO2產層，保障從鉆完井至后期開發生產整個周期過程中的井筒完整性，降低了環空帶壓風險。

東方13-1；高溫高壓；CO2；五防水泥漿；自修復水泥漿；六級屏障

東方13-1氣田是中國首個已開發的海上高溫高壓氣田，該氣田處于鶯歌海盆地中央泥底辟背斜構造帶的西北部，鉆遇地層為樂東組、鶯歌海組、黃流組、黃流組一段，其中黃流組一段是主要目的層。東方13-1氣田總體呈現高溫、高壓、高含CO2的地質特征，這將會給氣田開發帶來一系列的難題及風險：地層高溫易造成油套管材質強度降低，地層中高壓流體易氣竄而影響固井質量，地層高含CO2組分易導致油套管腐蝕失效。這些挑戰都是擺在高溫高壓油氣田開發面前的“攔路虎”，極易造成井筒完整性失效。業內通常只考慮兩道防線，即采用尾管段固井水泥漿加尾管封隔器，這種做法容易導致氣井出現環空帶壓問題，據有關調查資料顯示，四川普光氣田總計有28口井存在環空帶壓問題，約占總井數的75%；在統計的美國墨西哥灣15 500口高溫高壓井中，其中有45%左右的井也存在環空帶壓問題。針對高溫高壓高含CO2氣田所存在的井筒完整性難題，東方13-1氣田設計采用了防漏、防竄、防腐蝕、防應變、防溫變的“5防”樹脂水泥漿體系和具有油氣響應功能的自修復水泥漿體系，以及“尾管樹脂水泥漿+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+自修復水泥固井+樹脂水泥固井”6級屏障保障設計技術，實現全井段水泥封固，且采用多重密封裝置對油套環空密封，形成多級屏障系統，避免了某一屏障單元密封失效或結構破損而導致環空帶壓的問題，有效保障了鉆完井及后期生產期間的井筒安全。

1 氣田開發難點

Gas field development difficulties

東方13-1氣田所處的鶯歌海盆地為快速沉降、快速沉積的新生代沉積盆地，中部普遍發育泥底辟［1］，總體呈現高溫、高壓、高含CO2的“三高”地質特征，這給氣田開發生產造成了極大的風險及挑戰，主要表現為以下3方面。

1.1 地層溫度高

High reservoir temperature

東方13-1氣田地溫梯度4.17 ℃/100 m，目的層溫度高達141℃，地層高溫環境容易減弱油套管鋼材強度等級。有關研究表明，對于13Cr110、T95或C110等材質的油套管，在井溫大于100℃的氣井中，應考慮高溫下材料彈性模量、屈服強度和極限強度降低對套管強度的影響。溫度對鋼材屈服強度及抗拉強度的影響見圖1及圖2，從中可以看出，隨著溫度的增加，材料的屈服強度、抗拉強度不斷降低，降低幅度也不斷增大［2-3］。因此，對于高溫高壓井套管柱設計時，需要考慮溫度對強度的影響。

圖1 不同鋼材屈服強度隨溫度的變化情況Fig.1 Variation of yield strength with temperature

圖2 不同鋼材抗拉強度隨溫度的變化情況Fig.2 Variation of tension strength with temperature

另一方面，在地層高溫條件下，油套管會因受熱膨脹而發生井口抬升現象，從而損壞地面流程，給現場生產和管理來了嚴峻挑戰。挪威Kristin油田某井由于井底高溫出現了井口抬升現象，其采用水下井口開發，并預留了可伸縮井口，但實測井口抬升高度約為13～15 cm，與井口可伸縮量22 cm僅差7 cm，存在很大的安全生產風險［4］。

1.2 地層壓力高

High reservoir pressure

東方13-1氣田目的層壓力53.5～54.1 MPa，壓力系數1.90～1.94。受泥底辟發育影響，該氣田地層破裂壓力相對較低，形成了地層孔隙壓力高、破裂壓力低、安全密度窗口窄的工程地質特征。給鉆完井作業造成了一系列的困難：高溫高壓大斜度、大位移生產井套管居中困難，泥漿粘切大，由于安全壓力窗口小，容易發生漏失現象，不能夠高速頂替，因而造成了頂替效率差，形成竄槽，導致氣竄的發生。而且隨著開采周期的延長，部分開發井容易存在井口環空帶壓現象。這一問題屬于固井后的長期氣竄問題，在目前技術條件下，常常發生在井下工況條件復雜的高溫高壓油氣井中。造成井口帶壓的原因主要是井下地層條件變化和后期作業引起的套管—水泥環—地層系統的受力狀態發生改變，導致環空水泥環應力-應變發生改變，水泥環發生了破壞喪失水力密封性，高壓氣體通過失效水泥環內部的微裂縫界面逐漸竄移至井口，這是目前世界高溫高壓井開發的一個世界性難題［5-8］。

1.3 CO2含量高

High CO2content

東方13-1氣田天然氣中CO2含量高達14.63%～50.04%。一般油氣層條件下，CO2很容易處于超臨界狀態下（臨界狀態為31℃，7.3 MPa），當環境相對濕度大于50%時，CO2就會降低水泥石的堿性，改變水泥石的pH環境，腐蝕油井水泥石（碳化腐蝕）和金屬管材（甜蝕）。當水泥石被完全碳化失去對套管的保護作用后還會造成套管外壁的腐蝕、穿孔甚至斷裂，從而縮短油氣井的生產壽命，給油氣田造成巨大的經濟損失［9-13］。研究表明：H級水泥或H級加砂水泥在濕環境下存在CO2時，其21 d后水泥石的抗壓強度損失50%，42 d后抗壓強度完全喪失。國內的有關單位對G級水泥的研究也證實，存在CO2時水泥石的抗壓強度在180 d后損失50%，可見水泥石的碳化腐蝕是相當嚴重的。

鑒于東方13-1氣田所存在的高溫、高壓、高含CO2的苛刻的工程地質特征，容易造成套管受熱膨脹而抬升井口、高溫條件下油套管強度下降、高壓條件下易氣竄而固井質量差、高含CO2環境下油套管及固井水泥環易腐蝕破壞。這將會破壞高溫高壓井井筒完整性，給氣田開發生產造成極大的安全隱患，因此亟需開展高溫高壓井井筒完整性安全設計，確保在高溫高壓氣田開發生命周期內的井筒安全。

2 高溫高壓井全壽命多級屏障井筒完整性設計

Design of life-cycle multi-barrier wellbore integrity of HTHP wells

鑒于東方13-1氣田高溫高壓及強酸性環境，為有效阻止地層流體泄漏、井噴或地下竄流，設計采用了“尾管樹脂水泥漿+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+自修復水泥固井+樹脂水泥固井”的6級屏障保障設計技術，在6級屏障保障設計技術中，具體采用的水泥漿體系主要包括具有“5防”功能的樹脂水泥漿體系以及油氣響應型自修復水泥漿體系。

（1）“5防”樹脂水泥漿體系。“5防”具體指“防漏、防竄、防腐蝕、防應變、防溫變”等功能，體系基本框架包括“顆粒級配鐵礦粉+樹脂+防竄劑+膨脹劑+耐堿纖維”等功能材料，其中樹脂主體材料為PC-RS10L，是可聚合的單體材料，具有活性環氧官能團，在水泥漿堿性環境官能團會打開，并發生分子間聚合，形成高分子材料，從而降低水泥石滲透率和防腐蝕，達到防腐防竄、增韌增強的特點，使用溫度范圍4 ～220 ℃［14］。

防竄劑為PC-GS12L，可以與水泥水化產生的二氧化鈣反應，形成更多的具有膠結作用的C-S-H硅鈣膠凝體，阻礙流體通道，水泥石滲透率低，具有較好防竄、防腐及高強效果；而膨脹劑主要為PCB10S及PC-B20，可以產生微膨脹效果，具有較好防竄功能。

在設計高密度水泥漿過程中，通常是利用PVF（堆積體積百分比）最大化原理，采用不同粒度的外摻料進行顆粒級配，使單位體積水泥漿內的固相顆粒增加，盡量降低其水灰比，提高水泥石的抗壓強度，降低其孔隙度和滲透率，優化水泥漿體系的性能。但是由于配漿所需的原料種類眾多，且原料物性差異大，各種影響因素相互關聯，形成“超疊加效應”，非線性關系極強，漿體配制大多依賴于經驗公式和大量試驗驗證，給高性能水泥漿的開發和使用帶來諸多不便。對此問題，“5防”樹脂水泥漿體系通過采用基于BP神經元數據的顆粒級配理論進行外摻料粒度優選，BP神經元網絡是一種映射表示法，通過對簡單的非線性函數進行復合來表達復雜的物理現象。具體首先通過使用2種鐵礦粉以各種比例進行復配，選取實際應用中最關注的水泥漿體的密度、流變和強度3個性能作為主要的考察因素，將原料數據作為輸入層，性能數據作為輸出層，通過基礎數據的正反向2次學習，得到正向預測矩陣和反向預測矩陣，可以靈活地進行雙向預測，建立數據庫，從而可以迅速形成固井水泥漿配方，降低了高溫高壓固井配方調配難度和失誤率。

室內實驗結果表明，“5防”樹脂水泥漿體系可堵住0.5 mm滲透性裂縫，防竄性能優良，SPN值小于3，水泥石防腐性能大幅提高，滿足2 000 h腐蝕深度為普通水泥的1/8，水泥環耦合結果可滿足20年的腐蝕要求，而且相對于密度為2.30 g/cm3的非彈性水泥石而言，本水泥環抗應力破壞、溫變破壞能力科提高50%以上。

（2）油氣響應型自修復水泥漿體系。在油氣井生產過程中，各種試井、測試和投產作業，均使套管和水泥環受到溫度、壓力等因素大幅度變化的影響，不可避免地會在膠結界面產生微間隙和微裂縫，從而形成井下地層流體（尤其是天然氣）的竄流通道，并進一步竄通至井口，形成套管環空帶壓，造成層間封隔失效。而自修復水泥漿技術充分模仿了生物組織對受創傷部位自動分泌某種物質，使創傷部位愈合的原理實現水泥環微裂縫自愈合作用。主體材料為吸油膨脹橡膠，在傳統橡膠基體上通過化學方法引入親油性官能團或與親油性組分共混制成，為橡膠基體與非極性親油組分的結合體。吸油膨脹橡膠與油接觸時，油脂通過毛細擴散作用及表面吸附等物理作用進入橡膠內部與橡膠中親油性官能團形成極強的結合力，從而滲透到網絡內部，使橡膠體積膨脹，導致三維分子網絡伸展，而交聯點之間的分子鏈的伸展則降低了其構象熵值，分子網絡的彈性收縮力，力圖使凝膠體積收縮。當2種相反的作用互相抵消時，達到溶脹平衡。吸油膨脹橡膠既保持了橡膠的良好高彈性和耐壓縮變形性，同時還具有吸油后體積迅速膨脹，在一定的壓力下有穩定的保油性能，是目前最理想的止漏密封材料［15-16］。

油氣響應型自修復水泥漿體系對于井下常見的油氣竄流及套管帶壓都有較好的修復作用，當水泥石完好時，修復劑處于休眠狀態；當水泥石產生微裂縫且油氣竄入微裂縫時，修復劑對油氣產生響應，產生膨脹并封閉微裂縫［17］。可解決固井中存在的油氣竄流、套管帶壓等問題，與常規方法相比，不需要特殊的施工方式，且成本較低，效果較優，對水泥環的長期耐久性有很重要的意義。

在室內實驗中通過對帶有裂縫的水泥石芯中通入煤油及煤氣，并記錄水泥石芯前后壓差隨時間變化曲線。試驗結果表明帶裂縫的水泥石芯前后壓差越來越大，72 min后達到7 MPa，說明自修復水泥石在120 ℃條件下具備自修復能力，如圖3所示。

圖3 120 ℃條件下水泥石自修復能力評價情況Fig.3 Evaluation on self-repairing capacity of set cement under 120 ℃

在目的層?215.9 mm井眼完鉆之后，業內通常采用“尾管段固井水泥漿+尾管封隔器”兩道防線封固產層，但該方法因安全屏障少，一旦產層流體腐蝕突破尾管水泥環之后，極容易泄露進入井筒內，導致氣井出現環空帶壓問題。東方13-1氣田呈高溫、高壓且高含CO2的工程地質特征，一旦井筒完整性失效，安全問題更加嚴峻。針對高溫高壓井所存在的諸多安全挑戰，工程技術人員通過科研攻關，設計采用了“尾管+井口回接”方案：目的層?215.9 mm井眼完鉆后下入?177.8 mm尾管并固井，侯凝完畢之后通過利用回接插入頭將?177.8 mm尾管延伸回接至地面，從而避免產層高壓流體突破尾管水泥環之后立即與生產油管接觸腐蝕。在該管柱設計中，尾管回接部位是最為薄弱的環節，是最有可能造成井筒完整性失效的部位，對此設計增加了回接插入密封和回接管柱封隔器兩道安全屏障（如圖4所示），從而降低了產層高壓流體突破尾管水泥環后繼續上竄的風險。再者結合東方13-1氣田的工程地質情況及室內腐蝕實驗結果，針對尾管以及尾管回接井段所處環境條件選擇了適當的防腐材質，從而有效避免發生CO2腐蝕。在回接井段中，采用了“5防”樹脂水泥漿實現全井段封固，避免出現自由套管，從而根除了油套管受熱膨脹發生井口抬升的成因。鑒于油氣響應型自修復水泥漿體系的室內實驗結果，結合東方13-1氣田的地溫梯度，設計在地溫達到120 ℃以上的井段應用了自修復水泥漿體系，從而進一步加強了水泥環防竄能力。

通過采用“尾管樹脂水泥漿+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+自修復水泥固井+樹脂水泥固井”的6級屏障保障設計技術（如圖5所示），實現全井段水泥封固，且采用多重密封裝置對油套環空密封，形成多級屏障的屏障系統，避免了某一屏障單元密封失效或結構破損不會導致環空帶壓，有力保障了井筒完整性，降低了環空帶壓風險。

圖4 回接插入密封及回接管柱封隔器Fig.4 Tieback inserted sealing and tieback string packer

3 應用效果

Application results

通過對東方13-1氣田生產井?177.8 mm尾管進行SBT固井質量測井解釋，結果顯示該氣田各生產井?177.8 mm尾管及回接井段固井水泥漿膠結情況極為良好，水泥環有效封固了油套環空，杜絕了地層高壓流體竄漏等問題。氣田自2014年實現投產至今，現場始終密切監測井口壓力情況，監測結果發現各生產井的油管&生產套管環空，以及生產套管&技術套管環空套壓值始終保持為0，未發現有環空帶壓等安全問題。現場應用結果表明，“尾管樹脂水泥漿+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+自修復水泥固井+樹脂水泥固井”6級屏障保障設計技術可以有效封固高溫高壓產層，有力保障了高溫高壓井從鉆完井作業至后期開發生產整個周期過程中的井筒完整性，降低了環空帶壓風險。

圖5 六級屏障設計技術示意圖Fig.5 Schematic diagram of six-level barrier design technology

4 結論

Conclusions

（1）東方13-1氣田具有高溫高壓高含CO2的工程地質特征，采用具有防漏、防竄、防腐蝕、防應變、防溫變的“5防”樹脂水泥漿體系，可以有效提高高溫高壓井水泥環封固質量，避免氣竄、漏失、酸性腐蝕破壞等風險。

（2）油氣響應型自修復水泥漿體系具有對外界油氣刺激自發響應的功能，當水泥石產生微裂縫且油氣竄入微裂縫時，水泥石會產生膨脹并封閉微裂縫。可解決固井中存在的油氣竄流、套管帶壓等問題，對水泥環的長期耐久性有很重要的意義。

（3）通過應用“尾管+井口回接”方法，增加了高溫高壓井井筒安全屏障手段，可以更有效杜絕氣井環空帶壓問題。

（4）采用“尾管樹脂水泥漿+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+自修復水泥固井+樹脂水泥固井”的6級屏障保障設計技術，形成多級屏障的安全系統，避免了某一屏障單元密封失效或結構破損而導致環空帶壓的問題，保障了高溫高壓井從鉆完井作業至后期生產整個周期過程中的井筒完整性，確保了東方13-1高溫高壓氣田的安全、順利開發。

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（修改稿收到日期 2016-10-13）

〔編輯 薛改珍〕

Design of life-cycle multi-barrier wellbore integrity in Dongfang 13-1 HTHP Gas Field

LI Yanjun,ZHANG Wandong,YANG Zhonghan,ZHANG Chao,LI Wentuo
CNOOC China Limited Zhanjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China

The target layer in Dongfang 13-1 Gas Field is a natural gas reservoir with high temperature (141℃),high pressure (pressure coefficient 1.90-1.94 g/cm3) and high CO2content (14.63%-50.04%).When it is actually developed,cementing channeling,tubing and casing strength decline and corrosion occur easily,so the wellbore safety suffers from potential danger.To solve this problem,the “five-control” (lost circulation control,channeling control,corrosion control,strain control and temperature change control) aqueous resin drilling fluid system and the petroleum/gas-response self-repairing aqueous drilling fluid system were designed,depending on which,the whole wellbore cementing was realized.Besides that,six-level barrier design technology (aqueous resin drilling fluid at liner + packer at the top of liner + tieback inserted sealing + packer at the top of tieback string + self-repairing cementing + resin cementing) was proposed to provide multi-barrier safety system.Field application results show that the cementing qualities of ?177.8 mm liner and tieback sections in all production wells in Dongfang 13-1 Gas Field are satisfied.Since they were put into production,no annulus pressure has been recorded in any production well when wellhead pressure is monitored.By virtue of this technology,HTHP pay zones with high CO2content are cemented effectively,the wellbore integrity from drilling and completion through the whole process of development and production is guaranteed and the risk of annulus pressure is mitigated.

Dongfang 13-1;high temperature and high pressure;CO2;five-control aqueous drilling fluid;self-repairing aqueous drilling fluid;six-level barrier

李炎軍，張萬棟，楊仲涵，張超，李文拓.東方13-1高溫高壓氣田全壽命多級屏障井筒完整性設計［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：776-781.

TE256

A

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:LI Yanjun,ZHANG Wandong,YANG Zhonghan,ZHANG Chao,LI Wentuo.Design of life-cycle multi-barrier wellbore integrity in Dongfang 13-1 HTHP Gas Field［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):776-781.

李炎軍（1980-），高級工程師，2003年畢業于西安石油大學，現從事海洋石油鉆井管理工作。通訊地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區22號信箱。電話：0759-3909685。E-mail:liyanjun@cnooc.com.cn