孫一流 陳 勉 金 衍 楊 沛 盧運(yùn)虎

1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院 2.中國(guó)石油塔里木油田公司油氣工程研究院

塔里木盆地玉科區(qū)塊超深井膏鹽層段套管損壞機(jī)理與防治措施

孫一流1陳 勉1金 衍1楊 沛2盧運(yùn)虎1

1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院 2.中國(guó)石油塔里木油田公司油氣工程研究院

孫一流等.塔里木盆地玉科區(qū)塊超深井膏鹽層段套管損壞機(jī)理與防治措施. 天然氣工業(yè)，2016, 36(12): 92-99.

塔里木盆地塔北隆起輪南低凸起哈得遜鼻狀隆起東翼的玉科區(qū)塊超深井在鉆井過(guò)程中出現(xiàn)了嚴(yán)重的膏鹽層段套管損壞問(wèn)題，導(dǎo)致卡鉆頻發(fā)甚至被迫回填側(cè)鉆，極大地影響了該區(qū)塊新井的順利鉆進(jìn)和后續(xù)油氣開(kāi)發(fā)進(jìn)程，造成了較大的損失。為此，在分析該地區(qū)幾口套管損壞井現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，利用GMI和WELLCAT等軟件對(duì)造成套管損壞的地質(zhì)因素和工程因素進(jìn)行了分析，初步地揭示了該地區(qū)膏鹽層段套管損壞的機(jī)理，認(rèn)為膏鹽層蠕變引發(fā)的非均勻載荷因素和膏鹽層段套管不居中、水泥漿頂替效率差等固井質(zhì)量因素是導(dǎo)致套管損壞的主要原因。進(jìn)而提出了在鹽層厚度大于40 m的地區(qū)一系列預(yù)防套管損壞措施：①井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整為四開(kāi)井身結(jié)構(gòu)；②調(diào)整鉆井液性能，推薦使用飽和鹽水鉆井液或油基鉆井液，并將鹽層段鉆井液密度上限提高至1.70 g/cm3；③提高固井質(zhì)量，形成規(guī)則井眼，增大套管與地層的環(huán)空間隙，適當(dāng)增加泵排量，提高頂替效率。

塔里木盆地 玉科區(qū)塊 超深井 套管損壞 鹽膏層段 蠕變 非均勻載荷 套管損壞預(yù)防 鉆井液

塔里木盆地玉科區(qū)塊位于塔北隆起輪南低凸起哈得遜鼻狀隆起東翼，是輪南低凸起向南傾入滿加爾凹陷的斜坡部位，為縫洞型奧陶系碳酸鹽巖油氣藏，儲(chǔ)層埋深超過(guò)6 500 m，且由西向東埋深逐漸加深，屬于超深井[1-2]。其中在石炭系標(biāo)準(zhǔn)石灰?guī)r段還存在膏鹽層，膏鹽層段（以下簡(jiǎn)稱為鹽層段）厚度介于5～140 m，呈現(xiàn)出由西向東逐漸變厚的特征。該地區(qū)設(shè)計(jì)井型均為直井，早期采用五開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，目前普遍采用三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)[3]，表層采用?273 mm套管，下至井深1 500 m附近，技術(shù)套管下至桑塔木組底部，?171 mm鉆頭鉆至設(shè)計(jì)井深裸眼完井。

先期完鉆的幾口井要么鹽層段很?。ㄓ窨?井鹽層僅有5 m，哈得18C井鹽層段僅有8 m），要么采用了高抗擠毀套管，沒(méi)有出現(xiàn)套變問(wèn)題。玉科1、哈得18C井鹽層段使用?200 mm、鋼級(jí)C110、壁厚10.92 mm、抗擠強(qiáng)度為50 MPa、抗內(nèi)壓強(qiáng)度為72.5 MPa的低強(qiáng)度套管，但由于鹽層薄，鉆井過(guò)程并無(wú)明顯阻卡，鹽層蠕變對(duì)套管影響不大。羊屋5井鹽層段采用?178 mm、DST110HC×12.65 mm套管，套管抗擠強(qiáng)度96.5 MPa、抗內(nèi)壓強(qiáng)度94 MPa，羊屋1井采用?178 mm、V150×12.65 mm BC套管 ，套管抗擠強(qiáng)度111.9 MPa、抗內(nèi)壓強(qiáng)度81.3 MPa[4]。

目前玉科區(qū)塊共完成10口井，大部分井在鉆進(jìn)過(guò)程中出現(xiàn)了卡鉆和井漏等事故，其中玉科3井和玉科6井出現(xiàn)套管損壞事故，最終在磨銑套管無(wú)效后，實(shí)施開(kāi)窗側(cè)鉆，玉科3井側(cè)鉆損失時(shí)間121 d。其中，玉科3井鉆遇鹽層段厚41 m，采用寶鋼生產(chǎn)的?200 mm、鋼級(jí)C110、壁厚10.92 mm的套管，套管抗擠強(qiáng)度只有50 MPa、抗內(nèi)壓強(qiáng)度72.5 MPa，鉆井過(guò)程中發(fā)生套管損壞，鉆開(kāi)鹽層15 d后開(kāi)始阻卡，此后幾乎每趟起下鉆均存在阻卡。下鉆水泥塞管柱遇阻，成像測(cè)井顯示5 020～5 087 m套管出現(xiàn)變形，5 040～5 048.5 m井段套管變形嚴(yán)重，對(duì)后續(xù)作業(yè)產(chǎn)生較大影響；玉科6井鹽層段厚46 m，采用天鋼?178 mm、鋼級(jí)TP140V、壁厚12.65 mm的套管，套管抗擠強(qiáng)度120 MPa，成像測(cè)井顯示5 134.54～5 181 m井段套管出現(xiàn)變形。鉆開(kāi)鹽層12 d后開(kāi)始阻卡，此后幾乎每趟起下鉆均存在阻卡。采用哈里伯頓UR800擴(kuò)眼器，在5 127～5 183 m井段進(jìn)行三次擴(kuò)眼，第一次擴(kuò)眼后在井深5 143 m處遇阻，第二次擴(kuò)眼至311 mm，在井深5 147 m處遇阻5 t，第三次擴(kuò)眼至311 mm，后下入?216 mm鉆頭順利通過(guò)，但下入?241 mm鉆頭在井深5 076 m處遇阻。

玉科區(qū)塊的鹽層段套管變形引起的卡鉆乃至嚴(yán)重的套管損壞事故嚴(yán)重地影響著該區(qū)塊的鉆井工作和后期的試采工作，造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失。

1 玉科區(qū)塊套管損壞基本特征

1.1玉科鹽層段套管損壞類(lèi)型

一般來(lái)講，油水井套管損壞的主要形式有：變形、擠毀、縮頸、錯(cuò)斷、脫扣、腐蝕以及磨損等，綜合說(shuō)來(lái)即①“套變未漏”即套管變形但未穿孔；②“套變且漏”即套管變形且穿孔；③“套破未變”即套管破裂但未變形[5-6]。通過(guò)對(duì)玉科區(qū)塊的鉛模資料和60臂井徑測(cè)井結(jié)果發(fā)現(xiàn)[7]，其套管損壞的形式主要為第一種“套變未漏”。

玉科3井鉆進(jìn)期間，在5 000～5 120 m井段劃眼7次，累計(jì)時(shí)間22 h。?200 mm套管固井后，下牙輪鉆頭探塞至井深5 017 m遇阻，劃眼返出鐵屑，隨后下鉛印、電測(cè)（5 048.5～4 920 m）、磨銑后證實(shí)5 017～5 087 m井段（鹽層段）出現(xiàn)嚴(yán)重變形。電測(cè)圖顯示套管變形形式是一種螺旋形扭曲變形，在其中5 m的套管段內(nèi)，螺旋形扭曲了將近1 080°。但是套管并未穿孔。從電測(cè)圖中還可以看出，受損段套管均存在局部縮頸和擴(kuò)頸現(xiàn)象，且套管在同一截面不同方位同時(shí)存在擴(kuò)頸和縮頸，如圖1所示。圖2為玉科3井實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)。

1.2玉科鹽層段套管損壞層位

玉科區(qū)塊的主要目的層為奧陶系吐木休克組和一間房組，井深介于6 400～7 200 m。其中在石炭系標(biāo)準(zhǔn)灰?guī)r段均存在鹽層，分布深度介于5 000～5 200 m，鹽層厚度介于5～140 m，如圖2、表1所示。而套管損壞位置均在鹽層段。如玉科3井在5 020～5 048m段發(fā)生套管損壞，失效套管直徑200 mm，鋼級(jí)C110，壁厚10.92 mm，扣型BGBC；玉科6井在5 134～5 181 m段發(fā)生套管損壞，失效套管直徑178 mm，鋼級(jí)BG140V，壁厚12.65 mm，扣型BGC。

圖1 玉科3井套管電測(cè)成像圖

圖2 玉科3井實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)圖

表1 玉科區(qū)塊石炭系鹽層分布及厚度表

2 玉科區(qū)塊超深井鹽層段套管損壞機(jī)理

造成套管損壞的原因很多，總體可以分為地質(zhì)因素和工程因素[6,8]，地質(zhì)因素包括構(gòu)造應(yīng)力、層間滑動(dòng)、巖層蠕動(dòng)、斷層活動(dòng)、注水后應(yīng)力變化等，工程因素包括井身結(jié)構(gòu)、套管強(qiáng)度、固井質(zhì)量、射孔、注水、腐蝕等，此外還有可能是套管本身的因素如存在質(zhì)量問(wèn)題或橢圓度、壁厚等不符合標(biāo)準(zhǔn)等。但最終都表現(xiàn)為套管在鉆進(jìn)和開(kāi)發(fā)過(guò)程中自身強(qiáng)度遭到破壞，導(dǎo)致套管失效。任何套管損壞問(wèn)題都是地質(zhì)因素和工程因素綜合作用的結(jié)果。

玉科地區(qū)鹽層段套管損壞受損的套管段均存在局部縮徑的現(xiàn)象，綜合前面的分析，鹽層蠕變擠壓導(dǎo)致套管變形的可能性較大。而套管在同一截面不同方位同時(shí)存在擴(kuò)徑和縮徑，套管成扭曲狀，形成這種形狀需具備兩個(gè)條件：①套管在橫向上受到非均質(zhì)的作用力；②套管在擴(kuò)徑的部位存在活動(dòng)的空間。分析可能為局部固井水泥漿相對(duì)其他部位膠結(jié)較差，可壓縮性好，在鹽層擠壓作用下，套管向水泥膠結(jié)差的方向變形。

2.1地質(zhì)因素分析

從玉科區(qū)塊地質(zhì)構(gòu)造圖來(lái)看，本區(qū)域未見(jiàn)斷層，且套管損壞區(qū)域上方未見(jiàn)其他套管損壞發(fā)生，故由于斷層活動(dòng)等地質(zhì)運(yùn)動(dòng)引發(fā)套管失效的因素可以排除。

大量巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)表明[9-12]，固井后如果套管承受的是非均勻外載，那么其承受外載的強(qiáng)度僅為均勻外載情況下的1/8～1/20。因此地應(yīng)力的分布不均勻也是造成套管損壞的一大原因?；诖?，利用GMI軟件和測(cè)井資料分析了玉科3井在近井地帶的最大和最小水平地應(yīng)力情況，如圖3所示。

從圖3可以看出，玉科區(qū)塊上覆巖層壓力系數(shù)介于2.30～2.35，水平最大主應(yīng)力梯度介于2.35～2.40，最小主應(yīng)力梯度介于2.15～2.20，各主應(yīng)力之間差別較小，應(yīng)力比較均勻，非均勻載荷小，也即地應(yīng)力的不均勻性不是玉科區(qū)塊套管損壞的主要原因。

由鉆井資料可知在鉆開(kāi)石炭系鹽膏層15 d后，鉆進(jìn)過(guò)程中就發(fā)生阻卡現(xiàn)象，且此后每趟起下鉆幾乎均存在阻卡現(xiàn)象。而套管損壞層位均發(fā)生在鹽膏層段，鹽層的蠕變會(huì)對(duì)套管產(chǎn)生外擠載荷，套管因此發(fā)生外擠失效的可能性較大。目前我國(guó)石油行業(yè)現(xiàn)行采用的套管柱結(jié)構(gòu)與強(qiáng)度設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5724—2008[13-15]中，對(duì)于塑性蠕變地層中表層套管和技術(shù)套管的有效外壓力計(jì)算，公式為：

式中pce表示套管外擠壓力，MPa；v表示地層巖石的泊松比，一般取0.3～0.5；Gv表示上覆巖層壓力梯度，MPa/m；km表示掏空系數(shù)；ρmin表示下開(kāi)鉆井所用的最小鉆井液密度，g/cm3；h表示計(jì)算點(diǎn)垂深，m。對(duì)于鹽膏層作用在套管上的外載，該標(biāo)準(zhǔn)是按照上覆巖層壓力的百分?jǐn)?shù)疊加（當(dāng)v＝0.5時(shí)，套管外載等于上覆巖層壓力），套管外載的最大值為上覆巖層壓力，該標(biāo)準(zhǔn)雖然未考慮構(gòu)造應(yīng)力的影響，但認(rèn)為鹽膏巖等蠕變地層不存在應(yīng)力的各向異性問(wèn)題。依據(jù)表2中套管抗外擠安全系數(shù)校核條件，利用WELLCAT軟件對(duì)套管進(jìn)行抗外擠安全系數(shù)校核[16]，如圖4所示。根據(jù)校核結(jié)果可知，當(dāng)鹽膏層段套管外載按照上覆巖層壓力進(jìn)行校核時(shí)，套管抗外擠系數(shù)小于安全系數(shù)，即套管的抗外擠強(qiáng)度不能滿足要求。

入井套管經(jīng)檢測(cè)不存在質(zhì)量問(wèn)題，套管橢圓度及套管壁厚滿足要求，因此套管本身質(zhì)量問(wèn)題可排除；玉科區(qū)塊套管損壞井套管損壞周期短，該區(qū)塊奧陶系油氣藏整體屬于低含硫區(qū)塊，套管未接觸酸液等強(qiáng)腐蝕性流體，不存在地層流體腐蝕套管的因素，因此腐蝕因素可排除。

2.2工程因素分析

對(duì)應(yīng)的工程因素主要有井眼狀況、施工操作、固井狀況等，包括：①鉆井過(guò)程中井眼質(zhì)量差，存在大肚子井段等井段。②在下套管和固井過(guò)程中由于以下方面造成套管受力變大：超拉；正注替重漿，正注碰壓作業(yè)時(shí)套管內(nèi)壓過(guò)大；下套管掏空、反擠水泥漿等作業(yè)時(shí)對(duì)套管形成過(guò)大外擠載荷。③固井時(shí)頂替效率不佳，套管外水泥環(huán)不完整[16-17]。

圖3 玉科3井地應(yīng)力分布圖

表2 鹽膏層段套管抗外擠安全系數(shù)校核條件表

圖4 鹽膏層段套管抗外擠強(qiáng)度校核結(jié)果

2.2.1 抗拉安全系數(shù)校核

抗拉校核工況主要為下套管過(guò)程中的過(guò)拉和屈曲現(xiàn)象，依據(jù)鉆井資料，考慮井底摩阻50 t的情況和固井碰壓24 MPa的情況，利用WELLCAT軟件對(duì)套管進(jìn)行抗拉安全系數(shù)校核。校核工況如表3所示，校核結(jié)果如圖5所示。

在下套管、正注碰壓這兩種工況下，5 000～5 300 m處套管的抗拉安全系數(shù)遠(yuǎn)高于標(biāo)準(zhǔn)要求。因此套管發(fā)生軸向載荷失效的可能性很小。

表3 抗拉安全系數(shù)校核對(duì)應(yīng)工況表

圖5 抗拉安全系數(shù)校核結(jié)果圖

表4 抗內(nèi)壓安全系數(shù)校核對(duì)應(yīng)工況表

圖6 抗內(nèi)壓安全系數(shù)校核結(jié)果圖

表5 抗外擠安全系數(shù)校核對(duì)應(yīng)工況

2.2.2 抗內(nèi)壓安全系數(shù)校核

在以下情況下套管可能產(chǎn)生較大的內(nèi)壓載荷：①正注水泥漿后，替完高密度鉆井液，高密度水泥漿與尾漿均處于套管內(nèi)；②固井碰壓時(shí)在套管內(nèi)產(chǎn)生額外壓力，碰壓24 MPa；③固井后循環(huán)，按套管強(qiáng)度校核標(biāo)準(zhǔn)，管外按地層水考慮。校核工況如表4所示。校核結(jié)果如圖6所示，在5 000～5 300 m處，套管的抗內(nèi)壓安全系數(shù)也滿足要求。

2.2.3 抗外擠安全系數(shù)校核

在下列情況下對(duì)套管產(chǎn)生較大有效外擠載荷：①下套管過(guò)程中管內(nèi)掏空，以玉科3井為例，下套管過(guò)程中在井深1 500 m，3 600 m，4 900 m，6 000 m分別頂通，最大掏空為2 100 m，按2 500 m掏空校核強(qiáng)度。②反擠水泥漿，井口壓力8 MPa。對(duì)應(yīng)校核工況如表5所示。根據(jù)校核結(jié)果（圖7）可知，在這兩種工況下套管的抗外擠安全系數(shù)遠(yuǎn)高于安全標(biāo)準(zhǔn)，因此套管在這兩種工況下發(fā)生抗外擠失效的可能性較小。

2.2.4 固井質(zhì)量分析

每一開(kāi)套管下入之后，都需要固井，即用水泥漿把套管與地層之間的環(huán)形空間封固以防止井眼垮塌及滲透層之間的相互串通。水泥環(huán)增加了系統(tǒng)的強(qiáng)度，減小了鹽膏層對(duì)套管的外擠載荷。但在鹽膏層井段鉆井期間，由于鉆井液的沖刷和溶蝕作用，極易發(fā)生井徑擴(kuò)大現(xiàn)象，如果固井時(shí)頂替效率不佳或者井眼不直，就會(huì)造成套管外水泥環(huán)厚度不均勻，甚至是局部未封固，此時(shí)套管局部就會(huì)產(chǎn)生應(yīng)力集中現(xiàn)象。而玉科區(qū)塊套管損壞井的套管居中度普遍不好，如圖8所示。研究表明[18]，水泥環(huán)的非均勻強(qiáng)度分布將會(huì)導(dǎo)致在套管上形成非均勻載荷，當(dāng)出現(xiàn)鹽層蠕變時(shí)，過(guò)大的應(yīng)力載荷有可能超出套管強(qiáng)度。

通過(guò)建立地層—水泥環(huán)—套管的有限元模型[19-20]，分析偏心距和偏心方位對(duì)套管最大Von Mises力的影響，結(jié)果表明當(dāng)套管偏心方位角為0°和180°時(shí)，套管的最大應(yīng)力隨偏心距的增大逐漸減?。划?dāng)套管偏心方位角為90°時(shí)，套管的最大應(yīng)力隨偏心距的增大逐漸增大；當(dāng)偏心距一定，偏心方位角為90°時(shí)，套管的 Von Mises應(yīng)力最大。也就是說(shuō)，套管在最大地應(yīng)力方向偏心，套管最大應(yīng)力減小，抗擠強(qiáng)度提高；套管在最小地應(yīng)力方向偏心，套管最大應(yīng)力增大，抗擠強(qiáng)度降低。

圖7 抗外擠安全系數(shù)校核結(jié)果圖

圖8 玉科3井鹽膏層段套管居中度分析圖

圖9 玉科3井鹽膏層段井徑變化圖

玉科鹽層井徑非常不規(guī)則，如圖9所示，對(duì)固井質(zhì)量形成很大挑戰(zhàn)，套管載荷還要考慮水泥環(huán)不完整導(dǎo)致的鹽層載荷不均勻情況。

根據(jù)玉科3井測(cè)井結(jié)果顯示，在5 020～5 075 m鹽膏層段井眼平均擴(kuò)大率達(dá)40.61%，套管居中度較差，如圖7所示，5 021 m處套管居中度僅為29.4%；固井時(shí)可能在此段存有滯留鉆井液或者泥餅，很難保證該段的固井質(zhì)量；且可能在頂替過(guò)程中將此段滯留的鉆井液驅(qū)替過(guò)渡到上部封固段，造成混漿現(xiàn)象，從而影響上部封固段的固井質(zhì)量。本井套管損壞段集中在5 020～5 033 m和5 040～5 048.5 m，根據(jù)固井質(zhì)量測(cè)井顯示，在5 018.22～5 021.65m為差，5 021.65～5 028.04 m為好，5 028 m以下固井質(zhì)量未知。因此套管外水泥環(huán)不完整也是使套管發(fā)生損壞的一大因素。

3 玉科區(qū)塊鹽層段套管損壞預(yù)防措施

3.1井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

玉科區(qū)塊目前采用的三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，由于技術(shù)套管抗擠強(qiáng)度較低，無(wú)法滿足鹽膏層蠕變條件下的抗擠要求，最終導(dǎo)致套管變形失效。因此，針對(duì)玉科區(qū)塊下步安全鉆井，建議對(duì)井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化：

1）對(duì)西部地區(qū)油藏埋層淺、鹽層薄(小于40 m)、蠕變性弱地區(qū)，采用三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)。二開(kāi)?241 mm井眼鉆穿石炭系中完，下入?200 mm套管，鹽層段下入外加厚高抗擠套管，三開(kāi)采用?171 mm鉆頭鉆至設(shè)計(jì)井深。好處是不改變井身結(jié)構(gòu)，經(jīng)濟(jì)性較好。

2）對(duì)于鹽層厚度超過(guò)40 m的玉科3、4、5、6井，鉆井過(guò)程中阻卡嚴(yán)重，甚至玉科4井發(fā)生卡鉆導(dǎo)致側(cè)鉆，密度提高至1.40 g/cm3以上仍然存在阻卡，若采用三開(kāi)結(jié)構(gòu)，上部存在易漏的二疊系，基本上沒(méi)有安全壓力窗口。因此建議該區(qū)域的井（尤其是東部鹽層較厚的井）采用四開(kāi)結(jié)構(gòu)。在目前三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)上增加一層技術(shù)套管封隔鹽層，鹽層段采用?244.5 mm外加厚高抗擠套管。

3.2鉆井液性能優(yōu)化

玉科區(qū)塊鹽層段鉆井液密度僅為1.35 g/cm3，難以平衡鹽層井眼的蠕動(dòng)應(yīng)力，鹽層載荷迅速作用在套管上，套管抗外擠強(qiáng)度僅為50 MPa，導(dǎo)致套管在固井期間就被擠毀。

玉科區(qū)塊實(shí)際鉆進(jìn)過(guò)程中，二開(kāi)上部使用膨潤(rùn)土聚合物鉆井液，進(jìn)入白堊系（井深3 000 m左右）轉(zhuǎn)換為鉀聚磺，在進(jìn)入石炭系（井深5 000 m左右）轉(zhuǎn)換為欠飽和鹽水。為抑制鹽膏巖的溶解和泥頁(yè)巖的水化膨脹從而增強(qiáng)井壁的穩(wěn)定性，推薦使用飽和鹽水或油基鉆井液。同時(shí)，鹽層段鉆井液密度上限從1.35 g/cm3提高至1.70 g/cm3，以降低鹽膏層的蠕變速率。

3.3固井質(zhì)量?jī)?yōu)化

從保證井筒全生命周期的角度來(lái)講，鉆井期間，除了避免鉆具被卡外，最重要的是形成規(guī)則井眼，并在固井之前調(diào)整鉆井液性能，下套管過(guò)程中提高套管居中度，合理設(shè)計(jì)固井參數(shù)，對(duì)于提高水泥漿在環(huán)空中的頂替效率具有重要作用，從而保證鹽膏層段套管外水泥環(huán)的均勻性，提高套管的抗外擠強(qiáng)度。

在優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)后，二開(kāi)鹽膏層以上地層與套管之間的環(huán)空間隙增大，降低了水泥漿流動(dòng)時(shí)的摩阻，同時(shí)可以適當(dāng)提高排量，對(duì)于提高水泥漿的頂替效率大有益處；此外，環(huán)空間隙增加，水泥環(huán)厚度增大，同樣有利于保護(hù)套管。

4 結(jié)論與建議

玉科區(qū)塊超深井鹽層段套管損壞既有地質(zhì)因素，又有工程因素。玉科區(qū)塊套管損壞主要是由于石炭系鹽層蠕變以及鹽層段固井質(zhì)量不好所致。分析認(rèn)為鹽層段的地層蠕變是導(dǎo)致套管損壞的客觀因素，鹽層段使用低鋼級(jí)套管、鉆井液密度低、井徑擴(kuò)大和固井質(zhì)量差是導(dǎo)致套管損壞的主觀因素，尤其是水泥環(huán)膠結(jié)在周向上存在差異，造成套管受到非均質(zhì)外力作用而扭曲變形可能是導(dǎo)致套管損壞的關(guān)鍵因素。

為減少套管損壞，建議下一步采取如下措施。

1）優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)：對(duì)西部地區(qū)油藏埋層淺、鹽層?。ㄐ∮?0 m）、蠕變性弱地區(qū)，采用目前的三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，鹽層段下入?200 mm外加厚高抗擠套管；對(duì)于鹽層厚度超過(guò)40 m的井，采用四開(kāi)結(jié)構(gòu)，在目前三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)上增加一層技術(shù)套管封隔鹽層，鹽層段采用?244.5 mm外加厚高抗擠套管。

2）鹽層段鉆井時(shí)提高鉆井液密度。

3）優(yōu)化水泥漿體系和配方，優(yōu)化固井工藝，提高固井質(zhì)量。

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（修改回稿日期 2016-10-27 編 輯凌 忠）

Damage mechanism of casings used in ultra-deep well salt layers of Yuke Block in the Tarim Basin and prevention measures

Sun Yiliu1, Chen Mian1, Jin Yan1, Yang Pei2, Lu Yunhu1
(1.College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum , Beijing 102249, China;2.Oil and Gas Engineering Research Institute, PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla, Xinjiang 841000, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.92-99, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The Yuke Block is located at the eastern flank of Hadexun nose-like uplift in the Lunnan low salient, North Tarim uplift, Tarim Basin. The ultra-deep wells in the block suffered serious casing damage in salt layers in the process of well drilling, leading to frequent pipe sticking and even back-filling sidetracking. Consequently, the drilling of new wells and subsequent oil and gas development in this block were seriously hindered, and great loss was caused. In this paper, the actual situations of several casing failure wells were analyzed, and then the geological and engineering factors that were related to casing damage were investigated by using the GMI and WELLCAT software. The mechanism of casing damage in salt layers was preliminarily revealed. It is indicated that casing damage is mainly caused by the non-uniform load induced by the creep of salt-gypsum layers and the poor cementing quality (e.g. uncentralized casing in salt-gypsum layers and low displacement efficiency of cement slurry). Finally, a series of measures were proposed to prevent casing damage in the areas with a salt thickness greater than 40 m. First, optimize the casing program into a four-section casing one. Second, adjust the performance of drilling fluid. It is recommended to adopt saturated brine drilling fluid or oil-based drilling fluid and increase the upper density limit of the drilling fluid used in salt layers to 1.70 g/cm3. And third, improve cementing quality, build up regular wellbore, increase the casing–formation annulus and increase the pumping rate appropriately to improve the displacement efficiency.

Tarim Basin; Yuke Block; Ultra-deep well; Casing damage; Salt-gypsum layer; Creep; Non-uniform load; Casing damage prevention

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.013

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（編號(hào):51490651）、國(guó)家杰出青年科學(xué)基金項(xiàng)目（編號(hào)：51325402）。

孫一流，1992年生，碩士；主要從事油氣井工程巖石力學(xué)方面的研究工作。地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號(hào)中國(guó)石油大學(xué)（北京）。電話：13681117120。ORCID: 0000-0001-8457-9280。E-mail: sunyl_cup@163.com

陳勉，1962年生，教授，博士生導(dǎo)師；主要從事石油工程巖石力學(xué)方面的研究工作。地址：（102249）北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號(hào)中國(guó)石油大學(xué)（北京）。電話：（010）89732209。E-mail: chenmian@vip.163.com