Novel Advancements and Development Suggestions of Cementing Technologies for Deep and Ultra-Deep Wells of Sinopec
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摘要:
我国深层超深层油气井固井面临高温、高压、复杂介质和复杂工况等的挑战，水泥环长效密封完整性难以保证，常规固井技术与装置不能满足需求，亟需理论创新和研究井筒完整性固井新技术。近年来，中国石化通过科研攻关，完善了固井水泥环密封完整性理论体系，建立了复杂工况条件下的水泥环密封失效控制方法，研发了“防窜、防腐、防漏、防损伤”高性能水泥浆，研制了适用于深层复杂工况环境的固井尾管悬挂器、分级注水泥器及配套附件，提出了固井优化设计新方法，形成了深层复杂油气藏固井新技术。建议今后进一步完善特色水泥浆技术体系，研发绿色、智能环保材料，攻关固井技术信息化与智能化，持续推进基础理论研究，提高深层超深层复杂油气井固井质量。
Abstract:In China, cementing for deep and ultra-deep oil and gas wells faces challenges, e.g. high temperature and pressure, complex formation media, and complex operation conditions, etc. The long-term seal integrity of cement sheath cannot be guaranteed, and conventional cementing technologies and equipment fail to meet the needs. Therefore, new cementing theories and technologies to ensure wellbore integrity are desperately needed. In recent years, Sinopec has improved the theory system of seal integrity of cement sheath for cementing, established seal failure control methodologies of cement sheath under complex operation conditions, and developed high-performance cement slurry with the advantage of anti-channeling, anti-corrosion, anti-leakage, and anti-damage through scientific research. In addition, liner hangers for cementing, multi-stage cement injectors, and associated accessories suitable for deep complex working conditions have been designed, new methods for optimizing cementing design have been established, and new cementing technologies for deep complex oil and gas reservoirs have come into being. In the future, it is suggested to further improve the technical system of characteristic cement slurries, develop green and intelligent environment-friendly materials, strengthen the informatization and intelligence of cementing technology, continuously promote basic theoretical research, and enhance the cementing quality of deep and ultra-deep complex oil and gas wells.
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Keywords:
- deep well /
- ultra-deep well /
- cementing /
- cement slurry /
- drilling liner hanger /
- technical advancement /
- development suggestion /
- Sinopec
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我国的页岩油资源丰富，主要分布在中新生界陆相沉积盆地，如松辽盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、四川盆地等，技术可采资源量43.52×108 t[1–3]。近年来，页岩油成为国内油气勘探开发的热点，并初步实现了有效开发[4–6]。国外页岩油以衰竭开发为主[7–8]，水平井分段压裂后初始采油速度较高，但产量递减快，大量原油滞留于页岩储集层孔隙中，后续能量难以补充，基质与裂缝难以有效沟通[9–12]，年递减率高达70%。苏北溱潼凹陷阜二段页岩油资源量6.8×108 t，2020年，溱潼凹陷深凹带部署的SD1J井测试产油量50.9 t/d，第一年平均产油量29.1 t/d，年递减率达到60%。CO2有良好的注入能力，在原油中具有较好的溶解性和较强的萃取能力，通过与原油接触，发生扩散、溶解、抽提和混相作用，可以降低原油黏度和界面张力。因此探索页岩油注CO2吞吐提高采收率技术具有广阔的应用前景。
常规油藏注CO2提高采收率技术已经发展成熟，并得到了广泛应用。1987—2023年，苏北洲城垛一段油藏、金南阜二段油藏累计实施CO2吞吐81井次，累计注入CO2 4.80×104 t，增油3.69×104 t。在页岩油领域，美国Williston盆地Bakken地层开展了2个CO2吞吐先导试验项目，国内新疆吉木萨尔开展了4口井的CO2吞吐试验[13–15]，CO2注入量1 000～4 000 t，注入速度50～200 t/d，焖井时间13～80 d。页岩油注CO2吞吐技术主要存在以下几个方面的问题：1）页岩油储集空间主要为层理缝、无机孔、微裂缝及溶蚀孔，页岩油赋存于页岩微纳米级孔隙中，CO2与储层和地层流体的作用机制不明；2）在页岩油储层已经开展的CO2吞吐试验规模小，地层保压能力差，数值模拟技术尚不成熟，50%的试验井未获得数值模拟设计的预期效果，提高采收率机理尚未明确；3）CO2注入压力、注入量、注入时机等注入参数设计不合理，导致试验井的增油效果不明显。
以苏北盆地溱潼凹陷页岩油突破井SD1J井为例，在地层温度条件下进行了CO2吞吐模拟试验，分析了CO2注入压力、注入量、焖井时间对提高采收率的影响；根据SD1J井阜二段页岩油构造特征、油藏特征、温压系统及流体特征，应用数值模拟软件，优化设计了注入参数；最后通过SD1J井注入超大量CO2矿场试验，验证了该技术的可行性。
1. 阜二段页岩油地质特征
溱潼凹陷为典型的陆相湖盆，阜二段埋藏较深，为中高热演化区，发育连续性基质型页岩油藏。东西两翼为构造复杂区，断层均较发育，发育断块型页岩油藏。溱潼凹陷阜二段主要为半深湖−深湖亚相，地层厚度200～450 m，中下部为深灰色、灰黑色纹层状/层状含灰云页岩、灰云质页岩夹薄层、灰黑色泥岩，中部为灰黑色块状泥岩夹层状灰云质页岩，中上部为灰黑色块状灰质泥岩、块状泥岩。阜二段平均孔隙度4.2%，平均渗透率0.16 mD，平均含油饱和度67%，总体表现为低孔超低渗特征，孔隙以微孔、中孔为主，孔径范围0.1～0.5 μm。阜二段地层中深4 273 m，地层温度129 ℃，地温梯度2.9 ℃/100m，属正常地温系统；地层压力系数1.50，属于异常高压系统。天然气以甲烷为主，甲烷平均含量80.3%；地层水总矿化度71 510 mg/L，水型为CaCl2型，pH值在7.0左右。
2. 页岩油二氧化碳强压质换技术机理
2.1 地层快速强压蓄能
向页岩地层中注入超大量CO2，能迅速实现地层强压蓄能的原因主要有以下2个方面：1）CO2的临界压力为7.31 MPa，临界温度为31.3 ℃，而SD1J井的地层温度129 ℃，原始地层压力54.8 MPa。在地层压力、温度条件下，CO2的相态为超临界态，1.7× 104 t CO2注入地层后地层压力迅速升高，实现了地层强压蓄能；2）大量CO2溶解到原油中，CO2与原油实现了混相，随着CO2注入量不断增大，使地下原油的体积剧烈膨胀，原油中溶解的CO2越多，体积膨胀越大，当CO2在原油中的浓度约为70.5%时，在地层压力下的膨胀系数达到最大，CO2溶解能力越强，则地下原油的体积膨胀系数越大，地下原油的弹性能量增加的越多[16]。地层孔隙压力升高，提高了油藏压力，保持了地层能量。
2.2 完善裂缝网络结构
CO2强压质换能起到增缝扩孔、完善裂缝网络结构作用的原因主要有以下2方面：1）选择在压裂后裂缝未闭合的情况下向地层超前注入超大量CO2，以稳定前期压裂时形成的裂缝，使其得到有效利用；2）向地层中注入超大量CO2时，虽然井口注入压力控制在地层破裂压力以下，但在地层中仍然会生成许多微裂缝，新形成裂缝网络的体积大于前期压裂裂缝网络的体积；3）SD1J井储层中长石的含量为10.4%～29.2%，CO2溶于水后形成碳酸，碳酸对储层中长石组分有溶蚀作用，在酸性水介质条件下，长石类矿物都能发生程度不同的溶蚀反应并形成次生孔隙，增大了储层的有效孔隙体积[17–18]。
2.3 实现二次质换
超大量CO2注入过程中，在井口高压的作用下，迫使CO2 穿过裂隙和微裂缝，到达基质−裂缝界面，富CO2相和富油相之间形成相对低的界面张力，CO2 溶解在孔隙的原油中，导致原油体积膨胀，裂隙压力升高和原油黏度降低，迫使原油流进裂缝中，CO2 进入近端孔隙中，完成CO2与孔隙原油之间的一次质换。超大量CO2注入结束之后，进入焖井阶段，因为孔隙中原油浓度高，裂缝中CO2浓度高，在CO2 和原油之间浓度梯度的驱使下，CO2 进入更远端的孔隙中，原油进入更远端裂缝中，实现CO2与基质孔隙中原油的远端二次质换。
3. CO2强压质换室内试验
CO2注入压力和注入量是实现页岩地层强压蓄能的关键因素，CO2注入压力高及注入量大，说明地层强压蓄能保持水平好，最终能够提高原油采收率。为此，进行了强压质换室内试验，研究了CO2注入压力和注入量与提高原油采收率的关系，进一步揭示了CO2强压质换提高油藏采收率的机理。
3.1 室内试验
3.1.1 试验设备及流程
试验用的1#、2#岩样取自SD1J井，1#岩样孔隙度为4.9%，渗透率为13.2 mD；2#岩样孔隙度为5.9%，渗透率为9.2 mD。在地层温度129 ℃条件下进行强压质换的模拟试验，试验所用原油为SD1J井产出的页岩油。岩样的物理性质见表1。
表 1 试验用岩样的物理性质Table 1. Physical properties of rock sample for test编号 长度/cm 直径/cm 渗透率/mD 孔隙度，% 1# 9.45 2.52 13.2 4.9 2# 9.49 2.42 9.2 5.9 试验设备包括ISCO注入泵、 CO2罐、页岩油罐、PEEK岩心罐、压力传感器、数据分析系统、压力表和阀门。室内试验流程如图1所示。
3.1.2 试验方法
试验采用取自SD1J井的1#、2#岩样，通过调节注入泵压力，模拟不同注入压力下CO2吞吐过程，记录吞吐过程中的压力、吞吐时间和采出程度，分析不同注入压力下吞吐轮次与采出程度的关系。
1）将岩样干燥后抽真空，抽出岩样孔隙体积内部的空气，称取其质量；
2）岩样放入岩心罐中，将页岩油注入岩心罐，岩心罐压力保持10 MPa，岩样在页岩油中浸泡72 h，获得最大饱和度，降压静置12 h后称量岩样质量；
3）将饱和油岩样重新放入岩心罐，打开CO2注入罐的阀门，启动注入泵，CO2以初始压力10 MPa注入岩心罐；
4）CO2注入压力分别增大至30，45及50 MPa，记录注入压力和注入量；
5）关闭岩心罐前后阀门，分别焖井3 h和8 h；
6）缓慢打开岩心罐后阀门，进行放喷生产，直至岩样不出油为止，记录岩样质量和页岩油的质量；
7）根据记录的岩样质量，计算不同压力下的采出程度；
8）重复步骤3）—7），进行6个轮次的CO2强压质换过程，分析强压质换轮次与采收率的关系。
3.2 试验结果分析
3.2.1 CO2 注入压力对原油采出程度的影响
试验采用SD1J井1#岩样，焖井时间为3 h时，不同注入压力下不同吞吐轮次的采出程度如图2所示。从图2可以看出：注入压力为30 MPa时，采出程度为33.5%～67.0%；注入压力为45 MPa时，采出程度为37.7%～68.9%；注入压力为50 MPa时，采出程度为39.4%～71.5%。6个轮次的CO2吞吐结果表明，相同注入压力下，采出程度随CO2吞吐轮次增加而上升，前4个吞吐轮次采出程度上升较快，后2个吞吐轮次采出程度上升较慢；相同吞吐轮次下，随着注入压力升高，采出程度增大。注入压力为30 MPa时，6个轮次吞吐的采出程度最大，为67.0%；注入压力为45 MPa时，5个轮次吞吐的采出程度可以达到67.0%；注入压力为50 MPa时，4个轮次吞吐的采出程度可以达到66.8%，说明提高注入压力，有利于提高采出程度。
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图 2 不同注入压力下吞吐轮次与采出程度的关系Figure 2. Relationship between huff and puff cycles and recovery percent under different pressures3.2.2 焖井时间对原油采出程度的影响
试验采用SD1J井2#岩样，注入压力为50 MPa，焖井时间分别为0.5，3.0和8.0 h，记录不同焖井时间下的采出程度，结果如图3所示。从图3可以看出：相同吞吐轮次下，注入压力一定时，焖井时间越长，采出程度越高；但焖井时间3.0和8.0 h的后期采出程度基本一致，说明焖井时间过长，对原油的提取能力明显降低。焖井时间太短，CO2 与原油不能充分接触，从而影响原油的膨胀效果；焖井时间过长，使CO2 向油藏边界扩散，影响油井近井地带能量的储存，现场实施CO2吞吐时应选择合理的焖井时间。
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图 3 不同焖井时间下吞吐轮次与采出程度的关系Figure 3. The relationship between huff and huff cycles and recovery percent in different braised wells3.2.3 CO2 注入量对原油采收率的影响
室内试验中，分别注入0.05，0.10，0.15，0.20，0.30，0.40，0.50和0.60倍孔隙体积的CO2 ，得到CO2注入量与采收率的关系曲线（见图4），以确定最佳的CO2 注入量。从图4可以看出：CO2 注入量对原油采收率有重要影响，CO2 注入量与原油采收率呈正相关关系，但并不是呈线性关系，CO2注入量小于0.15倍孔隙体积时，随着CO2 注入量增加，采收率呈快速上升的趋势；CO2注入量大于0.15倍孔隙体积时，采收率增速明显变缓。现场优化CO2强压质换的注入量时，要结合换油率和采收率进行综合分析，从而确定CO2的最佳注入量。
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图 4 注入量与采收率的关系曲线Figure 4. Relationship between injection volume and oil recovery factor3.2.4 不同注入量下吞吐轮次与采收率的关系
分析不同CO2 注入量下吞吐轮次与采收率的关系可知：CO2 注入量为0.10，0.15和0.50倍孔隙体积时，第1轮次吞吐的采收率均高于第2轮次和第3轮次。CO2 注入量为0.10倍孔隙体积时，第1轮次吞吐的采收率为9.00%，第3轮次吞吐的采收率为4.78%；CO2注入量为0.50倍孔隙体积时，第2轮次吞吐的采收率为5.80%，第3轮次次吞吐的采收率为1.32%，说明当CO2 注入量大于0.15倍孔隙体积时，后2个吞吐轮次的采收率随着CO2 注入量增大小幅增加，且采收率相对较低。
4. 强压质换注入参数优化
根据SD1J井阜二段页岩油构造特征、油藏特征、温压系统及流体特征，利用petrel地质建模软件建立了SD1J井的构造模型、孔渗饱模型和渗流模型，重点拟合井口油压及产油量。油藏参数选取地层中深4 273 m（垂深3 910 m），平均孔隙度4.2%，平均渗透率0.16 mD，平均含油饱和度67.0%。
产油量拟合是以产液量作为已知条件，通过调整相对渗透率曲线来拟合产油量。例如，2022年4月30日，该井产液量36.2 t/d，产油量14.1 t/d，井口油压5.1 MPa；拟合后，井口油压5.2 MPa，产油量14.4 t/d，井口油压误差1.96%，产油量误差2.1%。SD1J井主要生产数据与拟合结果基本相符，拟合精度达到要求，可以运用该软件优化注入时机、注入量、注入速度及焖井时间。
4.1 注入时机
CO2注入时机主要影响强压质换后CO2产出量，优化注入时机可以减少CO2产出量，有助于保持地层能量，提高强压质换效果。主要依据井口压力和产油量确定CO2注入时机，井口套压2.0～5.0 MPa、产油量5～10 t/d为自喷中后期，井口套压小于2.0 MPa、产油量3～5 t/d为自喷后期，井口套压0 MPa、产油量小于3.0 t/d为机抽期。
模拟预测自喷中后期、自喷后期和机抽期在CO2注入量2×104 t，日注入量600 t条件下的注入时机，结果表明：自喷中后期强压质换CO2产出量为691 t，自喷后期强压质换CO2产出量为1 004 t，机抽期强压质换CO2产出量为1 209 t，这表明注入时间越早CO2产出量越少。因此，自喷中后期是开始实施CO2强压质换的最佳时机。
4.2 注入量
不同注气量条件下，增油量、换油率数值模拟预测结果如图5所示。从图5可看出：增油量随着注气量增加而增加，换油率随着注气量增加而降低；注气量达到或大于2.5×104 t时，换油率急速降低，油藏溶解CO2能力降低；随着注气量增加，裂缝中气相CO2大幅增加，油气流动能力降低，导致开井初期产油量和产气量降低。因为是国内首次开展注超大量CO2强压质换技术现场试验，为防止注入量过大影响效果，推荐CO2注入量 1.7×104 t。
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图 5 注入量与增油量和换油率的关系曲线Figure 5. Relationship between injection volume, and oil increase and oil change rate4.3 注入速度
采用数模软件模拟预测不同注入速度下的换油率和累计增油量，结果见图6。从图6可以看出，注入速度越快，累计增油量越大，注入速度与累计增油量和换油率呈正相关关系。根据SD1J井现场注入设备的承压能力（55 MPa），确定该井的最佳注入速度为500～600 t/d。
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图 6 注入速度与累增油量和换油率的关系曲线Figure 6. Relationship between injection rate, and cumulative oil increase and oil change ratee4.4 焖井时间
利用数值模拟软模拟计算焖井时间、增油量、换油率，绘制了焖井时间与增油量、换油率的关系曲线，如图7所示。从图7可以看出，合理的焖井时间，有利于提高CO2的利用率。焖井时间过短，CO2没能与地层流体充分反应，造成CO2浪费；焖井时间过长，会造成气体扩散严重，CO2无法携带原油排出，CO2利用率下降。随着焖井时间延长，增油量、换油率均呈先升后降的趋势，最优焖井时间为50 d，此时换油率达到0.449 t/t，增油量8 980 t，换油率和增油量均达到最大。
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图 7 焖井时间与增油量和换油率的关系曲线Figure 7. Relationship between shut-in time, and oil increase and oil change rate5. 现场试验
为了验证CO2强压质换技术的可行性，优选溱潼凹陷阜二段页岩油藏SD1J井进行国内首次超大量CO2强压质换现场试验。SD1J井是部署在苏北盆地溱潼凹陷深凹带沙垛构造的一口探井，完钻井深4 500 m，最大井斜角82°，采用三开井身结构，油层套管下至井深4 492.88 m。该井分7段压裂，压裂段长535 m，总液量27 885.8 m3，总砂量506.83 m3，破裂压力83.4 MPa，停泵压力49.8 MPa。该井于2020年11月投产，生产初期采用ϕ3.0 mm油嘴自喷生产，产油量43.1 t/d，套压24.3 MPa；生产至2022年10月，产油量14.0 t/d，油压1.3 MPa，年综合递减率达60%。
5.1 强压质换工艺参数
依据溱潼凹陷阜二段页岩油二氧化碳强压质换室内试验研究及数值模拟结果，设计SD1J井 CO2 强压质换工艺参数：1）注入层段为阜二段 I亚段的5，6和7 小层，岩性为灰黑色泥岩；2）设计超大量CO2 注入总量为17 000 t；3）注入速度为500～600 t/d；4）焖井时间设定为 50 d，实际焖井时间为现场压降小于 0.1 MPa 时开井生产。
5.2 注采方式
5.2.1 注入方式
为了充分保护SD1J井套管，最大限度降低CO2 注入过程中对该井套管的伤害，采用油管正注方式。注入管柱组合为笔尖+ϕ73.0 mm加厚倒角油管+井口悬挂器。预测该井最大注入压力不高于60.0 MPa，因此选用700型注气井口作为注入井口。先注入3.0 t前置缓蚀剂原液，一方面隔离井筒水，防止CO2 冻堵；另一方面最大限度减小注入CO2 过程中CO2 对套管的腐蚀。
5.2.2 采油方式
设计SD1J井CO2 强压质换采油工程方案时以提高试验成功率、采收率及经济效益为目标，根据苏北页岩油的开发特点，确定初期采用自喷方式生产，后期采用机抽生产。
1）压后放喷期。焖井结束后，采用 ϕ2.0 mm油嘴放喷，以不出砂及固体杂质为原则，当井口见油后，逐步增大油嘴进行生产。
2）生产时期。井口见油后，采用ϕ2.5，ϕ3.0，ϕ3.5和ϕ4.0 mm的油嘴进行生产。井口压力大于15 MPa时，采用ϕ3.0 mm 油嘴生产；井口压力在5.0～15.0 MPa时，采用ϕ3.5 mm油嘴生产；井口压力小于5.0 MPa时，采用ϕ4.0 mm油嘴生产。为了防止原油在生产层位附近脱气，井底流压应保持在20 MPa以上。
3）人工举升。当井口套压小于2.0 MPa，产油量小于5.0 t/d后，采用机抽生产。选用16型抽油机，为了防止气锁效应影响泵效，选用44.0 mm气液混抽泵，泵挂在井深2 850 m（井斜角42°），此时管式泵固定阀球漏失量最小；为防止生产后期管式泵出现供液不足现象，在泵下端增加1 423 m尾管，此时尾管末端在井深4 273 m（油层中深）处。
5.3 效果评价与分析
SD1J井自2020年投产以来，已累计自喷生产原油1.53×104 t。为了探索溱潼凹陷阜二段页岩油能量补充技术，提高页岩油藏采收率，2022年11月在SD1J井开展了国内首次CO2强压质换试验，采用自主研发的CO2高压注入泵及增压加热撬作为CO2注入的核心设备。该井CO2 日注入量550 t，井口注入压力51.0 MPa，累计注入CO2 1.7×104 t。
SD1J井措施前产液量38.6 t/d，产油量14.0 t/d，含水率63.8%，井口油压5.1 MPa；CO2强压质换措施后产液量30.3 t/d，产油量29.2 t/d，含水率3.5%，井口油压25.8 MPa。措施后产油量增加15.2 t/d，产液量降低8.3 t/d，含水率下降60.3百分点，采收率由7.0%升至14.1%， CO2强压质换的增油效果明显。
产油量增加的原因是，大量的CO2溶解于地层裂缝中的原油，原油膨胀系数大幅度增大，其黏度降低，CO2与基质孔隙中的原油发生质换，提高了驱油效率。含水下降的原因包括以下2方面：1）大量的CO2溶解于地层裂缝中的原油后，岩石基质渗透率发生了变化，油相渗透率升高，水相渗透率降低；2）CO2在原油中的溶解能力强，在水中的溶解能力弱，大量CO2溶解到原油中，CO2与原油实现了混相。前期CO2驱替过程中，水相对于原油会被驱替到地层的远端；超大量CO2注入结束后，溶解大量CO2的原油会相对于水优先排出。
6. 结论与建议
1）SD1J井是国内首次在页岩油藏进行注超大量CO2强压质换现场试验井，SD1J井强压质换现场试验表明：页岩油藏实施CO2强压质换是保持页岩油藏地层能量、降低产量递减率、提高页岩油藏采收率的重要手段。
2）CO2强压质换参数优化设计直接影响油井增油效果，其中，最关健的影响因素是注入压力和注入量，CO2注入压力和注入量与实现页岩地层强压蓄能紧密相关。
3）页岩油井实施CO2强压质换的最佳时机是井口套压2～5 MPa、产油量5～10 t/d的自喷中后期，此时油井CO2产出量少，地层保压能力好。
4)下一步需研究CO2强压质换增效剂，优化CO2强压质换参数，优化确定合理的焖井时间，进一步提高CO2强压质换效果。
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图 2 交变荷载下水泥石应力–应变曲线
Figure 2. Elastic-plastic constitutive model of set cement under alternate loads
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图 4 水泥石碱性晶体含量和渗透率对腐蚀的影响规律
Figure 4. Influence of alkali crystal content and permeability of set cement on corrosion
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图 5 常规承载机构与复合斜面重载机构对比
Figure 5. Comparison between conventional bearing mechanism and compound-bevel heavy load mechanism
表 1 压力平衡式尾管悬挂器的规格和性能参数
Table 1 Specifications and performance parameters for pressure-balanced liner hangers
序号 规格 最大外径/mm 最小内径/mm 承载能力/kN 坐挂压力/MPa 耐温能力/℃ 1 ϕ244.5 mm×ϕ177.8 mm 215.0 157.0 1 800 8～9 150 2 ϕ237.1 mm×ϕ193.7 mm 238.0 172.0 2 400 8～9 150 3 ϕ219.1 mm×ϕ168.3 mm 188.0 145.7 1 200 8～9 150 4 ϕ365.1 mm×ϕ273.1 mm 322.0 245.0 3 400 6～7 120 
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