塔里木盆地順南區塊高溫高壓氣井井筒完整性失效機理分析

王永洪 赫英狀 李 斐 路飛飛 鄧寬海 林元華

1. 中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院 2. 西南石油大學“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室

0 引言

井筒是油氣井生產作業中油氣的流通通道，其完整性是抵抗結構性破壞、維持井筒 功能的重要屬性，也是提高“三超”（超深、超高溫、超高壓）高含CO2氣井產量的工程保障[1-2]，還是油氣井正常生產作業的必要前提。

隨著技術進步，井筒完整性的定義及內涵也在不斷被豐富和完善，從1986年挪威 NORSOK 標準第一版的問世，發展到2013年6 月挪威標準化委員會提出的《鉆井和井筒作業中的井筒完整性》NORSOK 標準 D-010 第 4版[3]。盡管如此，井筒完整性問題引發的“石油事故”仍有發生，如美國有史以來最嚴重的“深水地平線”惡性事故。在此背景下，2010 年 12 月美國石油學會發布了 API 65-2《封隔建井中的潛在地層流入》，并把該標準作為API RP90[4]和 API 65 的補充。之后，美國石油學會于2011 年發布了 API 96《深水井筒設計與建井》第1 版[5]；2011～2012年期間，挪威石油工業協會先后編寫并發布了井筒完整性標準《OLF井筒完整性推薦指南》和《深水地平線教訓及改進措施》文件；2013 年 6 月，挪威標準化委員會發布了《在鉆井和井筒作業中井筒完整性》 NORSOK 標準 D-010 第 4版，即 NORSOK 標準 D-010 的最新版，也是當前國際石油界公認并應用的井筒完整性標準。

與此同時，國內外石油工作者在應用上述諸多標準、指南、手冊的同時，還在繼續研究井筒完整性和井筒屏障問題及其解決方法[6-14]，如黎麗麗等建立了“高壓氣井環空壓力許可值確定方法”，張智等“基于腐蝕完整性管理理念的含硫氣井井筒完整性設計方法”、田中蘭等指出了“頁巖氣水平井井筒完整性存在的問題”。以上研究表明：我國已開啟了對井筒完整性的研究和應用，并形成了多項關鍵技術并有效支撐了油氣田的發展。然而，當前我國油氣田勘探開發的工況環境發生了很大變化，“三超”、嚴重腐蝕、非常規等高產氣井服役環境日趨復雜，且部分“三超”井已出現持續環空帶壓等技術難題，仍需繼續針對具體井況，研究井筒完整性失效機理。

塔里木盆地順南北坡氣田奧陶系中統鷹山組屬于超深、超高溫、超高壓、中含CO2、低含硫氣藏，氣井完鉆和生產運行期間陸續出現套管環空異常帶壓、井口裝置抬升、油管斷裂、套管變形失效等異常情況，給氣井的安全生產帶來風險。因此，為超高溫、超高壓氣井井筒完整性及其經濟、高效開發提供技術支撐，本文通過分析鷹山組氣井環空帶壓機理、套管變形失效機理及井口抬升機理，找出順南高溫高壓氣井井筒完整性存在的問題，明確影響塔中北坡井筒完整性的主控因素。

1 塔中北坡區塊溫壓及流體特征

塔中北坡奧陶系儲層儲集空間為裂縫、孔隙、孔洞三種類型，以裂縫型儲集空間為主。該區主要目的層為鷹山組上段、鷹山組下段，完鉆井深6 655～7 590 m。截至目前，該區塊共完鉆12口井，為實現分層評價，主要采用五級井身結構，并以?149.2 mm鉆頭揭開主力氣層。

1.1 溫度及壓力特性

儲層之上屬正常壓力系統，地層壓力系數1.10～1.20；儲層為高壓/超高壓地層，鷹山組上段、下段地層壓力差異大。其中鷹山組上段屬超高溫、高壓儲層，平均溫度：191.7℃/ 6 800 m，平均壓力：79.9 MPa/ 6 800 m；鷹山組下段屬超高溫、超高壓儲層，平均溫度：204 ℃/7 300 m，平均壓力：105.8 MPa/7 300 m。

1.2 流體特征

順南井區氣體組分中甲烷占94.75%～99.7%，平均相對密度0.597，H2S 含量分布不一，2.64～2368 mg/m3，平均 107 mg/m3；CO2含量1.71% ～18.25%，平均9.16%（表2）。依據GB/T 26979-2011天然氣藏分類標準，該區塊井為低含H2S 、中含CO2干氣氣藏。此外，順南井區地層水pH呈弱酸性，礦化度偏高，其中Cl－含量高達70 650.4 mg/L，對管材的點腐蝕具有促進作用。

2 塔中北坡氣井井筒完整性現狀及失效機理分析

2.1 高溫高壓氣井井筒完整性現狀

根據現場測試及結果分析可知，截至目前，塔中北坡順南井區主要出現了環空帶壓、套管變形及井口抬升等井筒完整性問題，對塔中北坡含H2S及CO2等腐蝕介質的超深高溫高壓氣藏安全、高效開發構成了威脅。在環空帶壓方面，2016年共對順南井區的6口井進行了封井作業，其中封井前3口井出現環空帶壓，封井后2口井仍出現環空帶壓（表1）。套管變形失效方面：順南7井和順南501井出現套管變形，其中順南7井的?244.5 mm套管變形，順南501井的?177.8 mm套管變形。井口抬升方面：順南4和順南5-2 2口井出現了井口抬升。

為明確影響井筒完整性的主控影響，提高塔中北坡高溫高壓氣井井筒完整性，降低井控風險，實現氣藏的安全、高效開發，本文基于現場測試結果，依次對順南井區的環空帶壓機理、套管變形機理及井口抬升機理進行系統分析，尤其針對3類封井后仍出現環空帶壓的故障井。

表1 順南井區封井前后A、B、C環空的帶壓情況表

2.2 高溫高壓氣井環空帶壓機理分析

1）順南4-1井環空帶壓機理分析

封井前分析：2014年12月4日完鉆，井深6 923 m，完鉆后打塞封井，未進行儲層改造和完井測試。由順南4-1井B、C環空壓力現場測試曲線可知（圖1），B、C環空壓力關系可分為4個階段：①2015年11月，C環空開始帶壓，且C環空多次泄壓，B環空無明顯響應，表明B、C環空溝通不明顯；②165 d后，C環空泄壓，B環空快速掉落（1 min），表明B環空出現帶壓，且竄通通道在井口；③B、C環空由互不干擾到同時起壓，進一步表明竄通加劇；④B環空壓力逐漸上升并趨向C環空，表明壓力是由C環空向B環空緩慢波及的，其泄漏點可能為井口附近?244.5 mm套管螺紋。

圖1 順南4-1井B、C環空壓力現場測試曲線圖

封井過程分析：2016年11月，油田公司對順南4-1井進行了3類封井（圖2），基于封井過程的分析可知，封井后井筒試壓合格，C環空和B環空仍有帶壓現象，進一步說明泄漏點為井口（0～518 m）?244.5 mm套管螺紋。

固井質量顯示：順南4-1井的?244.5 mm套管3 500 m以深固井質量差，?177.8 mm套管井口至1 060 m為自由段（圖2）；C環空取樣結果顯示：所取試樣均為原油，無天然氣，表明不是來自奧陶系氣藏，而是來自于5 955 m上部地層，且原油沿C環空水泥環裂隙上竄，再由井口附近自由段的?244.5 mm套管螺紋處擴散到B環空，從而導致B環空和C環空帶壓。由此證明井口0～518 m自由段?244.5 mm套管螺紋存在泄漏點，并導致B環空帶壓。

綜上分析可知，順南4-1井B、C環空封井前后始終帶壓主要是由?244.5 mm套管

3 500 m以深固井質量差和井口自由段?244.5 mm套管螺紋存在泄漏點所致；且環空壓力起源于C環空5 955 m上部地層，而非奧陶系氣藏，然后再通過C環空水泥環裂隙及井口?244.5 mm套管螺紋泄漏點波及B環空。

2）順南5-2井環空帶壓機理分析

圖2 順南4-1井封井前后的井身結構及?177.8 mm和?244.5 mm套管固井質量圖

圖3 順南5-2井A、B環空壓力現場測試曲線圖（2015.05～2016.06）

順南5-2井于2015年3月23日完鉆，井深7 141.43 m，測試發現A環空帶壓，最高壓力達56 MPa（圖3）。順南5-2井自噴初期油壓最高達78.2 MPa，套壓快速上升，油壓快速下降，油套壓在后期基本一致； B環空測試183 d后發現帶壓，壓力緩慢上升，泄壓顯示，A、 B環空無明顯關聯性，另外，B環空壓力恢復速度較慢，B環空泄壓關井后22 h升至11 MPa。于2016年11，油田公司對順南5-2井實施了3類封井作業，第一塞面位置5 435 m，塞厚328 m，第二塞面位置576 m，塞厚328 m（圖4）。封井后B環空單獨帶，且B環空出氣無液，其氣體性質與奧陶系氣藏基本一致。由此可知，B環空的壓力特征：與A環空壓力互不干擾；環空壓力恢復速度較慢；封井后單獨帶壓；環空出氣無液，氣體性質與奧陶系氣藏基本吻合。

基于現場測試結果及分析可知，順南5-2井A環空為密度1.25 g/cm3無固相甲酸鹽（圖5），該井油管外壁甲酸鹽腐蝕嚴重，接頭表面有明顯的腐蝕痕跡和穿孔，甚至在1 194.4 m處油管發生斷脫，從而導致A環空壓力快速上升，油壓快速下降，并在自噴后期油套壓基本一致（圖3）；另外，甲酸鹽在高溫（井底附近高達190 ℃）環境下易分解出H2，造成油管發生應力開裂，氣體可從油管竄至A環空，進一步加劇了A環空帶壓。

圖5 油管接頭腐蝕穿孔和外壁甲酸鹽結晶圖片

在A環空測試期間，其溫度和壓力波動較大且持續時間較長，現場數據顯示：測試期間井口升溫至66.5 ℃，波動≥34 ℃，折算至2 750 m處實際溫度就已達110 ℃，以下井段存在水泥石強度的明顯衰退；1.73 g/cm3鉆井液和1.25 g/cm3的完井液導致A環空壓力0～56 MPa波動；此外，固井質量顯示?177.8 mm尾管儲層固井質量差（圖4）。正是溫度和壓力產生的長期交變載荷及較差的尾管固井質量致使環空?177.8 mm回接套管水泥環出現了微間隙，并形成了氣竄通道。通過B環空氣樣分析和壓力特征可知，B環空壓力來源為奧陶系氣藏。由此可知，B環空帶壓是奧陶系氣藏的氣體經由?177.8 mm回接套管水泥環微間隙緩慢上竄而形成的，且與圖3中B環空壓力變化特征吻合。

3）順南7井環空帶壓機理分析

順南7井于2015年4月11日完鉆，井深7276 m，鉆井過程中對鷹山組上段進行中途測試，完鉆測試時出現油套壓一致，且90 d后出現B環空帶壓（約18 MPa）（圖6）。于2016年11月開始對順南7井進行三類封井作業（圖7-a），其中，2#封井水泥塞段為5 001.5～5 201 m，3#封井水泥塞段為4 677～4 977 m，4#封井塞段為602～902 m，封井后油壓和A、B環空壓力為0，且一直未起壓（圖6），B環空泄壓后壓力恢復緩慢，且B環空氣樣分析結果顯示，其成分與奧陶系氣藏一致。綜上可知，B環空帶壓是因A環空壓力傳遞所致，且B環空泄漏點很可能為?177.8 mm懸掛器上部套管或分級箍處（ 圖7-b）。

圖6 順南7井A、B環空壓力現場測試曲線圖

封井作業發現：順南7井?88.9 mmBGT2油管在6 159 m處接箍中部出現斷裂，從而導致A環空快速帶壓，且始終與油壓保持一致（圖6）?；诂F場資料分析發現，致使該井油管柱斷裂而帶壓的主要原因包括3點：①地層測試過程中環空保護液采用了無固相甲酸鹽，導致甲酸鹽腐蝕嚴重，接箍上有明顯痕跡；②起下管柱過程中，液壓鉗造成節箍損傷，其表面出現了明顯的咬痕，加快了油管柱的腐蝕；③來回上提下放封隔器管柱，由于井深，地面懸重反應遲鈍，造成封隔器座封期間持續管柱彎曲，給完井管柱造成一定的應力傷害（圖8）。

4）環空帶壓綜合分析

通過對順南4-2井、順南5-2井和順南7井環空帶壓分析發現：導致該區塊井筒完整性失效原因主要包括油套管柱和水泥環失效兩方面（表2）。需要攻關高壓氣井套管柱和水泥石完整性技術，保障井筒完整性。

2.3 高溫高壓氣井套管變形失效機理分析

1）順南7井?244.5 mmTP155V套管變形及失效機理分析

2014年9月28日12:00間斷劃眼至6 228.51 m后仍無法通過，劃眼期間多次憋停頂驅，最大下壓150 kN，最多上提450 kN提開（劃眼參數：鉆壓40 kN，轉速40 r/min，排量17 L/s，泵壓11 MPa）；至13:00開井循環，振動篩處發現有少量鐵屑返出，且起鉆完發現：鉆頭報廢，鉆頭切削齒全部崩壞，保徑齒部分損壞（圖9），由此判斷該井下6 227 m處?244.5 mmTP155V套管變形。

根據鉆井工程設計?244.5 mm套管及回接抗外擠按50%掏空校核，管外取鉆井液密度為1.30 g/cm3，管內取下開次最低鉆井液密度1.25 g/cm3計算，井深6 227 m套管型號為?244.5 mm×TP155V，天鋼產，壁厚11.99 mm，最大抗外擠壓力為56.5 MPa。2014年9月7日開始測試放壓，油壓開始為68.2 MPa，9月8日倒敞放，倒前油壓7.4 MPa，套壓3.5 MPa；倒后油壓3.9 MPa，套壓3.9 MPa；20 min后進分離器，點火成功，火焰高度80～100 cm，10 min后用?12 mm油嘴敞放時最低油壓1.3 MPa。

圖7 順南7井封井前后的井身結構及固井質量

圖8 ?88.9 mm (6.45 mm) BGT2油管接箍中部斷裂

基于套管受力分析可知，套管內壓力為井筒氣體壓力19.5 MPa（氣體相對密度0.3計算）與油壓1.3 MPa之和，共20.8 MPa；套管外地層壓力為79.4 MPa（按照三開鉆進時鉆井液密度1.30 g/cm3和設計理論計算；故套管受到的外擠壓力為58.6 MPa（外地層壓力79.4 MPa減去套管內壓力20.8 MPa），大于套管最大抗外擠強度56.5 MPa。此外，該井?244.5 mm套管設計的抗外擠強度56.5 MPa是在地面常溫不受其它因素干擾情況下的最大值。實際上，位于井下6 227 m處的?244.5 mm套管會受到各種交變應力，且6 227 m處井溫高達140 ℃，不僅降低套管材料的屈服性能，而且使套管受到附加軸向力的作用，根據文獻研究及相關標準[15-17]計算可知，該溫度條件下，套管抗外擠強度降至少降低10%，從而導致套管真實的最大抗外擠強度小于51 MPa。由此可知，當采用?12 mm油嘴敞放時，位于井下6 227 m處的?244.5 mmTP155V套管實際抗擠強度（＜51 MPa）將遠小于其受到的外擠壓力58.6 MPa，致使套管受擠壓而嚴重變形。因此，從該井套管管柱設計校核分析，?244.5 mm尾管不適合進行高壓氣層測試。

表2 塔中北坡順南井區環空帶壓機理表

圖9 劃眼過程中振動篩返出鐵屑及起出鉆頭的磨損形貌

2）順南501井?177.8 mmP110套管變形及失效機理分析

2014年10月7日，順南501井下放鉆具至6 687.3 m加壓6 T，實施?146 mm的鉛模打印，懸重128～134 t；10月8日，起打印管柱，帶出鉛印，檢查鉛印下部有長65 mm×寬25 mm半月形凹槽，鉛印四周有三處擠壓錯裂痕跡，A處裂痕長60 mm、深8 mm，B處裂痕長40 mm、深10 mm，C處裂痕長40 mm、深5 mm（圖10），由此判斷順南501井6 687 m處的?177.8 mmP110套管變形，其變形失效機理如下：

圖10 磨洗返出的鐵屑及鉛模打印后的形貌圖片

套管非均勻磨損：根據順南501井井史記錄，懸掛于5 731.99 m的?177.8 mm×(12.65 mm)P110套管受后續?149.2 mm鉆頭由6 890～7 168.56 m鉆進（進尺278.56 m）而磨損，磨損純鉆進時間約為110 h?；谒锬居吞锷角皩嶒灱熬诠こ虦y井實踐可知，狗腿度在1°左右的7 000 m深井，鉆進進尺100 m，其懸掛套管的非均勻磨損深度約1 mm。據此推算，順南501井懸掛?177.8 mm×(12.65 mm)P110套管非均勻磨損深度約3 mm，抗外擠強度降低約24%，由最初的88.9 MPa降低到約69 MPa。因此，為保證下部?177.8 mm套管處于抗外擠壓力的80%以內，在井筒全為氣時，井口壓力必須保持不小于38.9 MPa。由此可知，套管非均勻磨損降低的抗擠強度明顯增加了被擠壓而變形的可能性。

地層非均勻擠壓：現有API及SY等石油管抗擠強度計算與設計標準（API TR5C3），皆假設套管受到均勻的靜水外壓，然而，實測數據顯示：順南501井套管在井下6 680 m以深實際受到的是非均勻地應力，且文獻研究表明：東西向與南北向地應力不均勻系數越大，套管的抗外擠強度降低得越多。由此可知，順南501井套管受到的非均勻地應力進一步增加了套管被擠毀而變形的風險。

超高溫儲層：根據表1可知，順南501井屬于超高溫地層，地溫梯度2.81℃/100 m，井底溫度高達193 ℃，在該溫度條件下，下部?177.8 mm套管材料力學性能急劇退化，如材料屈服強度和抗拉強度，從而明顯降低?177.8 mm套管的抗擠強度，增加了套管被擠壓而變形的風險。

安全系數及井口壓力難以確定：套管抗外壓強度安全系數及井口壓力控制難以確定的原因包括以下兩點：①前述套管磨損深度、地應力不均勻系數、套管材料因高度而退化的力學性能難以確定，且現有的計算標準不能考慮高度、非均勻磨損及地應力對抗擠強度的影響；②目前，關于套管的抗外擠強度安全系數的標準很不統一，如挪威石油工業井筒完整性標準D010要求套管抗外擠強度安全系數大于1.1，美國德克薩斯A&M大學的課件要求外擠強度安全系數大于1.125，萬仁溥主編《采油工程手冊》[18]中提出套管抗外擠強度安全系數最高可取1.25；SY/T6581《高壓油氣井測試技術規程》[19]中要求1.40，而塔里木庫車克深9等超深井實際抗外擠安全系數控制在1.8左右。

由此可知，現有的標準及規范不能考慮非均勻磨損及地應力對套管抗擠強度的影響，所給出的安全系數標準也很不統一，而順南501井的復雜工況，即高溫、非均勻磨損及其受到的非均勻地應力不僅顯著降低了順南501井6 680 m處?177.8 mm套管的抗擠強度，而且增加了套管抗擠強度安全系數及井口壓力準確控制的難度，從而導致該井?177.8 mm套管在井口回壓控制較低時極易被擠壓而變形。

2.4 高溫高壓氣井井口抬升機理分析

順南4井因生產時井口溫度升高，熱效應作用下套管發生伸長和井口抬升，現場實測數據顯示：順南4井儲層屬于超高溫高壓（地溫梯度2.81℃/100 m，井底溫度高達184 ℃），于2013年6月采用?7 mm油嘴求產9 h，油壓60 MPa，套壓（50 MPa），產量達40.7×10 m3/d，井溫變化為38～88℃，溫差50 ℃，井口裝置抬升83 mm，?339.7 mm套管（0～500 m）和?177.8 mm套管（0～835 m）井口附近固井質量差（圖11）。

圖11 順南4井井口抬升情況及固井質量圖

表層套管、技術套管、油層套管在井口處由井口裝置固定并連接在一起?；谡n題組前期研究結果[20]可知井口裝置抬升機理：即各層套管在井口附近存在著未被水泥環有效固定的自由段，這些自由段由無固井段和水泥環膠結失效段兩部分組成，且在高溫高壓高產氣井生產過程中，各層套管自由段會發生顯著地軸向變形，正是這些套管自由段的軸向變形直接導致了井口裝置的抬升 （圖12）[21]。研究顯示：套管軸向應力與自由套管長度和產量密切相關，而井口裝置抬升高度隨著套管自由段及產量的增加而急劇增加，且對生產自由套管長度的變化最敏感，技術套管次之，表層套管最?。▓D13）。

圖12 井口裝置抬升機理圖

圖13 套管自由段長度與井口抬升高度的相關性圖

結合順南4井的具體工況及井口裝置抬升機理分析可知順南4井在高達40×10 m3/d的產量下：①基于圣維南的變形協調原理可知，由于水泥環和套管材料的彈性變形能力差異較大，在受到因溫度變化而產生的軸向載荷會發生不協調變形，從而導致井口附近固井質量差的?339.7 mm套管（0～500 m）和?177.8 mm套管（0～835 m）周圍膠結面滑脫破壞，出現滑移現象，增加套管自由段長度；②溫度場變化（溫差50 ℃）產生附加軸向應力（?339.7 mm套管因溫度產生的附加軸向力為164.6 t，?244.5 mm套管因溫度產生的附加軸向力為114.9 t，?177.8 mm套管因溫度產生的附加軸向力為78.9 t）導致各層套管自由段軸向熱膨脹引起井口抬升；③較高的油壓（60 MPa）和套壓（50 MPa）會對井口處的井口裝置產生端部效應，從而造成井口裝置的抬升；④井筒溫度升高會導致環空保護液體積膨脹同時也會導致油管體積膨脹，從而使得套管承受附加的軸向力及軸向變形，導致井口抬升。

3 總結

1）基于塔中北坡順南區塊12口已完鉆井的溫度、壓力、流體特征及現場測試結果及分析，弄清了環空帶壓、套管變形失效及井口抬升機理：其中環空帶壓主要是井筒實體完整性和機械結構完整性失效而引發的，具體為甲酸鹽腐蝕及環境開裂導致的油管穿孔斷裂、套管及接箍泄漏和固井質量差的水泥環在交變T、P下失效而導致的；套管變形失效主要是超高溫超高壓復雜地層下套管柱強度設計不夠合理導致的，具體是由超高溫、非均勻套管磨損和非均勻載荷導致材料強度性能下降及安全系數和井口壓力難以確定而引起的；井口抬升主要是由超高溫、高產及井口溫差大導致井口附近固井質量較差的水泥環與套管出現滑移（相對滑動），出現自由段軸向伸長而引起的。

2）建議開展特殊螺紋接頭在井下實際工況下的氣密封實驗，考慮內壓與外壓共同作用的試驗載荷條件，以評價更苛刻條件下特殊接頭密封性；依據ISO 15156標準，對于H2S、CO2共存的酸性環境，同時考慮井筒管材由H2S引發的硫化物應力腐蝕開裂和H2S、CO2共同作用導致的電化學腐蝕；針對典型環空帶壓氣井進行實時監測、診斷測及井下找漏檢測，必要時可采用增加環空保護液返深的方法來有效控制環空壓力。

3）針對超高溫導致的套管變形問題，建議該區塊盡量采用熱穩定性好（屈服強度、熱膨脹系數及彈性模量隨溫度變化?。┑暮癖诟咪摷壧坠?，并根據套管材料力學性能隨溫度的變化規律（如屈服強度折減系數）、擠毀性能隨非均勻載荷及磨損的變化規律及溫度引起的附加熱載荷給出滿足順南區塊氣井套管柱設計；此外，針對井口抬升問題，還需提高各層套管固井質量并合理控制各層套管自由段長度，尤其生產套管，優化設計氣井產量，以確保現場套管柱在超高溫超高壓高產氣井中的使用安全。