王 銳，陳亞娟，何悅峰，吳永超，王金帥

（1.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，天津 300450；2.中國石油集團(tuán)華北油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北任丘 062552）

2020 年我國提出了“雙碳”目標(biāo)，CO2排放力爭于2030 年前達(dá)到峰值，2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和，這就給CO2驅(qū)油與埋存技術(shù)（CCUS）帶來巨大的發(fā)展機(jī)遇。CCUS 能夠在提高石油采收率的同時達(dá)到CO2減排的目的，是油氣田企業(yè)在目前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下實(shí)現(xiàn)CO2效益減排的最佳方式[1-4]。冀中潛山地質(zhì)儲量基數(shù)大，具備較好的注氣潛力，十分適合開展CCUS 項(xiàng)目，八里西潛山為縫洞孔復(fù)合型塊狀底水油藏，油井溫度高、產(chǎn)液量高、含水率高，與含CO2的腐蝕性流體直接接觸能夠改變水泥石的微觀結(jié)構(gòu)和宏觀性質(zhì)，造成水泥結(jié)構(gòu)疏松、形成內(nèi)部裂縫，最終導(dǎo)致水泥環(huán)滲透率增大，同時套管也會隨腐蝕發(fā)生在表面逐漸形成腐蝕坑甚至穿透套管，為流體提供運(yùn)移通道。CO2埋存是一個長期過程，數(shù)十年乃至上百年的腐蝕可能嚴(yán)重危害CCUS 井筒的密封性，從而導(dǎo)致CO2泄漏[5]，這就對CCUS 井筒完整性提出了較高要求，該文從井身結(jié)構(gòu)、套管選材、固井三方面開展研究，保證CO2永久封存。

1 地質(zhì)概況

八里西潛山CCUS 項(xiàng)目是華北油田首個CCUS 試驗(yàn)項(xiàng)目，油藏位于河北省河間市，構(gòu)造上處于冀中坳陷饒陽凹陷東部潛山帶中段八里莊潛山群。油藏類型為縫洞孔復(fù)合型塊狀底水油藏，原始地層壓力38.4 MPa，壓力系數(shù)0.96，具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，油藏溫度135 ℃，原始油水界面-4 050 m。八里西區(qū)塊鉆遇地層自上而下為第四系平原組，上第三系明化鎮(zhèn)組、館陶組，下第三系東營組、沙河街組，薊縣系霧迷山組（表1）。霧迷山組地層與上覆地層呈角度不整合接觸，潛山油藏含油層段位于薊縣系霧迷山組。

表1 八里西區(qū)塊地質(zhì)分層

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

井身結(jié)構(gòu)不僅關(guān)系到鉆井安全，更是保障井筒完整性的基礎(chǔ)。本區(qū)塊常規(guī)油氣井采用三開井身結(jié)構(gòu)，二開套管封至潛山頂，三開裸眼完井。

常規(guī)油氣井井身結(jié)構(gòu)（圖1）用于CCUS 存在以下問題：（1）潛山段采用裸眼完井，不利于CO2驅(qū)油及埋存；（2）二開215.0 mm 井眼，下入177.8 mm 套管，環(huán)空間隙小，不利于蓋層封固；（3）二開水泥漿不返至地面，不利于CO2永久封存。

圖1 常規(guī)井身結(jié)構(gòu)

針對以上問題，為提高井筒完整性，對井身結(jié)構(gòu)（圖2）進(jìn)行優(yōu)化：（1）潛山段采用懸掛尾管固井完井，重合段200 m 以上；（2）二開井眼采用241.3 mm，下入177.8 mm 套管，增大環(huán)空間隙，提高蓋層封固質(zhì)量；（3）二開水泥漿返至地面，保障井筒完整性；（4）優(yōu)化一開套管下深，保障二開鉆井安全。

圖2 優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)

3 套管選材

CO2腐蝕是一種破壞力極強(qiáng)的腐蝕類型，普遍存在于油氣開采過程中，對套管安全生產(chǎn)危害較大，因此，油套管的合理選材直接影響著油氣井的正常生產(chǎn)。對于溫度和壓力較低的CO2環(huán)境來說，普通的碳鋼或低碳合金鋼就能基本滿足耐腐蝕要求。但八里西區(qū)塊溫度135 ℃、壓力38.4 MPa，預(yù)計出水量較大，腐蝕環(huán)境比較苛刻，普通油套管材已不能滿足耐腐蝕性能的要求。主要研究不同管材在給定現(xiàn)場條件下的腐蝕規(guī)律及腐蝕情況，并結(jié)合碳埋存要求進(jìn)行套管選材。

針對油田開發(fā)常用的五種管材N80、P110、3Cr、9Cr、13Cr 進(jìn)行掛片腐蝕實(shí)驗(yàn)分析，不同管材的化學(xué)成分見表2。

表2 不同管材的化學(xué)成分單位：%

模擬八里西潛山地質(zhì)條件下，對五種管材進(jìn)行腐蝕實(shí)驗(yàn)（圖3～圖9），當(dāng)腐蝕開始時，腐蝕速率比較高，隨著時間的延長，腐蝕速率呈現(xiàn)下降的趨勢，腐蝕72 h之后，腐蝕速率基本上為一定值，不再發(fā)生較大的變化。這主要是因?yàn)榉磻?yīng)剛開始的時候，金屬掛片上沒有東西覆蓋，所以反應(yīng)進(jìn)行的很快，隨著反應(yīng)的進(jìn)行掛片上形成一層氧化膜，使得反應(yīng)速率下降。此外，可以看出普通P110 管材的腐蝕速率較高，13Cr 腐蝕速率較低，這是由于管材中Cr 元素的含量不同所造成的影響，腐蝕產(chǎn)物膜中Cr 元素富集，形成了Cr（OH）3，對CO2腐蝕管材起到了抑制作用。因此，正常情況下，隨著Cr 元素含量的增加，反應(yīng)速率會逐漸降低，管材的抗腐蝕效果更顯著。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，9Cr 與13Cr中的Cr 元素含量高，因此，具有較強(qiáng)的抗腐蝕效果，由于八里西區(qū)塊是潛山底水油藏，溫度高、含水率高，考慮到長期埋存安全性，177.8 mm 套管下部100 m 和油層懸掛尾管選用13Cr 材質(zhì)套管，技套和油套采用氣密封螺紋，保證蓋層和儲層段長期有效封固。

圖3 不同管材腐蝕速率隨時間的變化

圖4 9Cr、13Cr 腐蝕速率隨時間的變化

圖5 P110 電鏡掃描微觀腐蝕圖

圖6 3Cr 電鏡掃描微觀腐蝕圖

圖7 N80 電鏡掃描微觀腐蝕圖

圖8 9Cr 電鏡掃描微觀腐蝕圖

圖9 13Cr 電鏡掃描微觀腐蝕圖

4 固井

4.1 水泥漿體系優(yōu)選

CO2對水泥石的腐蝕作用本質(zhì)在于CO2溶于水形成H2CO3，H2CO3能夠通過滲透作用進(jìn)入水泥石，并與水泥水化產(chǎn)物發(fā)生化學(xué)作用，生成具有不同結(jié)晶形態(tài)的CaCO3等腐蝕產(chǎn)物，破壞原水泥石的產(chǎn)物組成及微觀結(jié)構(gòu)，進(jìn)而改變水泥的工程性能[6-7]。

目前CCUS 井水泥漿體系主要有抗CO2腐蝕水泥漿體系和自愈合水泥漿體系兩種，本文主要通過兩種水泥漿體系與常規(guī)水泥漿體系抗CO2腐蝕能力室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價進(jìn)行對比分析（表3），優(yōu)選水泥漿體系。

表3 水泥漿體系配方

溫度135 ℃、壓力38.4 MPa，養(yǎng)護(hù)28 d 使水泥石充分水化，模擬八里西地層水礦化度，通入CO2加壓，靜態(tài)條件下腐蝕2 000 h，進(jìn)行抗壓、腐蝕深度、密封性能研究[8-10]。

腐蝕前，三種水泥漿體系抗壓強(qiáng)度相差較小，隨著腐蝕時間的增加抗壓強(qiáng)度均呈現(xiàn)下降趨勢，并且常規(guī)水泥漿體系抗壓強(qiáng)度變化最為明顯，自愈合水泥漿體系抗壓強(qiáng)度變化最小，腐蝕35 d 后，三種水泥漿體系的抗壓強(qiáng)度衰退率分別為37.87%、23.84%和13.43%。隨著腐蝕時間的增加，腐蝕深度均呈現(xiàn)增長趨勢，且常規(guī)水泥漿體系腐蝕深度增加最為明顯，自愈合水泥漿體系增加最小，腐蝕35 d 后，抗CO2腐蝕水泥漿體系和自愈合水泥漿體系比常規(guī)水泥漿體系腐蝕深度降低了36.29%和74.49%。三種水泥漿體系的腐蝕速率分別為43.15 mm/a、28.34 mm/a 和11.58 mm/a?？笴O2腐蝕水泥漿體系和自愈合水泥漿體系都具有抗CO2腐蝕效果，兩種都可用于現(xiàn)場，自愈合水泥漿體系更具優(yōu)勢。

通過飽和H2CO3驅(qū)替實(shí)驗(yàn)得出三種水泥漿體系驅(qū)替壓力、滲透率與時間的關(guān)系曲線（圖10～圖12），由圖10～圖12 可以看出，三種水泥漿體系驅(qū)替壓力均有增加趨勢、滲透率均有有下降趨勢。常規(guī)水泥漿體系在120 min 內(nèi)，驅(qū)替壓力由5.323 MPa 增長到5.354 MPa，滲透率由0.309 9 mD 降至0.308 1 mD；抗CO2腐蝕水泥漿體系在37 min 內(nèi)，驅(qū)替壓力由5.536 MPa 增長到5.617 MPa，滲透率由0.298 0 mD 降至0.294 0 mD；自愈合水泥漿體系在28 min 內(nèi)，驅(qū)替壓力由5.690 MPa增長到5.771 MPa，滲透率由0.290 0 mD 降至0.285 8 mD。研究表明，抗CO2腐蝕水泥漿體系和自愈合水泥漿體系的驅(qū)替壓力均高于常規(guī)水泥漿體系，抗CO2腐蝕水泥漿體系和自愈合水泥漿體系滲透率小于常規(guī)水泥漿體系，且兩次驅(qū)替壓力發(fā)生時間之間滲透率變化速率均大于常規(guī)水泥漿體系。對于滲透率曲線在降低過程中出現(xiàn)的增長段，主要是由于隨著飽和H2CO3溶液的驅(qū)替，初始在裂縫中產(chǎn)生CaCO3等物質(zhì)堵塞裂縫，達(dá)到驅(qū)替壓力后，產(chǎn)生的物質(zhì)隨飽和H2CO3溶液流動，造成滲透率有短暫的增長現(xiàn)象。

圖10 常規(guī)水泥漿體系驅(qū)替壓力、滲透率與時間關(guān)系

圖11 抗CO2 腐蝕水泥漿體系驅(qū)替壓力、滲透率與時間關(guān)系

圖12 自愈合水泥漿體系驅(qū)替壓力、滲透率與時間關(guān)系

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，抗CO2腐蝕水泥漿體系及自愈合水泥漿體系較常規(guī)水泥漿體系抗CO2腐蝕能力優(yōu)勢明顯，現(xiàn)場應(yīng)選用抗CO2腐蝕水泥漿體系或自愈合水泥漿體系。

4.2 固井施工工藝

二開固井段較長，為保證井筒完整性，一次上返，為避免漏失采用雙密度水泥漿，0～3 000 m 采用低密度水泥漿體系，密度1.45～1.65 g/cm3；3 000～3 500 m采用常規(guī)密度韌性微膨脹水泥漿體系，二開底部200 m及三開尾管固井采用抗CO2腐蝕水泥漿體系，保證存儲段及蓋層段水泥環(huán)抗腐蝕能力。

二開、三開固井前應(yīng)調(diào)整好鉆井液性能，充分循環(huán)鉆井液，保證井眼暢通，固井前做好承壓，達(dá)到固井要求后方可進(jìn)行固井作業(yè)，如果發(fā)生漏失，先進(jìn)行堵漏作業(yè)。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

目前，八里西區(qū)塊11 口CCUS 井已經(jīng)全部完井，固井質(zhì)量均合格，試壓達(dá)到要求，已經(jīng)開始注CO2驅(qū)油，驅(qū)油效果良好。

6 結(jié)論與認(rèn)識

CO2驅(qū)油與埋存技術(shù)（CCUS）是實(shí)現(xiàn)碳中和的有力工具，國內(nèi)各大油田都在大力發(fā)展CCUS 技術(shù)，八里西CCUS 項(xiàng)目是國內(nèi)首個潛山底水油藏CCUS 項(xiàng)目，沒有可以借鑒的經(jīng)驗(yàn)，而井筒完整性直接關(guān)系到CO2永久埋存的安全性，本文從井身結(jié)構(gòu)、套管選材和固井三個方面進(jìn)行研究，為解決八里西區(qū)塊的井筒完整性問題提供支撐，并為后續(xù)冀中潛山CCUS 井提供參考。

（1）井身結(jié)構(gòu)方面立足于儲層和蓋層封固，在常規(guī)井身結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上優(yōu)化完井方式、井眼尺寸、管柱設(shè)計、水泥返高等，解決儲層段封固問題，加強(qiáng)蓋層段封固，保障井筒完整性。

（2）套管選材方面在模擬八里西地質(zhì)條件下，進(jìn)行五種常用管材的腐蝕實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，高含量Cr元素管材抗CO2腐蝕效果明顯，結(jié)合區(qū)塊出液量大、高溫高含水率的特點(diǎn)，優(yōu)選13Cr 管材，保障封存安全。

（3）固井方面模擬八里西地質(zhì)條件，進(jìn)行水泥漿抗CO2腐蝕實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選水泥漿體系，保證水泥環(huán)抗CO2腐蝕能力。結(jié)合現(xiàn)場固井施工工藝，保證技術(shù)套管及生產(chǎn)套管固井質(zhì)量。