高含硫气井钻完井技术新进展与发展展望.pdf

第 43 卷第 9 期2023 年 9 月 25 天然气工业Natural Gas Industry引文：张智,付建红,白杨,等.高含硫气井钻完井技术新进展与发展展望J.天然气工业,2023,43(9):25-33.ZHANG Zhi,FU Jianhong,BAI Yang,et al.New progresses and development prospects of drilling and completion technologies of high-sulfur gas wellsJ.Natural Gas Industry,2023,43(9):25-33.高含硫气井钻完井技术新进展与发展展望张 智1付建红1白 杨1尹 虎1赵苑瑾1黄 媚2 1.油气藏地质及开发工程全国重点实验室 西南石油大学2.中国石油西南油气田公司摘要：我国高含硫天然气资源丰富，但普遍具有高温高压和高含腐蚀性气体的特点，在开采过程中容易发生气侵、井涌、管材腐蚀等安全隐患，其安全高效钻完井对保障我国高含硫天然气稳产、增产目标具有重要意义。为此，开展了高含硫天然气气井钻井过程的流体相态特征及井筒压力分析，从井筒压力控制的角度，总结分析了近年来国内外高含硫气井在钻井工艺、钻井液技术以及井筒完整性等方面取得的关键技术突破和新进展，并展望了万米特深井钻完井技术的发展趋势。研究结果表明：气体溶解度对井筒流动压力影响较大，高含硫气井钻井过程中必须考虑酸性气体溶解特性对井筒多相流动的影响；精细控压钻井及控压固井技术能精确控制井筒压力在安全密度窗口内，防止钻井过程酸性气体侵入井筒，实现了固井过程压稳不漏；适用于 H2S 地层的钻井液技术不但可以稳定井壁、保护储层，还能提高钻井速度；从井下管柱结构优化设计开始，研究完整性风险定量评价方法和低成本防腐技术，可以实现全生命周期井筒完整性，降低高含硫气井钻完井安全生产风险。结论认为，高含硫气井钻完井技术新进展的系统梳理不仅对推动高含硫天然气藏的安全高效开发具有重要的现实意义，同时也为高含硫气藏深井超深井安全高效钻完井技术发展提供了研究思路和攻关方向。关键词：高含硫；钻井工艺；井筒压力；钻井液；井筒完整性；特深井DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.09.003New progresses and development prospects of drilling and completion technologies of high-sulfur gas wells ZHANG Zhi1,FU Jianhong1,BAI Yang1,YIN Hu1,ZHAO Yuanjin1,HUANG Mei2(1.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation/Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610051,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.9,p.25-33,9/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:There are abundant high-sulfur natural gas resources in China,but they are generally characterized by high temperature,high pressure,and high corrosive gas content,and their production tends to suffer gas invasion,well kick,pipe corrosion and other safety hazards,so the safe and efficient drilling and completion is of great significance to ensure the stable production and production increase of high-sulfur natural gas in China.In this paper,the fluid phase characteristics and wellbore pressure in the drilling process of high-sulfur natural gas well are analyzed.Then,from the perspective of wellbore pressure control,the domestic and foreign new breakthroughs and progresses in the key technologies for drilling,drilling fluid and wellbore integrity of high-sulfur gas wells in recent years are summarized and analyzed.Finally,the development trend of the drilling and completion technologies for 10 000 m deep wells are forecasted.And the following research results are obtained.First,gas solubility has a greater influence on wellbore flow pressure,so in the drilling process of high-sulfur gas well,it is necessary to consider the influence of acid gas solution on the multiphase flow in the wellbore.Second,the precisely managed pressure drilling technology and the managed pressure cementing technology can accurately control the wellbore pressure within the safe density window,so as to prevent acidic gases from entering the wellbore during the drilling,and ensure stable pressure and no leakage during the cementing.Third,the drilling fluid technology suitable for H2S strata is researched and developed,which can not only ensure wellbore stability and reservoir protection,but also improve the rate of penetration.Fourth,the quantitative assessment method of integrity risk and the low-cost anti-corrosion technology are studied with the optimized design of downhole string structure as the beginning point,which can realize the whole-life-cycle wellbore integrity and reduce the safety hazards in the drilling,completion and production of high-sulfur gas wells.In conclusion,the systematic analysis on the new progresses of high-sulfur gas well drilling and completion technologies is of great realistic significance to the safe and efficient development of high-sulfur natural gas reservoirs,and provides the research ideas and directions for the development of the technologies for the safe and efficient drilling and completion of deep and ultra deep wells in high-sulfur gas reservoirs.Keywords:High sulfur;Drilling technology;Wellbore pressure;Drilling fluid;Wellbore integrity;Ultra-deep well基金项目：国家自然科学基金项目“四川盆地深层超深层气井环空带压预防与管控基础研究”（编号：U22A20164）、四川省青年科技创新研究团队专项计划项目“油气井建井安全四川省青年科技创新研究团队”（编号：2020JDTD0016）、中国石油西南石油大学创新联合体科技合作项目“深井/超深井/水平井安全高效建井关键基础理论与技术研究”（编号：2020CX040100）。作者简介：张智，1976 年生，教授，博士研究生导师；主要从事油气井工程、井筒完整性与环空带压管控、材料腐蚀与防护等方面的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道 8 号。ORCID:0000-0002-7120-2027。E-mail:2023 年第 43 卷 26 天 然 气 工 业0引言中国是世界上天然气需求增长最快的国家之一，为了满足国民经济和社会发展日益增长的天然气需求，我国出台了一系列政策措施。2022 年发布“十四五”现代能源体系规划，明确了未来将会继续加大对天然气的勘探开发力度，促进天然气稳产增产，提高天然气消费占比至 15%左右1。为满足日益增加的天然气资源需求，必须加速高含硫气藏勘探开发。高含硫气藏是指 H2S 含量在 2%70%的天然气藏，集中分布于我国四川盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地等地区，其具有腐蚀性气体含量高（安岳气田 H2S：1.18%，CO2：7.5%；元坝气田H2S：5.14%，CO2：7.5%；罗家寨气田H2S：7.1%13.7%，CO2：5.1%10.4%；普 光 气 田 H2S：13%18%，CO2：5%10%）、压力高（70 MPa）、温度高（200）、地层水矿化度高（罗家寨气田气井氯离子含量约为 20 429 mg/L）、地质构造复杂等特点，且地面人居环境复杂，给安全高效钻完井带来了极大 挑战2。经过多年发展，我国基本攻克了 7 000 m 井深高含硫气井钻完井技术，但随着 8 000 9 000 m 井深高含硫气井不断投入开发，面临井更深、温度压力更高以及更严格的环保和经济效益要求，必须持续开展高含硫气井钻完井关键技术攻关。本文从高含硫气井井筒压力控制的角度，总结分析了近年来国内外高含硫气井在钻井工艺、钻井液技术、完整性管理等方面的研究进展、面临挑战以及未来发展方向。以国内西部某高含硫超深水平井为例，分析了 H2S、CO2气体溶解度对井筒压力和早期溢流识别的影响，总结了高含硫气藏精细控压钻井技术、精细控压固井技术和数字化钻井技术应用，探讨了钻井液配套技术、裂缝型碳酸盐岩储层堵漏技术及新型随钻除硫材料研发等关键技术及应用前景，提出要加强深井超深井管柱结构优化设计、水泥环密封完整性、高含硫气井低成本防腐和基于大数据的高含硫气井完整性风险定量评价等研究，降低高含硫气井安全生产风险。高含硫气井钻完井技术新进展的系统梳理对推动高含硫天然气藏的安全高效开发具有重要的现实意义，对四川盆地“气大庆”建设、我国“十四五”期间天然气稳产增产具有重要意义。1高含硫气井钻井过程的井筒压力分析1.1高温高压高含硫气井钻井过程中面临的问题1.1.1酸性气体（H2S、CO2）溶解特性高含硫气藏埋藏深，地质条件复杂，钻井过程中常遇多压力系统，钻井安全密度窗口窄，安全钻井难度大，H2S 在钻井液中的溶解，使得井控风险进一步升高。针对 H2S 的溶解特征，相关学者开展了一系列研究。滕业龙3基于实验数据拟合了 H2S 在水中溶解度的预测公式，该公式精度较高，平均相对误差0.062%。段振豪等4基于状态方程和特定粒子相互作用理论，建立了 H2S 在水溶液中的溶解度模型，适用于0227、020 MPa条件H2S溶解度计算，精度较高、形式简洁，具有很强的外延能力，在工程实践中得到了广泛应用。李茂祥等5-6采用分子动力学方法模拟了不同温度压力、不同浓度无机盐溶液条件下 H2S 溶解度，平均误差为 13.1%，模拟结果表明H2S 溶解度与压力呈正相关，与温度呈负相关，与无机盐离子浓度呈负相关。万立夫等7针对普光气田，利用数值模拟手段研究了 H2S 侵入井筒后与水基钻井液间的物理化学作用。Ahmadi 等8采用最小二乘支持向量机算法，基于 400 余个数据样本，拟合了H2S 在多种无机盐溶液中的溶解度。国内外研究表明，H2S 在油基钻井液中的溶解度远大于在水基钻井液中的溶解度。温度升高，H2S 溶解度降低，而压力增大，其溶解度增加，压力对 H2S溶解度的影响要远大于温度。井底环境下，当 H2S进入井筒环空后，一部分以气态形式向上运移，另一部分则会溶解在钻井液中。随着井深减小，温度压力逐渐降低，钻井液中 H2S 逐渐析出，增加井控风险。因此，钻完井过程必须充分考虑 H2S 溶解特征对钻井作业的影响。1.1.2钻井过程井筒流体相态特征考虑酸性气体（H2S、CO2）溶解特性，精细掌握钻井过程中井筒流体相态特征及相变规律对溢流早期识别与预警至关重要。国内外专家学者针对高含硫气井钻井多相流动过程也开展了一定的研究。石晓兵等9针对 H2S 的特殊物性，模拟研究了气体组分、偏差因子、气体黏度等参数对 H2S 气侵井筒两相流的影响，得到了 H2S 气侵时井底压力和井筒压力的变化规律。Zhang 等10基于超临界 H2S 的相变特征，探讨了超临界H2S相变引起气侵和井喷的原因。第 9 期 27 张智等：高含硫气井钻完井技术新进展与发展展望高含硫气藏中的H2S处于超临界流体状态，由于相变，环空中 H2S 体积在井口附近急剧膨胀，易诱发井喷。万立夫等11基于数值计算研究了 H2S 和 CO2侵入井筒后引起的环空压力变化，结果表明，当溢流时间相同时，和甲烷相比H2S和CO2对井底压力的改变更小，溢流隐蔽性更强。H2S 侵入的质量流量较甲烷大，井控难度增加，井口回压对 H2S 侵入时的环空密度剖面影响较大，适当提高井口回压可以有效降低地层H2S 侵入量，同时减缓含 H2S 天然气密度在近井口处的突变。孙宝江等12以四川某高含 H2S 的气井钻井为例，考虑高含 H2S 钻井溢流特点，对溢流期间环空多相流动进行了数值模拟，结果表明 H2S 在井底的溶解度远大于甲烷溶解度，H2S 含量越高，气相上升过程中钻井液密度变化越大，井口附近气相膨胀倍数和泥浆池增量也越大。Hou 等13考虑 H2S 在高温高压下的相变和溶解度，以吉林油田某酸性气井为例，利用数值计算研究了含 H2S 天然气侵入井筒后的环空两相流动规律。Dou 等14考虑了 H2S 溶解度和 H2S 相变，建立了井筒瞬态非等温两相流模型，研究了 H2S 气侵过程，若钻井液中 H2S 溶解量大，将导致早期溢流监测难度更高，必须加强钻井现场管控。1.2高温高压高含硫气井多相流动模拟与井筒压力控制考虑酸性气体在水基和油基钻井液中的溶解特征、井筒压力地层溢流耦合、瞬态温度井筒压力耦合以及温度压力与流体物性耦合作用，Fu 等15-16建立了高温高压高含硫气井溢流关井压井期间的环空瞬态多相流动理论模型。将溢流关井压井视为系统工程，考虑溢流关井压井 3 种工况之间的相互联动性、相互制约性，以前一工况结束时环空多相流分布特征作为下一工况的初始条件，模型能够准确揭示高温高压高含硫气井溢流关井压井期间的环空瞬态多相流动规律。并以国内西北地区某高含硫超深水平井为例，对钻井溢流和压井过程的井筒压力分布进行了模拟分析。不同 H2S 含量下水平井井筒截面含气率沿井深分布如图 1 所示。随着 H2S 含量增加，截面含气率沿井深分布规律相似，但相同井深处截面含气率减小。H2S 含量对井底压力的影响如图 2 所示。随着气侵时间的增加，井底压力先期都稍有增加，但气侵气体组分中 H2S 含量高时，井底压力增加的幅度较小；随后，井底压力随气侵时间的增加逐渐降低，H2S 含量高时井底压力降低较缓慢。在下部井段位置井筒温度和压力较高，此时 H2S 在水基钻井液中的溶解度较大，H2S 气体会全部溶解在水基钻井液中。因此在相同气侵量下，环空内自由气减少，气液混相速度也相应减小，由于摩阻压力梯度和加速压力梯度与气液混相速度大小有关，因此气侵气体中 H2S 含量高时，井底压力增加的幅度较小。当大量气体运移至造斜段和直井段时，重力压力梯度起主导作用，环空内自由气使得静液柱压力降低，井底压力逐渐减小，气侵气体中 H2S 含量越高，环空内自由气含量越低，井底压力下降幅度越小。同时，图1某高含硫超深水平井钻井溢流后地层气体 H2S 含量 对井筒截面含气率的影响图图2某高含硫超深水平井钻井溢流后地层气体 H2S 含量 对井底压力的影响图2023 年第 43 卷 28 天 然 气 工 业H2S 含量越高，相同井深处截面含气率越低，气相速度越小，气体到达井口的时间越长。不同钻井液体系下水平井井底压力随气侵时间的变化对比如图 3 所示（75%CH4 25%H2S）。对于水基和油基钻井液，在气侵初期井底压力均无明显变化，随着气侵时间增加井底压力开始降低，水基钻井液的井底压力降低得更快。对于水基钻井液，由于H2S 溶解度相对油基钻井液较小，气体在运移至井口过程中，环空中始终存在气液两相流。对于油基钻井液，气侵初期侵入井筒的 H2S 气体全部溶解于钻井液中，使得钻井液密度略有降低，井底压力下降幅度相对较小。随着钻井液上返，溶解的 H2S 不断逸出。在井口附近，H2S 体积剧烈膨胀，使井底压力急剧降低。缓慢，会导致早期溢流监测难度更大，更滞后。此外，在监测到井底溢流发生后，气液两相流距离井口较近，留给井控的时间更短，井控难度也越大。因此，在高含硫气井钻井过程中，更应加强井底压力、泥浆池增量以及井口返出排量监测，以便及时发现溢流并采取相应的井控措施。2高含硫气井钻井工艺技术2.1高含硫气井精细控压钻井及控压固井技术高含硫气田多以碳酸盐岩裂缝性油气藏为主，气藏上覆地层多压力系统共存，地质条件复杂，地层压力敏感，安全密度窗口窄，易发生喷漏事故，会对钻井施工造成很大风险17。高含硫化氢极大地限制了气体钻井、欠平衡钻井等技术的应用，井下溢漏复杂处置可供选择的技术手段有限，处理难度极大，井控风险极高。精细控压钻井利用井下参数测量与地面压力自动控制等系统，控制井底压力在设定安全窗口内安全钻进。该技术实现了井底压力实时监测与动态调整，保持钻井过程中井底压力基本恒定，避免了井底压力波动过大带来的溢漏复杂和井控风险。针对高含硫化氢地层钻进，由于无法实施排气降压，采用微过控压钻井技术控制井下处于微漏状态，始终保持井底当量循环密度（ECD）大于地层压力，避免地层流体进入井筒，快速钻至固井井深。精细控压钻井目前已成为“三高”气藏安全钻井的必备技术，在塔里木盆地塔中区块，四川盆地磨溪 高石梯 川图3某高含硫超深水平井钻井溢流后井底压力随气侵时间 变化规律图不同 H2S 含量下水平井司钻法压井过程中套压/立压随时间的变化规律如图 4 所示。假设关井立压相同，不同 H2S 含量下采用相同的加重钻井液进行压井，立管压力不随 H2S 含量变化而变化。套压随H2S 含量增加而减小，在溢流排出阶段，气体组分中H2S 含量越低，套压降低更快。H2S 在水基钻井液中具有较高的溶解度，当气体组分中 H2S 含量增加时，H2S 溶解在水基钻井液中，在相同气侵时间下相同井深处井筒截面含气率会更低；并且在压井阶段，受污染钻井液运移至井口以及排溢过程中，由于存在套压，井口附近的水基钻井液也存在较大的溶解度，H2S 溶解于钻井液中，自由气的膨胀体积减小，导致套管压力降低，但降低的量较小。从溢流、关井、压井模拟结果可知，在高含硫气井钻井过程中，由于大量 H2S 气体的存在，井底压力、泥浆池增量以及井口返出排量随气侵时间变化图4某高含硫超深水平井司钻法压井套压/立压随压井时间 变化规律图第 9 期 29 张智等：高含硫气井钻完井技术新进展与发展展望西双鱼石 九龙山等区块进行了应用，取得了良好的应用效果，有效保障了井控安全18-19。在精细控压钻井基础上进一步延伸发展形成的精细控压固井技术，能在固井过程中精细调整注替排量，注替全过程采用精细控压系统维持敏感地层全过程压力平稳，控制环空当量密度处于安全窗口内，实现压稳、不漏，防止 H2S 气窜，既保证了固井过程井控安全，也为提高固井质量提供了条件20-21。川渝地区采用精细控压固井技术以来，创造了最大井深、最小工作液密度窗口、一次上返率、固井合格率等多项应用指标纪录，有效地解决了窄安全密度窗口固井易漏失、返高不够等问题，固井质量明显得到大幅度提高，从 2018 年到 2021 年固井优质率从 36.7%提高到 63.6%。塔里木库车山前构造区块也成功进行了应用，在超深、超高压、超窄密度窗口实现了零漏失、零溢流，成功实现了一次上返。与常规固井技术相比，精细控压固井技术始终控制环空动态当量密度在安全密度窗口范围内，提升顶替效率至 95%以上22。2.2数字化辅助钻井技术信息化智能化钻井技术是未来的发展趋势，近年来国内各大油企及高校均开展了基于云计算、边缘计算、大数据及人工智能技术的钻井作业智能支持系统研究，解决了远程数据实时传输、多专业数据融合、大容量数据库管理、复杂平台集成开发等难题，开发了集钻、测、录为一体的钻井作业支持系统，实现了数据自动采集、钻井风险的实时监测、预警以及决策功能一体化23。能够对高含硫气井钻井井漏、溢流等钻井事故复杂进行及时准确预警，并为复杂事故处理提供决策辅助，实现溢漏“早发现、早处理”，保证了高含硫气井钻井安全。依托钻井作业信息化，也进一步完善传统的钻井优化技术，最大限度挖掘了高含硫气田钻井提速潜力。充分利用钻井历史数据，建立钻头数据库，采用智能聚类方法优选钻头；基于地层破岩效率综合评价方法，对螺杆钻具、涡轮钻具等提速工具进行优选；利用实时钻井数据以钻井性能指标为目标函数，井眼清洁状态、钻柱粘滑振动等为约束条件，建立钻井参数实时优化模型，并基于边缘计算技术直接在钻井现场完成钻井参数优化。3高含硫地层钻井液技术在钻进过程中，井筒附近的应力分布将发生改变，钻井液柱由于性质不同不能完全替代原岩，会使得井周应力重新分布，地层原有平衡被打破，使井壁周围岩石发生形变或产生微裂缝。钻井液滤液也会经微裂缝渗入岩层，降低岩石自身强度。含 H2S腐蚀性气体接触到钻井液后，会引起钻井液密度的明显降低，进而造成井壁应力失衡，引发井壁失稳现象。所以，在钻井液技术方面主要应该关注含 H2S地层钻井液沉降稳定性与密度调控、裂缝型碳酸盐岩储层的高效堵漏、钻井液随钻除硫等技术。3.1钻井液密度及沉降稳定性调控技术钻井液密度的调控对平衡地层压力起到至关重要的作用，过低或过高都不利于对井筒压力的控制，合理的钻井液密度不仅能够起到稳定井壁的作用，还能有效提高钻井速度和储层保护效果。针对高含硫区块复杂地质条件下钻井安全密度窗口窄、全井段密度难以调控等问题，应在密度窗口变化较大的井段内，利用高效微纳米封堵剂强化地层的承压能力，保证同一套钻井液体系可以满足不同岩层的钻井液密度窗口。为维护沉降稳定性，在高含硫区块选用钻井液加重剂时更应充分考虑和运用颗粒堆积原理24，根据需求选择合理的粒径级配，实现加重颗粒之间的滚动摩擦，增强钻井液的流变性，改善深部地层加重剂沉降导致的钻井液密度过大的问题，有效避免卡钻以及起下钻遇阻等复杂情况，保障钻井过程的安全。3.2裂缝型碳酸盐岩储层堵漏技术对于碳酸盐岩含硫储层而言，裂缝是重要的油气储集场所。但这些经过溶蚀性流体或应力作用产生的裂缝，也为钻井过程中的钻井液漏失提供了基础条件。高含硫气藏中使用的钻井液密度较高，液柱压力大于地层孔隙压力，在压差的作用下碳酸盐岩储层中的裂缝更容易发生原生裂缝扩展甚至诱导产生新裂缝。由于碳酸盐岩二次裂缝面较为平整，传统的单一材料堵漏技术不易驻留等问题较为突出，很难发挥作用。目前，针对碳酸盐岩裂缝型储层已发展出两大堵漏技术：复合材料堵漏技术和高效固化堵漏技术。复合堵漏技术是针对全地层的裂缝，利用多种类、多尺寸的材料进行协同堵漏。其中包括了传统的刚性骨架、柔性填充物、微纳米封堵剂等材料25，该技术具有堵漏尺寸可调节、有效期长等特点。高效固化堵漏技术是利用活性硅酸钙、固化剂、缓凝剂等多种药剂形成的固结承压配方进行储层封堵的技术。堵漏浆由于压差进入储层裂缝后，在地层温度的作用下稠化凝结，其固化时间可以根据现场实践情况，2023 年第 43 卷 30 天 然 气 工 业由缓凝剂的加量进行调节。该技术可以克服堵漏材料无法驻留的问题，且覆盖较大范围尺寸的裂缝。相比于复合材料堵漏技术，该技术形成的堵漏区域又具有易于酸化的特点，有利于储层的后期改造。3.3钻井液随钻除硫技术在钻井液体系中加入新型除硫剂等处理剂能够有效提高钻井液的除硫效率，避免钻井液性能的剧烈波动。在研发新型随钻除硫材料时，不仅要考虑其室内评价实验中展现的效率，更应考虑处理剂进入地层后的性能稳定性。高含硫地层中逸出的 H2S 为活泼气体，如果除硫材料化学性质过于活泼，则产生的副产物可能会影响钻井液性能稳定性；如果性质稳定，则达不到预期效率。在综合考虑除硫效率和产品稳定性后，一些企业和单位研发了自己的新型高效除硫剂。如长庆油田研发了一种新型抗温除硫剂 RMS-2，当其加量为 2%时，除硫率可以达到 93.2%，明显优于其他类型的除硫剂，并且 RMS-2 的加入不会对钻井液体系的外观产生影响。4高含硫气井井筒完整性关键技术高含硫气井井筒完整性及其诱发环空带压现象引起了广泛关注，成为近几年关注的重点和研究的热点26。2014 年，郭建华27研究了不同工况条件下封隔器完井管柱三轴应力强度评价方法；2015 年，中国石油天然气股份有限公司国内首次发布了高温高压高含硫井完整性指南（试行），提出了我国高温高压高含硫井全生命周期的完整性管理技术要求、操作指南和管理方法；2017 年，中国钢铁工业协会发布了金属在硫化氢环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室试验方法，为井下管柱选材提供了试验方法；2022 年，汪晓磊等28建立了高含硫气井环空异常带压评价方法，能判断气井屏障状态，确定气井完整性等级。这些成果指导了我国 7 000 m 级高含硫气井安全高效开发，但是随着 8 000 9 000 m 级高含硫气井不断投入开发，还面临超高压、超高温、高含 CO2/H2S、射孔爆轰等复杂工况，同时井下管柱和水泥环完整性维护难度大，需要进一步优化管柱结构、研究低成本防腐技术、提高复杂载荷条件水泥环密封能力，在钻完井阶段有效遏制风险。同时，建立高含硫气井完整性风险定量评价方法，识别风险关键节点并确定井筒风险等级，确保全生命周期井筒完整性。4.1管柱结构优化高温对管柱强度衰减作用不容忽视，而现有的管柱设计方法未全面系统考虑超高温对管材强度的衰减作用，以及超深小井眼高泵压大排量压裂、射孔、测试等复杂工况瞬时极端载荷导致超深井管柱失效等问题。为此，需要建立复杂工况瞬时极端载荷模拟技术，开展超高温管柱材料力学性能测试，从而开展高含硫气井管柱结构优化设计（图 5）。张智等2在常规管柱设计方法基础上，综合考虑了高温对管柱强度的衰减作用、不同工况下瞬时极端载荷，开展高温高压井油套管强度设计与校核，再结合低成本材质选择，优化管串结构，确保高含硫气井全生命周期管柱服役完整性。图5高含硫气井管柱结构优化设计流程图4.2水泥环密封完整性大量研究表明，CO2/H2S 在高温高压湿润环境中会消耗固井水泥环中的胶结相，使水泥环内部萌发裂纹，形成泄漏通道，严重破坏水泥环密封完整性。而且水泥环破坏时产生的微裂纹是无规律的，难以通过力学模型表征，还需要通过实物实验以识别水泥环在高温高压高含硫环境下可能产生的泄漏途径29。图 6 为全尺寸套管水泥环地层密封完整性评价装置，最高测试温度 350、最大测试压差 50 MPa，可以评价第一胶结面和第二胶结面的胶结情况、水泥环微通道几何尺寸及三维空间分布情况。在第一胶结面、第二胶结面分别布置 3 根毛细管，采用氮第 9 期 31 张智等：高含硫气井钻完井技术新进展与发展展望气 0 10 MPa 逐级加压验窜测试胶结面的密封能力，加压 3 MPa 时存在微小窜漏，加压接近 10 MPa 时出现连续性窜漏。采用 CT 扫描定量测试水泥环本体孔隙、微裂缝、微环隙等缺陷的几何形貌及尺寸。发现微裂纹呈现不规则、宽度小、长度大、贯穿型等特点，宽度集中在 100 150 m，微环隙呈现为规则、长度大、贯穿型等特点，宽度集中在 20 30 m。水泥环密封完整性测试可以验证水泥浆体系的密封完整性，获取温度、压力对水泥环密封完整性的影响程度定量测试结果，从而为优化固井工艺、明确后期井下作业关键施工参数提供支撑。性能检验及低毒性高性能缓蚀剂研发，提出兼顾安全性与经济性的高含硫气井低成本防腐方案。4.4基于大数据的高含硫气井完整性风险定量评价井完整性影响因素多，其评价标准多为定性，且缺乏较为系统的定量评价指标体系。2017年，张智等31建立了包含 28 个因素的高含硫气井井筒完整性风险评价指标体系，可以量化气井潜在风险并制订风险等级，为现场管控井筒完整性提供决策支撑。但由于完整性影响因素多、量纲不统一、因素之间互相影响，而且风险划分规则人为制订，主观性较大，对评价人员的经验要求较高，高含硫气井完整性风险评价仍存在定量难、评价模型推广难、评价结果误差大等问题。而人工智能、大数据等前沿科学具有良好的数据处理能力，可以深入挖掘数据之间存在的难以被人工识别的关系，预测事故并做出决策，被广泛应用于各行各业。现阶段应当加速建立井筒完整性数字孪生模型，研究基于大数据的高含硫气井井筒完整性风险定量评价方法，实现高含硫气井井筒完整性实时监测及管控。5万米特深井钻完井展望我国已经进入 8 000 9 000 m 超深井时代，当前正在塔里木盆地、四川盆地钻探井深 11 100 m和 10 520 m 两口万米深井，对标全球 13 项工程难度指标，其中高温、高压、高含硫等 7 项难度指标世界第一，钻井综合难度世界罕见。万米特深井钻探将突破勘探深度“死亡线”，可能建立新的超深成储理论体系，可能突破古隆起控油的传统理论，对保障国家能源安全意义重大。根据四川盆地深层气藏特点，万米特深井目的层含 H2S 的可能性较大，面临的主要技术挑战包括：地质构造复杂，存在多压力系统，钻井液安全密度窗口窄，井身结构复杂。万米特深井钻井面临诸多地质及工程上的不确定性，钻井过程中会遇到地质及工程设计阶段难以预料到的地质及工程风险。深部地层岩石强度高、可钻性差，机械钻速慢。深部地层在超高围压下压实致密，导致岩石强度高、可钻性差，常规钻头破岩难度大，机械钻速慢，现有井下提速工具和钻头不满足特深高强度地层破岩的需要。超高温高压下高密度钻井液性能调控难度大。现有钻井液体系无法适应超高温环境，一旦钻井液添加剂在超高温下失效，就无法保证钻井液性能满足钻完井工程的需要。窄间隙长封固段大温差固井施工作业难度大。万米特深井裸眼段长、上下段温差大、图6全尺寸套管水泥环地层密封完整性评价装置图4.3高含硫气井低成本防腐高含硫气井中的 CO2/H2S 酸性气体具有较强的腐蚀作用，可能会导致井下管柱、水泥环腐蚀失效，造成重大事故。井下管柱选材通常依据企业制订的选材图版（如日本住友、川崎制铁、V&M 公司、Tenaris公司等）或标准，如石油天然气工业 高含 CO2环境用套管、油管及井下工具的材料选择：GB/T 40543-2021等，按照国际上高含硫油气井实践和相关标准规范，若严格按照标准进行选材，高含硫天然气井油套管材质需要选用镍基合金等高等级材质，其初期成本较高。在高水平应力环境中，常用抗硫管材 C110的抗环境敏感开裂和硫化氢应力腐蚀开裂性能存在不确定性，使用前需要进行适用性评价。部分含硫气井油管柱、封隔器以上油层套管等选用抗硫碳钢材质以降低成本，但是必须优选高性能防腐环空保护液体系，或者通过加注缓蚀剂抑制井下管柱腐蚀，但其长期防腐成本高，其稳定性以及与管柱材质相容性难以完全保证，还可能会影响后续水处理、硫回收等工艺30。因此，需要同时开展井下管柱材质优选、水泥环密封2023 年第 43 卷 32 天 然 气 工 业环空间隙小，固井过程中可能发生漏失，在超高温高压下，很难实现地层间的有效封隔。超高温高压下环空带压风险高，井筒完整性保障难度大。四川盆地万米特深井预计钻遇地层压力超过 130 MPa，温度超过 220，在高温下，钢材的屈服强度会降低，超深井环境下，无论是钻具还是套管柱、油管柱的受力及变形会更加复杂，影响入井管柱的安全性。万米特深井钻探体现了一个国家超深井钻完井技术水平，是世界级难题。实施万米特深井钻完井尚需攻克的关键技术是：基于工程及地质不确定性的钻井工程优化设计与调控、超高温高压耦合条件下破岩机理与基于大数据的高效钻井、高温高压高酸性气井井筒压力智能控制、特深井井下事故预防与处理、耐高温高密度钻井液体系研制与应用、大温差窄间隙长裸眼段提高固井质量、耐高温高压井下工具及井下测量与控制工具的研发、超高温高压环空带压机理及全生命周期井筒完整性保障等。实施万米特深井钻探需要开发和运用一系列先进的钻探技术和设备，这将促进我国钻探技术的创新和进步，并带来相关领域的技术突破。实施万米特深井钻探涉及地质学、地球物理学、地球化学、工程技术等多个领域，这将促进多学科人才的培养，促进跨学科交流，推动各领域间的合作。6结论1）H2S 在钻井液中的溶解度会影响井筒压力分布。井底环境下，H2S 在钻井液中的溶解度较大，随着钻井液上返，温度压力逐渐降低，到达井口附近时溶解的 H2S 大量析出，气体体积急速膨胀，加大了早期溢流监测的难度。相对于水基钻井液，H2S 在油基钻井液中的溶解度更大，溢流隐蔽性更强，井控风险更高。2）通过高含硫井控压钻井及控压固井技术可以精确控制钻井固井过程井筒压力在安全密度窗口内，避免溢漏复杂和井控风险，提高固井质量。同时开展云计算、边缘计算、大数据及人工智能技术研究，可以支撑 H2S 地层溢漏“早发现、早处理”，提高钻井安全性。3）钻井液配套技术、裂缝型碳酸盐岩储层堵漏技术及新型随钻除硫材料研发等关键技术可以解决钻井液密度窗口窄、抑制性能不足、除硫效率低等高含硫气层钻井液调控难点，有助于提高高含硫地层钻井液的稳定性和可靠性，降低钻井风险，保护储层，提高钻井效率。4）高含硫气井完整性需要从优化管柱结构、提升水泥环密封完整性、低成本防腐、基于数字孪生的高含硫气井完整性风险管控等方面着手，从而