1-固井技术现状及发展趋势-中石油

中国石油集团钻井工程技术研究院2012年9月昆明中石油固井现状及面临的挑战报告人：刘硕琼报告提纲中石油固井取得的主要进展中石油固井面临的主要挑战下一步固井发展趋势前言中石油“十二五”勘探开发规划：原油稳中有升，天然气快速发展，非常规天然气步入接替。到2015年，中石油国内外油气当量可达4亿吨，国内、国外各占“半壁江山”集团公司全力推进西部大庆、新疆大庆和四川天然气工业基地建设，推进海外大庆可持续发展煤层气、致密气、页岩气已成为集团公司接替新领域，储气库建设速度加快2011年，中石油钻井20212口，钻井进尺万米，钻井进尺较2005年增加％，钻井工作量持续快速增长，屡创历史新高一、中石油固井取得的主要进展随着石油天然气的不断开发利用，逐渐转向深层、复杂气藏、海洋以及非常规油气的开采利用。为了满足复杂深层油气藏、高酸性油气藏、稠油油藏、海洋深水油藏、非常规油气藏、储气库（枯竭气藏、盐穴）、老油藏挖潜及海外复杂油气勘探开发的需要，经过多年的攻关研究，特别是“十一五”的攻关研究，固井技术已经取得了长足的发展，基本形成了系列配套的固井材料、工具及相应的固井工艺技术。随着勘探开发的深入，固井技术也将得到进一步的完善和发展1、固井工艺深井超深井高温固井复杂天然气井及高酸性气藏固井水平井及大位移井固井盐膏层固井低压易漏失井长封固段固井多压力系统综合防窜固井稠油热采井固井注水调整井固井海洋深水固井储气库（枯竭气藏、盐穴）固井煤层气、页岩气、致密气等固井一、中石油固井取得的主要进展一、中石油固井取得的主要进展深井超深井固井技术有针对性的井眼准备及通井措施套管安全下入技术高性能的抗高温、高密度水泥浆体系窄间隙高密度钻井液条件下提高顶替效率的措施固井综合压稳、平衡压力固井技术保证固井施工安全的措施复杂天然气固井技术防气窜理论防气窜评价方法防窜固井工艺防窜水泥浆体系平衡压力固井技术水泥浆防窜性测试仪器1、固井工艺一、中石油固井取得的主要进展水平井及大位移井固井技术固井优化设计套管安全下入技术（漂浮下套管技术）保证套管居中及提高顶替效率的措施低失水微膨胀及胶乳水泥浆体系等大尺寸井眼大温差长封固段一次上返固井技术紊流冲洗液配合加重隔离液提高顶替效率优选强度发展快低失水微膨胀水泥浆，保证对环空的有效封隔优选高性能敏感性低的缓凝剂与降失水剂，实现了大温差长封固段固井采用双密度、双凝水泥浆，配合环空加回压技术，实现平衡压力固井1、固井工艺冲洗液、隔离液体系防漏水泥浆体系MTC、多功能钻井液体系特色固井水泥浆及前置液体系高强度低密度水泥浆体系短候凝水泥浆体系高温深井水泥浆体系高密度水泥浆体系防窜水泥浆体系抗盐水泥浆体系胶乳水泥浆体系新型化学泡沫水泥浆体系2、外加剂及水泥浆体系一、中石油固井取得的主要进展一、中石油固井取得的主要进展PVA（聚乙烯醇类）类降失水剂已经成熟，用量大幅上升AMPS类降失水剂克服了鼓包、包芯及高温稳定问题，抗温及综合性能得到提高，应用范围逐步拓宽2、外加剂及水泥浆体系10大温差及配套系列缓凝剂获得突破一、中石油固井取得的主要进展类别大温差缓凝剂性能指标国内DRH-200L、BCR-260L缓凝剂适用温度80-180℃国外AccuSET*智能缓凝剂适用温度49-121℃HR-25缓凝剂适用温度93-204℃DRH-310S、DRH-320SDRH-100LDRH-200LDRF-120LDRH-100L大温差缓凝剂，适用温度50～120℃DRH-200L、BCR-260L大温差缓凝剂，适用温度80～180℃DRH-310S、DRH-320S大温差缓凝剂，适用温度90～190℃2、外加剂及水泥浆体系防CO2腐蚀水泥成本低，防腐效果良好国内常规体系F11F防腐体系国外防腐体系体系名称腐蚀前抗压强/MPa3个月强度/MPa缓蚀系数腐蚀前渗透率10-3mD3个月渗透率10-3mD国外体系12.049.04.088.400.62常规体系8.225.93.1611.851.08自研体系23.439.21.680.740.75一、中石油固井取得的主要进展一、中石油固井取得的主要进展胶乳水泥浆抗温及抗盐能力得到提高抗温达190℃、抗盐达15％、密度范围为2.0～3开发了增韧材料，提出了水泥石弹塑性改造方法磷酸盐水泥室内研究获得突破自修复固井材料开始研究，有初步进展2、外加剂及水泥浆体系一、中石油固井取得的主要进展超高密度水泥浆及超低密度水泥浆取得重大进展，满足了复杂井眼条件下固井的要求低密度水泥浆现场应用密度3超高密度水泥浆现场应用密度32、外加剂及水泥浆体系超高密度隔离液体系超高密度水泥浆体系超高密度水泥浆与前置液的现场混配技术近平衡压力固井施工工艺技术超高密度井套管安全下入技术系列中、高温缓凝剂系列促凝、早强剂系列抗盐降失水外加剂系列防窜外加剂系列增强材料系列胶乳、纤维改性材料系列膨胀外加剂系列冲洗液隔离液外加剂最高密度3

最低密度3最高温度:190℃（BHCT）最宽温度范围:4～190℃最低弹性模量：降低50%最大应用井深:7946m最大封固段长:5305m最大温差125℃最高应用密度：3

最低应用密度3

一、中石油固井取得的主要进展2、外加剂及水泥浆体系3、固井工具及附件2、国内的固井技术现状尾管悬挂器、分级注水泥器、套管扶正器、套管卡箍、水泥头、浮箍、浮鞋、钻杆/套管保护套等常规固井工具及附件已经形成系列，基本满足了国内及海外固井的需求，部分固井工具及附件的质量及可靠性已接近国外产品水平，占领了国内绝大多数市场份额，具有很强的成本优势自膨胀材料及自膨胀封隔器取得突破防窜自膨胀封隔器：为解决固井后水泥环微环间隙/欠胶结引起的油气水窜问题提供新的辅助密封手段。代替固井自膨胀封隔器：为低压油气井/长水平段水平井/多分支井分段/分支封隔等提供新的技术，密封压力30MPa以上。一、中石油固井取得的主要进展3、固井工具及附件尾管悬挂器开发获得新进展随位自动脱挂旋转尾管悬挂器旋转尾管悬挂器可控尾管悬挂器可膨胀尾管悬挂器获得规模商业应用常规固井工具基本满足现场需求，旋转尾管悬挂器、膨胀尾管悬挂器获得新进展一、中石油固井取得的主要进展3、固井工具及附件技术特点：环空金属密封，密封压力高，不受温度影响悬挂力大，悬挂器通径大在下放和固井时可以实现旋转膨胀式尾管悬挂器商业应用在高载荷作用下，膨胀管塑性变形，内外径变大，与上层套管内壁接触和胀合，形成可靠密封，承受尾管悬重。3、固井工具及附件规格9-5/8×7-5/89-5/8×79-5/8×5-1/27×5-1/27×57×4-1/2环空密封压力，MPa15（油井）/35（气井）悬挂力，KN1000悬挂器内径，mm192136膨胀坐封压力，MPa1828一、中石油固井取得的主要进展一、中石油固井取得的主要进展各油田固井装备水平（水泥车、干混及批混装置）得到进一步提高，水泥车的更新换代，特别是混浆系统的改进（从常规射流混合器逐步演变成内循环射流混合器），对水泥浆的混浆质量起着重要作用水泥干混装置4、固井装备密度自动控制、批次混配系统得到普遍应用密度自动控制系统连续批量混合系统水泥浆自动混拌、密度自动控制、连续批量混合系统得到普遍应用，全自动混浆自动控制系统开始研发4、固井装备一、中石油固井取得的主要进展固井质量智能化控制系统取得初步进展传感器安装位置和方式一、中石油固井取得的主要进展4、固井装备一、中石油固井取得的主要进展近年来，我国油井管制造业发展迅速，油井管自给率已经从2002～2007年一直徘徊在85％左右提高到2010年的97%。主要油井管生产企业的产品在全面覆盖API5DP和5CT的基础上，也开发了系列的非API钢级和特殊螺纹接头油井管国外国内主要特点V&M公司的VM-140、VM-150、VM-155；住友的SM-140G、SM-150G、SM-155G；JFE的NK-140、NKV-150；天钢的TP140V、TP155V；宝钢的BG-140、BG-150；西姆莱斯的WSP-140、WSP-150主要用于深井和超深井，在具有高强度的同时，仍保持较高的冲击韧性深井超深井用油套管5、油套管适用于山前地区7000米以上超深井塔标Ⅱ-1已在克深2等10口井应用克深202井采用塔标Ⅱ-1，测试产气71万方/日塔里木油田设计开发了一套新型尺寸系列井身结构（塔标Ⅱ），采用51/2套管完井，确保41/2套管完井，满足了勘探开发需要优化备用5、油套管一、中石油固井取得的主要进展环空带压理论模型建立及技术应用环空带压主要影响因素压力、温度变化对水泥石胶结性能的影响防止环空带压水泥浆体系及水泥石力学性能防止环空带压模拟装置研制预防及处理环空带压的综合措施紧密堆积水泥浆体系研究紧密堆积数学模型建立四级紧密堆积水泥体系模型的建立紧密堆积功能性材料优选紧密堆积优化水泥浆设计及技术应用一、中石油固井取得的主要进展6、固井基础研究一、中石油固井取得的主要进展水泥环不收缩及弹塑性改造脆性改造材料技术防止收缩的材料技术非水泥基新型材料技术膨胀、弹性水泥浆评价装置设计与评价方法长期稳定封隔技术固井技术的信息化、智能化、集成化固井模拟装置，模拟软件开发固井工程参数的实时采集与控制系统开发工程指挥的专家控制平台系统建立大型固井数据库及技术软件平台系统建设6、固井基础研究报告提纲中石油固井取得的主要进展中石油固井面临的主要挑战下一步固井发展趋势十二五油气战略规划原油稳中有升天然气快速发展非常规天然气步入接替海外油气当量2亿吨

要实现“十二五”油气战略规划，必须转变发展方式，走技术发展之路。二、中石油固井面临的主要挑战4大工程大庆油田4000万吨稳产长庆油田5000万吨上产，建成“西部大庆”建成“新疆大庆”（3300+1540+400）川渝地区300亿方上产3大接替领域页岩气，煤层气，海洋2个“半壁江山”天然气占总量50%海外产量占总量50%1个“牛鼻子”提高单井产量十二五CNPC上游业务的“4321”目标二、中石油固井面临的主要挑战－29

－中国石油2000-2008年完成井数与进尺情况对比图

近几年，为满足储量高峰期工程和保持油气产量箭头朝上的需要，钻井工作量持续快速增长，屡创历史新高，2011年钻井进尺较2005年增加％。

中国石油近年来完成井数与进尺情况对比二、中石油固井面临的主要挑战－30

－中国石油近几年完成的深井和超深井数量

超深井钻井数量快速增长。“十一五”累计完成6000米以上超深井219口，是“十五”期间的倍。二、中石油固井面临的主要挑战国内剩余油气资源40%以上分布在深层近5年我国发现的11个大型油气田，深层占8个油气上产必需动用深层油气资源二、中石油固井面临的主要挑战煤层气深水深层石油天然气勘探开发钻井领域不断扩展致密气致密油页岩气重油、油砂极地页岩油可燃冰计划复杂深井超深井复杂天然气井酸性油气藏致密油气储气库（枯竭气藏、盐穴）海外复杂油气勘探开发低温深水海洋勘探勘探开发目标趋于复杂二、中石油固井面临的主要挑战高温高压分布广泛我国的几大油气区如新疆的塔里木盆地、准噶尔盆地、川渝地区、松辽深层，以及中亚的乌兹别克斯坦、土库曼斯坦，均存在着高温高压问题，一般井深在4500-7000m，井温在150-240℃，压力在100-150MPa以上松辽深层地区地温梯度4℃/100m，4500m井深地温超过180℃乌兹别克斯坦的费尔甘纳盆地地层压力达到了140MPa以上1、复杂深井超深井固井技术地区大型油气田平均埋深(m)新疆塔中油气田6000迪那2气田5500塔河油田5400川东北龙岗西气田6000九龙山气田5000二、中石油固井面临的主要挑战复杂地层分布广泛如塔里木盆地的窄密度窗口、易漏层，塔里木油田、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦的巨厚盐膏层等盐膏层：A区盐膏层厚度450米左右，B区盐膏层厚度900米左右。上下盐层为纯盐层，局部含有高压盐水层。阿姆河右岸气田盐层分布塔里木油田大北气田古近系对比图1、复杂深井超深井固井技术二、中石油固井面临的主要挑战井漏和窄密度窗口的漏喷对固井的挑战

低压漏失井、窄安全密度窗口井堵漏存在较大难度，提高地层承压能力困难；国内防漏外加剂、防漏水泥浆体系及配套施工工艺一方面不能保障施工安全，另一方面封固质量不能满足要求迪那地区目的层裂缝发育川渝地区多层压力体系，高低压力相间，喷漏共存1、复杂深井超深井固井技术二、中石油固井面临的主要挑战2、复杂天然气井固井技术克拉2气田投入生产的14口井中，有12口井生产套管带压。其中，4口井带压10-20MPa，2口井带压超过30MPa在阿姆河右岸气田前期统计的193口井中，带压井39口，占总井数的20.2%；固井时发生气窜有14口，占总井数的7.3%环空带压对天然气井长期安全生产的挑战国内目前深层气井环空气窜和带压问题突出，严重影响了天然气井生产和安全，如川渝地区、塔里木油田、松辽深层天然气、土库曼斯坦等二、中石油固井面临的主要挑战酸性气体分布广泛松辽盆地深层高含CO2，川渝地区、土库曼斯坦高含H2S区块井号相对密度CH4C2H6C3H8IC4H10N2CO2徐家围子徐深10.60592.262.230.380.12.032.16徐深60.586095.232.270.400.110.401.23徐深80.810972.1421.8380.4870.0621.25023.798升平升深2010.600093.7461.4820.1360.0151.3923.104升深2020.600592.6461.4650.1190.0123.2802.413升深2030.586794.0290.8600.0603.8601.191宋芳屯芳深9-11.4388.9390.1550.56990.34芳深100.575396.361.9810.2890.0280.8130.346芳深7011.000753.3540.6370.0220.55545.200安达汪9050.653587.3531.7090.5920.1843.0476.580汪深1010.590392.8401.0480.0540.0165.1310.910达深20.905662.100.6842.63534.573、酸性气藏固井技术含H2S和CO2气体对水泥石、套管及工具具有腐蚀作用，目前在高含H2S、深层高含CO2防腐抗温固井技术还很不完善，不同地层流体介质情况下对水泥石强度、寿命的影响还缺乏研究二、中石油固井面临的主要挑战1000-2000米3000米直井水平井直井压裂水平井压裂水平井钻井技术实现储层接触最大化，增加可动用储量，增加单井产量尤其是水平井多段压裂技术的突破，推动水平井技术再上新台阶4、页岩气固井技术水平井生产套管固井质量直接影响分级压裂与井筒完整性！我国主要盆地和地区的页岩气资源量为（15-30）×1012m3

，具有良好的发展前景二、中石油固井面临的主要挑战Wei201-H1水平井固井质量不理想，压裂过程中都出现了一定的复杂（桥塞遇阻），可能与固井质量有一定关系优质钻井液保证井眼光滑隔离液、清洗液有效清除油基钻井液固井工具（液压式扶正器）提高套管居中度水泥浆体系防窜、良好胶结、水泥环质量解决对策4、页岩气固井技术二、中石油固井面临的主要挑战5、致密油气固井技术

国外页岩气、致密油主要采用“水平井+多段压裂”的开发方式，大幅度提高了单井产量，推动了非常规油气藏有效开发典型的Bakken致密油藏水平井钻完井实践表明，井壁防塌、轨迹控制、长水平段固井等技术的突破，为水平井开发提供技术保障Bakken油田直井/水平井数量中国致密砂岩气资源量约为12万亿立方米，展望未来20年中国天然气产量构成前景，预计到2030年，非常规天然气的产量占到天然气总产量的50%以上，致密砂岩气将为之做出巨大贡献二、中石油固井面临的主要挑战水平段套管居中难，提高顶替效率难度大水平段钻遇泥页岩井壁坍塌，摩阻大，套管下入困难体积压裂对水平井固井质量要求高目前水平段固井质量优良率低，体积压裂施工风险高，存在压窜可能，需要开展提高水平段固井质量研究水平段容易存在砂床5、致密油气固井技术二、中石油固井面临的主要挑战42储气库建设已经列入中国天然气安全稳定供气的重点工程。据规中国石油划总院资料，2015年、2020年中石油天然气销售量1928亿方、3036亿方。若按各地区调峰不均匀系数预测，储气库调峰工作气需求200亿方、340亿方；按天然气销售量的15%预测，储气库调峰工作气量增至289亿方、455亿方。然而，目前所有已建与在建储气库设计工作气总量不到170亿方，未来五到十年年储气库建设任务繁重类型储气库库容量(亿方)工作气量(亿方)工作压力(兆帕)井(口)日注气能力(万方)日处理能力(万方)国家商业储备库双六36.0016.0010.0-24.010直+10平12001500苏桥67.0023.0019.0-48.524直+15平13002100板南8.004.0013.0-31.01直+1平240400呼图壁107.0045.0018.0-34.026直+4平15502800相国寺41.0023.0011.7-28.010直+6平14002855总计259.00111.00

部分国家商业储备库基础参数二、中石油固井面临的主要挑战6、储气库固井技术43项目储气库井常规油气井工作目的季节性调峰和应急用气采油或采气钻井时储层压力系数低（枯竭油气藏储气库）正常生产套管尺寸177.8mm（245mm,139.7mm）139.7mm固井质量要求全井段封固，质量要求高满足生产要求井筒内气流方向频繁地双向流动向外单向流动气流量间断地高速流量稳定流量最大承受压力经常大于地层压力通常小于地层压力管柱承压变化周期性交变应力单向排放压力寿命要求尽可能长，可达数十年受可采量限制，年限要求较短储气库井与常规油气井的区别储气库井一次固井质量要求高运行时需要承受注、采交变载荷，对井筒密封性能（管串、水泥环）要求高单井封隔质量差，影响整个井组安全运行窜气、带压处理难度大，管理复杂，成本高储气库井固井的特殊性：二、中石油固井面临的主要挑战6、储气库固井技术套管串的长期密封完整性套管串本体、丝扣在复杂条件下的有效密封分级箍、悬挂器等固井工具的有效密封水泥环的长期密封完整性保障一次固井的成功率与优质率水泥环在交变载荷下与地层、套管的力学性能匹配水泥环力学性能的长期安定性储气库所在地事故发生时间事故描述事故注解美国科罗拉多州2006年10月气体泄漏，储气库运行中断，当地13户家庭（共计52人）紧急疏散注采井泄漏，固井质量存在问题美国伊利诺伊州1997年2月爆炸及火灾，3人受伤油田在储气库区勘探钻井过程中气体迁移德国巴伐利亚2003年注采井井筒环空压力升高固井质量存在问题美国加利福尼亚州1975年气体从气藏迁移至邻近区域泄漏至地表气体首先迁移至浅表地层，地表橡树砍伐后泄漏至地面美国加利福尼亚州1940年至今储气库气体迁移地质构造存在断层，气体迁移至邻近区域美国路易斯安那州1980~1999年注气量超负荷，注入气体发生迁移储气库在注气过程迁移，储库仍维持运行美国加利福尼亚州1970年代气体迁移气体由储气库迁移至地表，已关停储库美国加利福尼亚州不详套管鞋泄漏，注采井损坏套管鞋泄漏修复过程中注采井不慎损坏美国加利福尼亚州不详套管腐蚀，注采井损坏腐蚀套管修复过程中注采井不慎损坏6、储气库固井技术二、中石油固井面临的主要挑战地层压力低，易漏失，高性能低密度水泥浆配方设计及保证安全施工困难部分井段井径不规则，套管居中难度大多采用水平井，井眼多次承压处理，顶替效率低部分井上部地层存在水、气窜多种复杂并存，固井施工综合难度大保证一次固井合格率是保证储气库长寿命安全运行的前提中石油在建的6座储气库一次固井的共性难点二、中石油固井面临的主要挑战6、储气库固井技术深水油气资源勘探开发现状我国是世界上海底油气资源非常丰富的国家之一，有“第二个波斯湾”之称，但是，由于国内海洋钻井装备技术薄弱，配套能力差，对外依赖度高，致使海上油气田开发进程缓慢中国海洋油气年产量达到5000万吨油当量，成功建成一个“近海大庆”。深水油气资源正在加紧勘探开发，致力再建一个“深水大庆”

7、低温深水固井技术二、中石油固井面临的主要挑战低温深水固井遇到的技术主要问题表层低温水泥浆温度的演变规律密度“窗口”狭窄，地层易压漏潜在的浅层水窜和气窜顶替效率差深水海底温度7、低温深水固井技术二、中石油固井面临的主要挑战水泥浆密度低水泥浆失水低顶替效率高较短的过渡时间和较快的强度发展水泥环具有长期密封完整性低温深水固井对水泥浆的基本要求墨西哥湾钻井平台爆炸事件7、低温深水固井技术二、中石油固井面临的主要挑战

“十一五”期间中石油完成了海外油气全球业务布点，形成了“中亚-俄罗斯、中东、美洲、非洲、亚太”五大海外油气合作区。“十二五”末，海外油气作业产量将达到2亿吨,占据“半壁江山”，规划要求自主勘探支撑5500万吨二、中石油固井面临的主要挑战8、海外油气田复杂井固井苏丹三大项目苏丹红海项目乍得项目尼日尔项目伊朗3区中国石油目前海外主要风险勘探项目分布滨里海东缘中区块项目PK项目阿姆河右岸项目乌费尔干纳项目海上项目二、中石油固井面临的主要挑战“两伊、中亚、南美”计划作业产量占海外油气产量的80%以上施工区域逐步向难点地区推进，钻井难点问题多，给固井提出了挑战8、海外油气田复杂井固井地质条件复杂（高压、高含硫、巨厚盐膏层）压力系统复杂，特殊工艺井技术要求高（丛式井，羽状水平井）钻完井技术难度大（浅层长水平段丛式三维水平井）伊朗(南阿、北阿、南帕斯)储层非均性强，压力系统复杂，裂缝发育伊拉克(哈法亚、鲁迈拉、绿洲)多层严重漏失、井壁不稳定、密度窗口窄土库曼斯坦（阿姆河右岸）深井，高温、高压、高产、高含硫、含巨厚盐膏层哈萨克斯坦（阿克纠宾地区）封固段长，环空间隙小，井漏，气窜，固井质量差委内瑞拉（胡宁4）位垂比大、摩阻大，钻进、下管柱困难二、中石油固井面临的主要挑战全球发展，天然气、复杂井将越来越多，水泥环密封挑战更多8、海外油气田复杂井固井二、中石油固井面临的主要挑战复杂井一次作业成功率有待提高提高固井一次作业成功率，是确保工程技术安全的关键，是提高固井质量的保障，省略后期补救作业复杂层间有效封隔能力不强实现层间有效封隔，是后续安全钻井的保障，是提高开发效益的保障长寿命封固质量无法确保固井的长期封固质量，是延长油气井寿命的关键，是提高单井综合经济效益的关键有办法无把握核心问题：密封完整性结构完整性腐蚀完整性报告提纲中石油固井取得的主要进展中石油固井面临的主要挑战下一步固井发展趋势以服务于油气勘探开发业务为目标，以提升固井技术水平和核心竞争力为出发点，加强固井技术发展的战略规划和管理以基础理论研究为突破，以创新固井工艺技术为核心，实现装备、工具及附件、外加剂、软件的共同发展坚持科研与生产相结合，工程与技术相结合，发挥直属院所、企业院所和石油院校的技术优势和人才优势，调动生产企业的积极性指导思想：三、下一步固井发展趋势密封完整性结构完整性腐蚀完整性基础理论研究功能性水泥浆体系配套工艺技术功能性固井