The Effect of Pre-Applied Annulus Back Pressure Cementing on Radial Stress of Interfaces in Double Layer Casing Systems
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摘要: 环空加压固井技术能有效提高水泥环密封能力、降低环空带压问题的发生，为了准确掌握其作用的力学机理，基于弹性力学和界面位移连续条件，考虑环空加压固井施工过程，建立了环空加压固井套管–水泥环界面应力计算模型，研究了环空加压固井提高双层套管–水泥环系统密封能力的力学机理，并采用试验方法验证了理论模型的准确性。利用建立的力学分析模型，研究了各因素对界面密封能力的影响规律。研究结果显示：提高固井过程中环空加压压力可显著增大界面上产生的径向压应力，提高水泥环的密封能力；界面径向应力随环空压力增大呈线性增加；环空加压固井对提高内层套管–水泥环界面密封能力的效果更好；水泥环弹性模量越大，界面处的径向应力越大，密封能力越强。研究结果表明，环空加压固井能显著提高界面密封能力，利用建立的力学模型能定量计算界面处的径向应力。研究成果对油气井环空加压固井设计与施工具有重要意义。Abstract: Pre-applied annulus back pressure cementing can effectively improve the sealing ability of cement sheaths and reduce the occurrence of annulus pressure buildup. In order to accurately understand the mechanical mechanism, the model for calculating the stress on the casing-cement sheath interface was developed based on elastic mechanics and continuity condition of interfacial displacement with consideration of the operation process of pre-applied annulus back pressure cementing. With the model, the mechanical mechanism for improving sealing ability of the system of double layer casing-cement sheath with pre-applied annulus back pressure cementing was further studied. The accuracy of the theoretical model was verified by experiments. The influence of various factors on the sealing ability of the interface was studied by the mechanical model proposed. The results showed that increasing the pre-applied annulus back pressure during cementing could significantly increase the radial stress on interface, resulting in strengthening the sealing ability of cement sheath. The radial stress on interface increases linearly with the increase of annulus pressure. The pre-applied annulus back pressure cementing works better on the improvement of sealing ability of the inner casing-cement sheath interface. A relationship was delineated: the greater the elastic modulus of the cement sheath, the greater the radial stress on the interface, and the stronger the sealing ability. The results indicated that the pre-applied annulus back pressure cementing could significantly increase sealing ability of the interface, and the model has provided a quantitative calculation method for the radial stress on the interface. The research finding is of great importance to the design and operation of the pre-applied annulus back pressure cementing in oil and gas wells.
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鄂尔多斯盆地东部气田位于伊陕斜坡东部近南北向的次级隆起带，受海水振荡及中央古隆起的阻隔影响，沉积为腐泥型有机质类型的古隆起奥陶系海相盐下碳酸盐烃源岩气藏[1-5]。随着对该气田地质构造认识的不断深入和工程技术水平的不断提升，2021年，MT1井试气获得35.2×104 m3高产工业气流，奥陶系海相盐下碳酸盐岩复杂气层勘探开发获得新突破。但是，该井在钻进奥陶系碳酸盐岩储层过程中溢流、井漏、缩径、井塌、卡钻等井下故障和复杂情况频繁发生，导致机械钻速低，钻井周期长达81.17 d，其中处理井下溢流耗时4.71 d，如何实现奥陶系盐下高含硫碳酸盐岩储层安全高效钻进成为当前亟需解决的难题。为此，开展了“储层专打”井身结构设计、优良高抗硫井控装备及工具的标准配套、“高效PDC钻头+大扭矩单弯螺杆+MWD+随钻震击器”储层段复合钻井防斜防卡打快技术、精细控压钻井技术及饱和盐水钻井液等技术攻关及集成配套，形成了鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫储层安全高效钻井技术，并在该气田的5口井进行了应用，提速效果显著，平均钻井周期大幅缩短，为奥陶系盐下深层碳酸盐岩裂缝性油气资源的高效勘探开发提供了技术支撑。
1. 储层岩性特点及钻井技术难点
鄂尔多斯盆地东部气田主要储层为下古生界奥陶系马家沟组碳酸盐岩地层，自上而下分为马六段、马五1–5亚段、马五6–10亚段、马四1亚段、马四2亚段、马四3亚段、马三段、马二段、马一段和寒武系三山组，其中马五1+2亚段为风化壳储层，马五4亚段、马五5亚段、马五6亚段、马五7亚段、马四段和马三段为白云岩储层，岩性致密，具有高压低渗特点，属高含硫气藏，埋深2 500～3 300 m，其中马六段、马四段和马二段为局限台地沉积，发育厚层碳酸盐岩；马五段、马三段和马一段为蒸发台地沉积，膏岩、盐岩与薄层白云岩、泥质碳酸盐岩互层发育，厚度大，分布面积广；马五5亚段、马四段为含H2S高压气层；三山组、张夏组为深灰色泥质云岩、云质灰岩。该气田奥陶系盐下高含硫碳酸盐岩储层钻井作业主要存在以下技术难点：
1）奥陶系马家沟组储层存在古风化壳碎屑岩层、大段膏盐层和泥质碳酸盐岩互层，其中马一段、马三段和马五6 亚段等含厚度80～140 m的盐岩段，钻井期间缩径、井塌、卡钻、井漏等井下故障和复杂情况频繁发生，且处理难度大，处理周期长。
2）奥陶系马五5亚段、马四段储层为晶间孔、微裂缝发育，埋藏深度2 800～3 000 m，地层压力系数达到1.58～1.64，地层压力达到40.05～42.39 MPa，钻井过程中易出现气侵、溢流等井下复杂情况，井控风险高。
3）奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层属于被视为“禁区”的高含硫气藏[6-12]，H2S 含量达到32 633.60～50 130.50 mg/m3，腐蚀性强，对井控设备、钻具等装备的材质、机械性能等的要求更高，且易对人员造成人身伤害，安全钻井难度大。
4）上部奥陶系马四段储层存在异常高压气层，下部寒武系、长城系地层压力低，钻进地层交界面时易发生井漏，导致溢漏同存，钻井井控风险高，处置难度大。
5）马家沟组碳酸盐岩储层灰质含量高，岩性致密，可钻性级值 6.5～7.5，钻进过程中PDC钻头易磨损，单只钻头进尺少，机械钻速低于4.0 m/h，无法满足安全快速钻进的需求。
6）钻遇大段膏盐层及含H2S、CO、CO2 等酸性气体高压储层，极易造成高密度钻井液发生钙侵、盐侵和泥侵，导致钻井液被污染，造成钻井液性能无法满足安全钻井的需要，钻井液维护处理难度大[13-15]。
2. 安全高效钻井技术
为满足鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫碳酸盐岩储层安全高效钻井需求，从井身结构设计、高抗硫井控装备与工具标准配套、储层复合钻井防斜防卡打快技术、精细控压钻井技术、高密度饱和盐水钻井液等方面进行了技术攻关，形成了该盆地东部气田盐下高含硫储层安全钻井技术。
2.1 井身结构设计
对地层三压剖面预测结果（见表1）及MT1井完井资料进行综合分析，结合该区域地层特性及钻井技术难点，进行井身结构设计。由表1及MT1井的实钻情况可知：
表 1 鄂尔多斯盆地东部气田地层三压力剖面预测结果Table 1. Prediction results of formation three-pressure profiles in the eastern gas fields of Ordos Basin地层 井深/m 地层孔隙压力梯度/
（MPa·（100 m−1））地层破裂压力梯度/
（MPa·（100 m−1））地层坍塌压力梯度/
（MPa·（100 m−1））三叠系 延长组—和尚沟组 1340 0.50～0.75 2.10～2.20 0.60～0.75 刘家沟组 1620 0.50～0.75 1.35～1.45 0.50～0.75 二叠系 石千峰组 1905 0.50～1.00 1.75～2.15 0.65～0.90 石盒子组 2220 0.50～1.25 1.60～2.05 0.75～0.80 山西组 2340 0.50～0.85 1.60～2.05 0.65～0.75 太原组 2385 0.50～0.90 1.60～2.15 0.75～0.80 石炭系 本溪组 2445 0.50～1.35 1.60～2.05 0.75～0.90 奥陶系 马五1-5亚段 2540 0.75～1.50 1.50～1.75 0.85～0.90 马五6-10亚段 2735 0.75～1.35 1.50～2.00 0.85～0.90 马四1亚段 2780 0.90～1.25 1.50～1.60 0.85～1.05 马四2亚段 2835 0.90～1.25 1.50～1.60 0.85～1.05 马四3亚段 2885 0.90～1.25 1.40～1.90 0.75～0.85 马三段 3085 0.50～1.35 1.55～1.85 0.75～0.85 马二段 3175 0.50～0.90 1.30～1.75 0.75～0.85 马一段 3240 0.50～1.35 1.50～1.75 0.75～0.85 寒武系 张夏组 3290 0.50～1.30 1.60～1.85 0.75～0.85 1）根据地层孔隙压力梯度，将地层分为2套压力系统，第1套为第四系至石炭系本溪组，地层孔隙压力梯度0.50～1.00 MPa/100 m，仅石盒子组、本溪组等个别地层的孔隙压力梯度达1.25 MPa/100 m；第2套为奥陶系马家沟组，地层孔隙压力梯度相差较大，达到0.75～1.60 MPa/100 m，较第1套地层压力梯度高0.25～0.60 MPa/100 m。
2）从破裂压力梯度来看，第四系至石炭系本溪组地层破裂压力梯度为1.60～2.20 MPa/100m，地层承压能力较高，但刘家沟组地层破裂压力梯度为1.35～1.45 MPa/100m，地层承压能力较低，易发生破裂而引起井漏；奥陶系马家沟组地层破裂压力梯度为1.30～1.90 MPa/100m，较第四系至石炭系本溪组地层破裂压力梯度低。
3）分析地层坍塌压力发现，马四1–2亚段存在盐膏层，坍塌压力梯度1.08 MPa/100 m，采用低密度钻井液钻进时井壁易失稳垮塌，其余地层的坍塌压力梯度较低，地层稳定性相对较好。
4）塌漏矛盾突出，储层井控风险高。该气田已钻井MT1井实钻情况显示，刘家沟组地层承压能力低，钻井液密度大于1.20 kg/L时，易发生失返性漏失；二叠系石千峰组、石盒子组、山西组及石炭系本溪组泥岩、煤层等地层，钻井液密度低于1.20 kg/L时易失稳垮塌；奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层存在异常高压、大段膏岩层，井控及井下安全风险高。
根据该气田地层三压力剖面，考虑邻井钻井过程中出现的井下故障及复杂情况，认为可以将三叠系延长组至石炭系本溪组设计在同一开次钻进，对于承压能力低的刘家沟组可采取承压堵漏措施，提高地层承压能力；由于奥陶系马家沟组存在异常高压、大段膏岩层，溢流、井涌和井塌的风险高，只能提高钻井液密度实现安全钻进，需下入一层套管封隔马家沟组顶部及以上地层。由此可知，2个必封点分别为地表第四系欠压实地层和三叠系延长组至奥陶系马家沟组顶部。因此，设计采用“储层专打”的三开井身结构：一开，采用ϕ444.5 mm 钻头钻至井深500 m，ϕ339.7 mm表层套管下至井深 500 m，封固第四系欠压实地层；二开，采用 ϕ311.1 mm 钻头钻至井深 2 795 m，钻穿石炭系本溪组，进入奥陶系马家沟组30 m，ϕ244.5 mm套管下至井深 2790 m，封固三叠系刘家沟组、二叠系和石炭系；三开，采用 ϕ215.9 mm 钻头钻进马家沟组盐下高含硫碳酸盐岩储层段，进入寒武系张夏组50 m完钻，下入 ϕ177.8 mm 套管固井（见图1）。
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图 1 鄂尔多斯盆地东部气田井身结构设计结果Figure 1. Design result of casing program in the eastern gas fields of Ordos Basin2.2 高抗硫井控装备与工具的标准配套
东部气田奥陶系马家沟组盐下碳酸盐岩储层产出气中硫化氢含量高，马五段、马四段地层压力系数高达1.64，钻井过程中井控风险高。为此，开展了高标准井控装备的集成配套，形成了适合该气田盐下高含硫井井控装备与工具的标准配套，确保了高含硫井井控安全。
1）高抗硫防喷器组。选用高抗硫EE级材质的防喷器组合，自上而下分别为35 MPa旋转防喷器（FX35-17.5/35 MPa）+70 MPa环形防喷器（FH35-70）+70 MPa剪切闸板防喷器（FZJ35-70）+70 MPa双闸板防喷器（2FZ35-70）+70 MPa四通（FS35-70）+105 MPa芯轴式标准双级套管头，防喷器组中所有与井内流体等介质接触的区域均采用镍基合金堆焊，以提高其防腐能力。
2）节流压井管汇组。选用EE-1.5级高抗硫材质、压力等级70 MPa的节流管汇（2YJG-70）和压井管汇（YG-70），节流阀的内腔、阀座、阀盖和垫环槽，各阀门、管件的垫环槽部位中与流体接触处均采用镍基合金堆焊，应用SS316不锈钢钢圈；采用专用硬质抗硫材质、与标准法兰连接的防喷管线，主通径≥103.0 mm，节流管汇、压井管汇与四通平直连接，防喷管线平直接至距井场100 m的放喷池，主防喷管线采用电子自动点火装置；液气分离器罐内径1 200 mm，容积6 m3，最大处理量8 000 m3/d，额定工作压力1.6 MPa，进液管线内径103.0 mm，排液管线内径应大于进液管线内径，排气管线内径不小于203.3 mm。
3)辅助防喷工具。配备高抗硫钻具内防喷工具、防硫钻具等专属防硫装备及工具，包括钻具止回阀、顶驱上下旋塞阀、钻杆回压阀抢装工具、防喷钻杆；配备与钻杆尺寸相符的液压“死卡”及绳索各1套、钻台“一键关井”应急操作台、SS105级防硫钻具。
4）安全应急装备。除了正压式呼吸器、空呼充气机、便携式检测仪等常规防护设施外，增配了鼻夹式逃生呼吸器，H2S、CO、CH4、O2“四合一”便携式气体检测仪，CO2及SO2复合式气体检测仪，最大量程为1500 mg/m3（1 000 ppm）的H2S检测仪，12通道固定式气体检测仪，并在井场四角安装硫化氢监测仪等有毒有害气体监测防护设施；增设2个容量24 m3的立式重晶石罐，6个容量50 m3的加重浆储备罐，共储备密度1.80 kg/L的加重浆300 m3，全力保障高含硫盐下井井控安全。
2.3 储层段复合钻井防斜防卡打快技术
为提高碳酸盐岩储层机械钻速，并实现井眼轨迹的高效控制，通过优选高效PDC钻头及大扭矩单弯螺杆、应用MWD无线随钻测斜仪和优化钻具组合，形成了“高效PDC钻头+大扭矩单弯螺杆+MWD+随钻震击器”的储层段复合钻井防斜防卡打快技术。
1）高效PDC钻头优选。奥陶系马家沟组储层的岩溶角砾岩、云质泥岩、泥质膏质云岩、深灰色灰岩、膏盐岩及硬石膏互层发育，非均质性强，灰质含量高，抗研磨性强；寒武系巨厚深灰色泥质云岩、云质灰岩具有岩石强度高，硬度大等地质特性，优选了冠部形状为单圆弧抛物线的五刀翼（2主+3辅）PDC 钻头，匹配进口异形切削齿（如图2所示），将传统的“剪切”破岩方式变为“剪切+挤压”复合破岩方式，减少剪切不均质地层时因蹩钻而造成的钻头崩齿损坏；采用双排加密、高攻击角度布齿设计，优化前后排切削齿出刃高度差，前排布置25 颗ϕ16 mm的主切削齿，肩部增加3颗异形齿，以增强钻头抗冲击性及研磨性，提高钻头的破岩效率。
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图 2 异形切削齿高效PDC钻头Figure 2. High-efficiency PDC drilling bit with irregular-shapedcutting tooth2）大扭矩单弯螺杆优选。针对PDC钻头在“高转速+高钻压”条件下切削齿接触研磨性强的碳酸盐岩地层瞬间产生过大冲击载荷，易造成切削齿崩齿损坏的问题，可选择“低转速+大扭矩+高钻压”的钻井参数，并优选低转速大扭矩螺杆，通过降低螺杆转速、增大螺杆扭矩、逐步提高钻压的方式，提高PDC钻头钻进硬地层的切削效率，并达到有效保护PDC钻头的目的[16-17]。为此，优选了5级7∶8头低转速大扭矩螺杆（7LZ172×7.0-5型），其转速84～168 r/min，最大允许排量38 L/s，最大扭矩能够达到12 165 N·m，最大功率180 kW，可满足低转速、大扭矩、高钻压条件下高效破岩的要求。
3）预弯曲动力学防斜纠斜防卡钻具组合优化。为实现碳酸盐岩储层井眼轨迹的高效控制，达到防卡、提速的目的，选用由单弯螺杆、MWD无线随钻测斜仪和随钻震击器组成的预弯曲动力学防斜纠斜防卡钻具组合，实现井眼轨迹的实时监测和导向控制[18-20]。钻具组合为ϕ215.9 mm PDC钻头＋7LZ172×1.25°弯螺杆（ϕ210.0 mm稳定器）＋ϕ212.0 mm稳定器＋461×460回压阀+ϕ165.1 mm钻铤×9根+461×410转换接头+ϕ165.1 mm随钻震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆×15 根+ϕ127.0 mm钻杆。主要钻井参数：钻压60～100 kN，转速 50～60 r/min，排量 32～34 L/s，泵压15～19 MPa。
2.4 精细控压钻井技术
该气田奥陶系马家沟组盐下碳酸盐岩储层钻进过程中易发生气侵、井涌和井漏，溢漏转换密度窗口窄，井控风险高，处置难度大等问题，首次探索性应用了精细控压钻井技术。该技术通过控制井口回压，实现井筒压力微过平衡[21-22]，钻进时控制井口回压不超过3.0 MPa，接单根、带压起钻时，控制井口回压不超过5.0 MPa。若井口回压＜5.0 MPa，采用节流管汇循环排气、点火；若井口回压≥5.0 MPa且有明显持续升高趋势，立即关闭防喷器，转换为节流管汇循环排气、点火或者提高钻井液密度。控压钻进过程中，当井口回压逐渐升至5.0 MPa时，按照循环周以0.01 kg/L的幅度逐步提高钻井液密度，以降低井口回压，保证井口安全；若发生溢流，立即关井，求取关井立压，据此控制井口套压不超过5.0 MPa，采用精细控压自动节流控制系统节流循环除气点火，调整钻井液密度循环压井，当井口套压接近5.0 MPa时，转换节流管汇循环压井；采用“控压起钻+重浆帽”的起钻方式，裸眼井段起钻时控制井口压力不超3.0 MPa，钻头进入技术套管后，泵入重浆帽，保持储层上部钻井液液柱压力比地层孔隙压力高3.0 MPa，封住储层裸眼井段，再正常起钻。起钻过程需连续灌浆，下钻过程采用原井浆循环替出井内重浆，并逐步实时调整控压值。现场实践表明，精细控压钻井技术可有效减少因地层压力敏感引起的气侵、井涌、井漏等井下复杂情况，实现高含硫盐下储层的安全钻进。
2.5 高密度饱和盐水钻井液技术
奥陶系马家沟组盐下高含硫碳酸盐岩储层存在大段膏盐层，为防止膏岩、盐岩水化溶解分散造成井壁失稳垮塌，压稳高压气层，确保井下及井控安全，应用了具有极强“抗盐、抗钙、抗泥”污染能力的高密度饱和盐水钻井液，其基浆配方为：清水+0.20%～0.30%烧碱+2.00%～3.00%抗盐土+0.50%BLA-MV + 0.05%K-PAM+5.00%树脂+4.00%沥青+3.00%封堵剂+0.10%～0.20%黄原胶+25.00%NaCl+8.00%～10.00%KCl+重晶石+1.00%～2.00%除硫剂。为防止钻遇高压气层时出现气侵，依据地层孔隙压力系数，三开钻进前，将钻井液密度调整为1.35 kg/L，钻开储层后利用精细控压钻井技术逐步提高钻井液密度，以平衡地层压力，确保井控安全；钻井液中加入8.00%～10.00%KCl+25.00% NaCl，控制钻井液中Cl−质量浓度为170～190 g/L，以降低滤液水活度，防止盐岩水化溶解。同时保持钻井液中K+质量浓度较高，以增强钻井液抑制性，抑制泥页岩与钻屑的水化分散，确保盐膏层、泥岩夹层井段井壁的稳定[23-25]。钻井液主要性能：密度1.35～1.80 kg/L，漏斗黏度50～70 s，动切力8～15 Pa，塑性黏度小于55 mPa∙s，初切力1～4 Pa，终切力3～6 Pa，API滤失量≤5.0 mL。
钻井液主要维护处理措施为：
1）钻井液中加入1.0%～2.0%除硫剂，保持其pH值≥10；钻进高压地层和高气测井段时，将除硫剂加量提高至2.0%，使钻井液pH值达到11，提高钻井液抗酸性气体污染的能力。
2）钻进含膏地层时，将钻井液中的纯碱加量提高至0.3%～0.5%，控制钻井液矿化度≤400 mg/L，严防钻井液钙侵污染。
3）三开钻进中加入4.0%～6.0%的GT-MF、单封类随钻堵漏剂，逐步提高地层承压能力。
4）采用清水配置胶液，通过胶液罐均匀混入钻井液，胶液补充速率小于2.5m3/h，以保持钻井液流变性和脱气性能的稳定。
5）钻进过程中，保持钻井液中树脂类处理剂加量大于5.0%、沥青类处理剂加量大于4.0%、超细碳酸钙加量大于3.0%，以控制滤失量，形成优质滤饼，提高护壁能力。
3. 现场应用效果
2022年，鄂尔多斯东部气田盐下高含硫储层安全高效钻井技术在佳县、榆阳区块5口井进行了现场应用，钻机月速度1456 m/台月，平均钻井周期54.3 d，平均机械钻速8.35 m/h，与同区域未应用该技术的邻井MT1井相比（见表2），钻井周期缩短了33.1%，钻机月速度提高了35.28%，机械钻速提高了67.67%，提速效果显著，且三开钻进碳酸盐岩储层段过程中未发生井塌、井漏、卡钻等井下故障或复杂情况，首次实现了长庆油田高含硫气藏安全高效钻井，为奥陶系盐下深层碳酸盐岩裂缝性油气资源的高效勘探开发提供了技术支撑。
表 2 2022年完成的5口井与前期同区域邻井MT1井的主要钻井指标对比Table 2. Comparison of key indicators of five wells completed in 2022 with early adjacent well MT1 in the same area年份 完井
数量/口平均
井深/m储层井段
平均长度/m储层井段三开
钻井周期/d储层井段机械
钻速/（m·h−1）平均井径
扩大率，%钻井
周期/d钻机月速/
（m·台−1·月−1）机械钻速/
（m·h−1）2022 5 3230 590 11.67 6.85 6.16 54.30 1456.00 8.35 2021 1 3190 805 24.33 4.03 11.70 81.17 1076.32 4.98 由表2及实钻结果可以看出：
1）5口井三开储层井段平均钻井周期11.67 d，较MT1井缩短了52.03%；平均机械钻速6.85 m/h，较MT1井提高了69.97%；平均井径扩大率6.16%，直井最大井斜角2.8°，井底位移5.80 m，井身质量达标，机械钻速显著提高。
2）精细控压钻井技术能够有效发现气侵和井漏，且处置高效，有效降低了复杂时效，实现井控安全。其中，YY1井第一时间发现气侵3次与井漏1次，最高控压3.5 MPa，控压钻井期间，成功点火30次；M172井第一时间发现气侵1次，最高控压3.2 MPa，控压钻井期间，成功点火15次，实现了钻进、起下钻、后效处置作业全程精细控压，确保了钻井作业安全。
3）5口井钻进过程中，高密度饱和盐水钻井液的性能均能保持稳定，且抑制防塌性能、流变性和脱气性良好，携岩效果好，未发生井壁失稳垮塌等井下复杂情况。其中，MT6井三开2 529～2 950 m井段钻遇膏岩层占比19.0%，盐岩占比9.7%，钻井周期2.58 d，机械钻速高达8.42 m/h，平均井径扩大率3.37%，电测、起下钻、下套管和固井施工作业均顺利完成。该井三开井段钻井液主要性能见表3。
表 3 MT6井三开井段钻井液主要性能Table 3. Main performance of drilling fluid in the third section of Well MT6井深/m 密度/（kg·L−1） 漏斗黏度/s 滤失量/mL 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa 静切力/Pa c（Cl−）/（mg·L−1） pH值 2550 1.40 51 4.8 40 9.0 1.5/3.0 177 500 10.0 2650 1.54 53 4.2 42 10.5 2.0/3.0 184 600 10.5 2750 1.60 65 4.0 45 12.0 3.0/5.0 191 700 10.0 2850 1.73 67 3.8 47 14.0 3.0/5.0 188 100 10.5 2950 1.80 72 4.0 54 16.0 4.0/6.0 195 200 11.0 4. 结论与建议
1）针对鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫储层钻井中存在的机械钻速低、溢流、井漏、缩径、井塌、卡钻等井下故障和复杂情况频繁发生的技术难点，通过技术攻关与技术集成，形成了以井身结构设计、高抗硫井控装备与工具的标准配套、精细控压钻井技术、高密度饱和盐水钻井液等关键技术为核心的盐下高含硫储层安全高效钻井技术，并在该气田5口井进行了成功应用，机械钻速大幅提高，且有效保证了井下安全。
2）精细控压钻井技术能实现井筒压力平衡重建，解决了储层安全密度窗口窄、溢流、井漏等井下复杂情况，实现了盐下高含硫储层的安全钻进。
3）现场应用效果表明，高密度饱和盐水钻井液具有良好的“抗盐、抗钙、抗泥”污染性能和良好的润滑防卡性能，解决了碳酸盐岩储层钻井过程中的井塌、溢流和卡钻等技术难点，满足了膏盐岩地层安全钻井的需要。
4）为进一步提高盐下高含硫储层钻井速度，建议开展“高效PDC钻头+恒扭矩工具+大扭矩单弯螺杆+MWD+随钻震击器”钻具组合的优化，以提高单只钻头进尺，实现碳酸盐岩储层一趟钻完钻。
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图 1 套管–水泥环–地层岩石系统力学分析模型
Figure 1. Mechanical model of casing-cement sheath -formation rock system
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图 2 全尺寸多功能水泥环密封评价装置
1.套管压力控制阀；2.环空压力控制阀；3.套管内流体排放阀；4.环空进气阀；5.加热管；6.数据采集与分析系统
Figure 2. Full-size multifunctional evaluation device for the sealing ability of cement sheath
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图 3 不同环空压力下环空氮气流量与进气口压力的关系
Figure 3. Relationship between nitrogen flow rate in annulus and inlet pressure under different annular pressure
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图 4 不同环空压力下界面径向应力与水泥环弹性模量的关系
Figure 4. Relationship between radial stress on interface and elastic modulus of cement sheath under different annulus pressure
表 1 理论计算和试验测得的气窜压力
Table 1 Gas channeling pressure obtained by theoretical calculation and experiment
环空压力/MPa 气窜压力/MPa 相对误差，% 试验 计算 0 0.8 0.8 0 5 3.7 3.5 5.40 10 6.4 7.2 12.50 15 9.8 10.7 9.18 
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表 2 页岩气井井身剖面力学参数
Table 2 Mechanical parameters of casing program of shale gas wells
井身剖面 外径/mm 厚度/mm 弹性模量/GPa 泊松比 水泥环2 311.1 33.35 12/10/8 0.25 中间套管 244.5 11.99 210 0.30 水泥环1 220.5 40.41 12/10/8 0.25 生产套管 139.7 12.34 210 0.30
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