王永洪 赫英状 李 斐 路飞飞 邓宽海 林元华

1. 中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院 2. 西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室

0 引言

井筒是油气井生产作业中油气的流通通道，其完整性是抵抗结构性破坏、维持井筒 功能的重要属性，也是提高“三超”（超深、超高温、超高压）高含CO2气井产量的工程保障[1-2]，还是油气井正常生产作业的必要前提。

随着技术进步，井筒完整性的定义及内涵也在不断被丰富和完善，从1986年挪威 NORSOK 标准第一版的问世，发展到2013年6 月挪威标准化委员会提出的《钻井和井筒作业中的井筒完整性》NORSOK 标准 D-010 第 4版[3]。尽管如此，井筒完整性问题引发的“石油事故”仍有发生，如美国有史以来最严重的“深水地平线”恶性事故。在此背景下，2010 年 12 月美国石油学会发布了 API 65-2《封隔建井中的潜在地层流入》，并把该标准作为API RP90[4]和 API 65 的补充。之后，美国石油学会于2011 年发布了 API 96《深水井筒设计与建井》第1 版[5]；2011～2012年期间，挪威石油工业协会先后编写并发布了井筒完整性标准《OLF井筒完整性推荐指南》和《深水地平线教训及改进措施》文件；2013 年 6 月，挪威标准化委员会发布了《在钻井和井筒作业中井筒完整性》 NORSOK 标准 D-010 第 4版，即 NORSOK 标准 D-010 的最新版，也是当前国际石油界公认并应用的井筒完整性标准。

与此同时，国内外石油工作者在应用上述诸多标准、指南、手册的同时，还在继续研究井筒完整性和井筒屏障问题及其解决方法[6-14]，如黎丽丽等建立了“高压气井环空压力许可值确定方法”，张智等“基于腐蚀完整性管理理念的含硫气井井筒完整性设计方法”、田中兰等指出了“页岩气水平井井筒完整性存在的问题”。以上研究表明：我国已开启了对井筒完整性的研究和应用，并形成了多项关键技术并有效支撑了油气田的发展。然而，当前我国油气田勘探开发的工况环境发生了很大变化，“三超”、严重腐蚀、非常规等高产气井服役环境日趋复杂，且部分“三超”井已出现持续环空带压等技术难题，仍需继续针对具体井况，研究井筒完整性失效机理。

塔里木盆地顺南北坡气田奥陶系中统鹰山组属于超深、超高温、超高压、中含CO2、低含硫气藏，气井完钻和生产运行期间陆续出现套管环空异常带压、井口装置抬升、油管断裂、套管变形失效等异常情况，给气井的安全生产带来风险。因此，为超高温、超高压气井井筒完整性及其经济、高效开发提供技术支撑，本文通过分析鹰山组气井环空带压机理、套管变形失效机理及井口抬升机理，找出顺南高温高压气井井筒完整性存在的问题，明确影响塔中北坡井筒完整性的主控因素。

1 塔中北坡区块温压及流体特征

塔中北坡奥陶系储层储集空间为裂缝、孔隙、孔洞三种类型，以裂缝型储集空间为主。该区主要目的层为鹰山组上段、鹰山组下段，完钻井深6 655～7 590 m。截至目前，该区块共完钻12口井，为实现分层评价，主要采用五级井身结构，并以Ø149.2 mm钻头揭开主力气层。

1.1 温度及压力特性

储层之上属正常压力系统，地层压力系数1.10～1.20；储层为高压/超高压地层，鹰山组上段、下段地层压力差异大。其中鹰山组上段属超高温、高压储层，平均温度：191.7℃/ 6 800 m，平均压力：79.9 MPa/ 6 800 m；鹰山组下段属超高温、超高压储层，平均温度：204 ℃/7 300 m，平均压力：105.8 MPa/7 300 m。

1.2 流体特征

顺南井区气体组分中甲烷占94.75%～99.7%，平均相对密度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）。依据GB/T 26979-2011天然气藏分类标准，该区块井为低含H2S 、中含CO2干气气藏。此外，顺南井区地层水pH呈弱酸性，矿化度偏高，其中Cl－含量高达70 650.4 mg/L，对管材的点腐蚀具有促进作用。

2 塔中北坡气井井筒完整性现状及失效机理分析

2.1 高温高压气井井筒完整性现状

根据现场测试及结果分析可知，截至目前，塔中北坡顺南井区主要出现了环空带压、套管变形及井口抬升等井筒完整性问题，对塔中北坡含H2S及CO2等腐蚀介质的超深高温高压气藏安全、高效开发构成了威胁。在环空带压方面，2016年共对顺南井区的6口井进行了封井作业，其中封井前3口井出现环空带压，封井后2口井仍出现环空带压（表1）。套管变形失效方面：顺南7井和顺南501井出现套管变形，其中顺南7井的Ø244.5 mm套管变形，顺南501井的Ø177.8 mm套管变形。井口抬升方面：顺南4和顺南5-2 2口井出现了井口抬升。

为明确影响井筒完整性的主控影响，提高塔中北坡高温高压气井井筒完整性，降低井控风险，实现气藏的安全、高效开发，本文基于现场测试结果，依次对顺南井区的环空带压机理、套管变形机理及井口抬升机理进行系统分析，尤其针对3类封井后仍出现环空带压的故障井。

表1 顺南井区封井前后A、B、C环空的带压情况表

2.2 高温高压气井环空带压机理分析

1）顺南4-1井环空带压机理分析

封井前分析：2014年12月4日完钻，井深6 923 m，完钻后打塞封井，未进行储层改造和完井测试。由顺南4-1井B、C环空压力现场测试曲线可知（图1），B、C环空压力关系可分为4个阶段：①2015年11月，C环空开始带压，且C环空多次泄压，B环空无明显响应，表明B、C环空沟通不明显；②165 d后，C环空泄压，B环空快速掉落（1 min），表明B环空出现带压，且窜通通道在井口；③B、C环空由互不干扰到同时起压，进一步表明窜通加剧；④B环空压力逐渐上升并趋向C环空，表明压力是由C环空向B环空缓慢波及的，其泄漏点可能为井口附近Ø244.5 mm套管螺纹。

图1 顺南4-1井B、C环空压力现场测试曲线图

封井过程分析：2016年11月，油田公司对顺南4-1井进行了3类封井（图2），基于封井过程的分析可知，封井后井筒试压合格，C环空和B环空仍有带压现象，进一步说明泄漏点为井口（0～518 m）Ø244.5 mm套管螺纹。

固井质量显示：顺南4-1井的Ø244.5 mm套管3 500 m以深固井质量差，Ø177.8 mm套管井口至1 060 m为自由段（图2）；C环空取样结果显示：所取试样均为原油，无天然气，表明不是来自奥陶系气藏，而是来自于5 955 m上部地层，且原油沿C环空水泥环裂隙上窜，再由井口附近自由段的Ø244.5 mm套管螺纹处扩散到B环空，从而导致B环空和C环空带压。由此证明井口0～518 m自由段Ø244.5 mm套管螺纹存在泄漏点，并导致B环空带压。

综上分析可知，顺南4-1井B、C环空封井前后始终带压主要是由Ø244.5 mm套管

3 500 m以深固井质量差和井口自由段Ø244.5 mm套管螺纹存在泄漏点所致；且环空压力起源于C环空5 955 m上部地层，而非奥陶系气藏，然后再通过C环空水泥环裂隙及井口Ø244.5 mm套管螺纹泄漏点波及B环空。

2）顺南5-2井环空带压机理分析

图2 顺南4-1井封井前后的井身结构及Ø177.8 mm和Ø244.5 mm套管固井质量图

图3 顺南5-2井A、B环空压力现场测试曲线图（2015.05～2016.06）

顺南5-2井于2015年3月23日完钻，井深7 141.43 m，测试发现A环空带压，最高压力达56 MPa（图3）。顺南5-2井自喷初期油压最高达78.2 MPa，套压快速上升，油压快速下降，油套压在后期基本一致； B环空测试183 d后发现带压，压力缓慢上升，泄压显示，A、 B环空无明显关联性，另外，B环空压力恢复速度较慢，B环空泄压关井后22 h升至11 MPa。于2016年11，油田公司对顺南5-2井实施了3类封井作业，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（图4）。封井后B环空单独带，且B环空出气无液，其气体性质与奥陶系气藏基本一致。由此可知，B环空的压力特征：与A环空压力互不干扰；环空压力恢复速度较慢；封井后单独带压；环空出气无液，气体性质与奥陶系气藏基本吻合。

基于现场测试结果及分析可知，顺南5-2井A环空为密度1.25 g/cm3无固相甲酸盐（图5），该井油管外壁甲酸盐腐蚀严重，接头表面有明显的腐蚀痕迹和穿孔，甚至在1 194.4 m处油管发生断脱，从而导致A环空压力快速上升，油压快速下降，并在自喷后期油套压基本一致（图3）；另外，甲酸盐在高温（井底附近高达190 ℃）环境下易分解出H2，造成油管发生应力开裂，气体可从油管窜至A环空，进一步加剧了A环空带压。

图5 油管接头腐蚀穿孔和外壁甲酸盐结晶图片

在A环空测试期间，其温度和压力波动较大且持续时间较长，现场数据显示：测试期间井口升温至66.5 ℃，波动≥34 ℃，折算至2 750 m处实际温度就已达110 ℃，以下井段存在水泥石强度的明显衰退；1.73 g/cm3钻井液和1.25 g/cm3的完井液导致A环空压力0～56 MPa波动；此外，固井质量显示Ø177.8 mm尾管储层固井质量差（图4）。正是温度和压力产生的长期交变载荷及较差的尾管固井质量致使环空Ø177.8 mm回接套管水泥环出现了微间隙，并形成了气窜通道。通过B环空气样分析和压力特征可知，B环空压力来源为奥陶系气藏。由此可知，B环空带压是奥陶系气藏的气体经由Ø177.8 mm回接套管水泥环微间隙缓慢上窜而形成的，且与图3中B环空压力变化特征吻合。

3）顺南7井环空带压机理分析

顺南7井于2015年4月11日完钻，井深7276 m，钻井过程中对鹰山组上段进行中途测试，完钻测试时出现油套压一致，且90 d后出现B环空带压（约18 MPa）（图6）。于2016年11月开始对顺南7井进行三类封井作业（图7-a），其中，2#封井水泥塞段为5 001.5～5 201 m，3#封井水泥塞段为4 677～4 977 m，4#封井塞段为602～902 m，封井后油压和A、B环空压力为0，且一直未起压（图6），B环空泄压后压力恢复缓慢，且B环空气样分析结果显示，其成分与奥陶系气藏一致。综上可知，B环空带压是因A环空压力传递所致，且B环空泄漏点很可能为Ø177.8 mm悬挂器上部套管或分级箍处（ 图7-b）。

图6 顺南7井A、B环空压力现场测试曲线图

封井作业发现：顺南7井Ø88.9 mmBGT2油管在6 159 m处接箍中部出现断裂，从而导致A环空快速带压，且始终与油压保持一致（图6）。基于现场资料分析发现，致使该井油管柱断裂而带压的主要原因包括3点：①地层测试过程中环空保护液采用了无固相甲酸盐，导致甲酸盐腐蚀严重，接箍上有明显痕迹；②起下管柱过程中，液压钳造成节箍损伤，其表面出现了明显的咬痕，加快了油管柱的腐蚀；③来回上提下放封隔器管柱，由于井深，地面悬重反应迟钝，造成封隔器座封期间持续管柱弯曲，给完井管柱造成一定的应力伤害（图8）。

4）环空带压综合分析

通过对顺南4-2井、顺南5-2井和顺南7井环空带压分析发现：导致该区块井筒完整性失效原因主要包括油套管柱和水泥环失效两方面（表2）。需要攻关高压气井套管柱和水泥石完整性技术，保障井筒完整性。

2.3 高温高压气井套管变形失效机理分析

1）顺南7井Ø244.5 mmTP155V套管变形及失效机理分析

2014年9月28日12:00间断划眼至6 228.51 m后仍无法通过，划眼期间多次憋停顶驱，最大下压150 kN，最多上提450 kN提开（划眼参数：钻压40 kN，转速40 r/min，排量17 L/s，泵压11 MPa）；至13:00开井循环，振动筛处发现有少量铁屑返出，且起钻完发现：钻头报废，钻头切削齿全部崩坏，保径齿部分损坏（图9），由此判断该井下6 227 m处Ø244.5 mmTP155V套管变形。

根据钻井工程设计Ø244.5 mm套管及回接抗外挤按50%掏空校核，管外取钻井液密度为1.30 g/cm3，管内取下开次最低钻井液密度1.25 g/cm3计算，井深6 227 m套管型号为Ø244.5 mm×TP155V，天钢产，壁厚11.99 mm，最大抗外挤压力为56.5 MPa。2014年9月7日开始测试放压，油压开始为68.2 MPa，9月8日倒敞放，倒前油压7.4 MPa，套压3.5 MPa；倒后油压3.9 MPa，套压3.9 MPa；20 min后进分离器，点火成功，火焰高度80～100 cm，10 min后用Ø12 mm油嘴敞放时最低油压1.3 MPa。

图7 顺南7井封井前后的井身结构及固井质量

图8 Ø88.9 mm (6.45 mm) BGT2油管接箍中部断裂

基于套管受力分析可知，套管内压力为井筒气体压力19.5 MPa（气体相对密度0.3计算）与油压1.3 MPa之和，共20.8 MPa；套管外地层压力为79.4 MPa（按照三开钻进时钻井液密度1.30 g/cm3和设计理论计算；故套管受到的外挤压力为58.6 MPa（外地层压力79.4 MPa减去套管内压力20.8 MPa），大于套管最大抗外挤强度56.5 MPa。此外，该井Ø244.5 mm套管设计的抗外挤强度56.5 MPa是在地面常温不受其它因素干扰情况下的最大值。实际上，位于井下6 227 m处的Ø244.5 mm套管会受到各种交变应力，且6 227 m处井温高达140 ℃，不仅降低套管材料的屈服性能，而且使套管受到附加轴向力的作用，根据文献研究及相关标准[15-17]计算可知，该温度条件下，套管抗外挤强度降至少降低10%，从而导致套管真实的最大抗外挤强度小于51 MPa。由此可知，当采用Ø12 mm油嘴敞放时，位于井下6 227 m处的Ø244.5 mmTP155V套管实际抗挤强度（＜51 MPa）将远小于其受到的外挤压力58.6 MPa，致使套管受挤压而严重变形。因此，从该井套管管柱设计校核分析，Ø244.5 mm尾管不适合进行高压气层测试。

表2 塔中北坡顺南井区环空带压机理表

图9 划眼过程中振动筛返出铁屑及起出钻头的磨损形貌

2）顺南501井Ø177.8 mmP110套管变形及失效机理分析

2014年10月7日，顺南501井下放钻具至6 687.3 m加压6 T，实施Ø146 mm的铅模打印，悬重128～134 t；10月8日，起打印管柱，带出铅印，检查铅印下部有长65 mm×宽25 mm半月形凹槽，铅印四周有三处挤压错裂痕迹，A处裂痕长60 mm、深8 mm，B处裂痕长40 mm、深10 mm，C处裂痕长40 mm、深5 mm（图10），由此判断顺南501井6 687 m处的Ø177.8 mmP110套管变形，其变形失效机理如下：

图10 磨洗返出的铁屑及铅模打印后的形貌图片

套管非均匀磨损：根据顺南501井井史记录，悬挂于5 731.99 m的Ø177.8 mm×(12.65 mm)P110套管受后续Ø149.2 mm钻头由6 890～7 168.56 m钻进（进尺278.56 m）而磨损，磨损纯钻进时间约为110 h。基于塔里木油田山前实验及井壁工程测井实践可知，狗腿度在1°左右的7 000 m深井，钻进进尺100 m，其悬挂套管的非均匀磨损深度约1 mm。据此推算，顺南501井悬挂Ø177.8 mm×(12.65 mm)P110套管非均匀磨损深度约3 mm，抗外挤强度降低约24%，由最初的88.9 MPa降低到约69 MPa。因此，为保证下部Ø177.8 mm套管处于抗外挤压力的80%以内，在井筒全为气时，井口压力必须保持不小于38.9 MPa。由此可知，套管非均匀磨损降低的抗挤强度明显增加了被挤压而变形的可能性。

地层非均匀挤压：现有API及SY等石油管抗挤强度计算与设计标准（API TR5C3），皆假设套管受到均匀的静水外压，然而，实测数据显示：顺南501井套管在井下6 680 m以深实际受到的是非均匀地应力，且文献研究表明：东西向与南北向地应力不均匀系数越大，套管的抗外挤强度降低得越多。由此可知，顺南501井套管受到的非均匀地应力进一步增加了套管被挤毁而变形的风险。

超高温储层：根据表1可知，顺南501井属于超高温地层，地温梯度2.81℃/100 m，井底温度高达193 ℃，在该温度条件下，下部Ø177.8 mm套管材料力学性能急剧退化，如材料屈服强度和抗拉强度，从而明显降低Ø177.8 mm套管的抗挤强度，增加了套管被挤压而变形的风险。

安全系数及井口压力难以确定：套管抗外压强度安全系数及井口压力控制难以确定的原因包括以下两点：①前述套管磨损深度、地应力不均匀系数、套管材料因高度而退化的力学性能难以确定，且现有的计算标准不能考虑高度、非均匀磨损及地应力对抗挤强度的影响；②目前，关于套管的抗外挤强度安全系数的标准很不统一，如挪威石油工业井筒完整性标准D010要求套管抗外挤强度安全系数大于1.1，美国德克萨斯A&M大学的课件要求外挤强度安全系数大于1.125，万仁溥主编《采油工程手册》[18]中提出套管抗外挤强度安全系数最高可取1.25；SY/T6581《高压油气井测试技术规程》[19]中要求1.40，而塔里木库车克深9等超深井实际抗外挤安全系数控制在1.8左右。

由此可知，现有的标准及规范不能考虑非均匀磨损及地应力对套管抗挤强度的影响，所给出的安全系数标准也很不统一，而顺南501井的复杂工况，即高温、非均匀磨损及其受到的非均匀地应力不仅显著降低了顺南501井6 680 m处Ø177.8 mm套管的抗挤强度，而且增加了套管抗挤强度安全系数及井口压力准确控制的难度，从而导致该井Ø177.8 mm套管在井口回压控制较低时极易被挤压而变形。

2.4 高温高压气井井口抬升机理分析

顺南4井因生产时井口温度升高，热效应作用下套管发生伸长和井口抬升，现场实测数据显示：顺南4井储层属于超高温高压（地温梯度2.81℃/100 m，井底温度高达184 ℃），于2013年6月采用Ø7 mm油嘴求产9 h，油压60 MPa，套压（50 MPa），产量达40.7×10 m3/d，井温变化为38～88℃，温差50 ℃，井口装置抬升83 mm，Ø339.7 mm套管（0～500 m）和Ø177.8 mm套管（0～835 m）井口附近固井质量差（图11）。

图11 顺南4井井口抬升情况及固井质量图

表层套管、技术套管、油层套管在井口处由井口装置固定并连接在一起。基于课题组前期研究结果[20]可知井口装置抬升机理：即各层套管在井口附近存在着未被水泥环有效固定的自由段，这些自由段由无固井段和水泥环胶结失效段两部分组成，且在高温高压高产气井生产过程中，各层套管自由段会发生显著地轴向变形，正是这些套管自由段的轴向变形直接导致了井口装置的抬升 （图12）[21]。研究显示：套管轴向应力与自由套管长度和产量密切相关，而井口装置抬升高度随着套管自由段及产量的增加而急剧增加，且对生产自由套管长度的变化最敏感，技术套管次之，表层套管最小（图13）。

图12 井口装置抬升机理图

图13 套管自由段长度与井口抬升高度的相关性图

结合顺南4井的具体工况及井口装置抬升机理分析可知顺南4井在高达40×10 m3/d的产量下：①基于圣维南的变形协调原理可知，由于水泥环和套管材料的弹性变形能力差异较大，在受到因温度变化而产生的轴向载荷会发生不协调变形，从而导致井口附近固井质量差的Ø339.7 mm套管（0～500 m）和Ø177.8 mm套管（0～835 m）周围胶结面滑脱破坏，出现滑移现象，增加套管自由段长度；②温度场变化（温差50 ℃）产生附加轴向应力（Ø339.7 mm套管因温度产生的附加轴向力为164.6 t，Ø244.5 mm套管因温度产生的附加轴向力为114.9 t，Ø177.8 mm套管因温度产生的附加轴向力为78.9 t）导致各层套管自由段轴向热膨胀引起井口抬升；③较高的油压（60 MPa）和套压（50 MPa）会对井口处的井口装置产生端部效应，从而造成井口装置的抬升；④井筒温度升高会导致环空保护液体积膨胀同时也会导致油管体积膨胀，从而使得套管承受附加的轴向力及轴向变形，导致井口抬升。

3 总结

1）基于塔中北坡顺南区块12口已完钻井的温度、压力、流体特征及现场测试结果及分析，弄清了环空带压、套管变形失效及井口抬升机理：其中环空带压主要是井筒实体完整性和机械结构完整性失效而引发的，具体为甲酸盐腐蚀及环境开裂导致的油管穿孔断裂、套管及接箍泄漏和固井质量差的水泥环在交变T、P下失效而导致的；套管变形失效主要是超高温超高压复杂地层下套管柱强度设计不够合理导致的，具体是由超高温、非均匀套管磨损和非均匀载荷导致材料强度性能下降及安全系数和井口压力难以确定而引起的；井口抬升主要是由超高温、高产及井口温差大导致井口附近固井质量较差的水泥环与套管出现滑移（相对滑动），出现自由段轴向伸长而引起的。

2）建议开展特殊螺纹接头在井下实际工况下的气密封实验，考虑内压与外压共同作用的试验载荷条件，以评价更苛刻条件下特殊接头密封性；依据ISO 15156标准，对于H2S、CO2共存的酸性环境，同时考虑井筒管材由H2S引发的硫化物应力腐蚀开裂和H2S、CO2共同作用导致的电化学腐蚀；针对典型环空带压气井进行实时监测、诊断测及井下找漏检测，必要时可采用增加环空保护液返深的方法来有效控制环空压力。

3）针对超高温导致的套管变形问题，建议该区块尽量采用热稳定性好（屈服强度、热膨胀系数及弹性模量随温度变化小）的厚壁高钢级套管，并根据套管材料力学性能随温度的变化规律（如屈服强度折减系数）、挤毁性能随非均匀载荷及磨损的变化规律及温度引起的附加热载荷给出满足顺南区块气井套管柱设计；此外，针对井口抬升问题，还需提高各层套管固井质量并合理控制各层套管自由段长度，尤其生产套管，优化设计气井产量，以确保现场套管柱在超高温超高压高产气井中的使用安全。