磨溪-高石梯构造超深定向井固井水泥浆技术①

李成全 何世明 张平

1.“油气藏地质及开发工程国家重点实验室”·西南石油大学2.中国石油西南油气田公司开发事业部 3.四川工业科技学院

自2011年7月风险探井高石1井在震旦系获得102×104m3/d的高产工业气流后[1]，揭开了高石梯-磨溪震旦-寒武系储量规模超万亿立方米特大型气田评价勘探的序幕，取得了四川盆地47年来古隆起勘探的重大战略突破[2-3]。为了加快该高温高压高产气藏的开发进度，在最后两个开次大都采用尾管固井的方式。因尾管封固井段长、地层温度压力高、上下温差大和气层发育等多因素引发的固井质量低的问题[4-7]，一直是制约龙王庙气藏安全经济高效开发的技术瓶颈之一，亟待解决。

国内外研究者对深井高温尾管固井做了一些研究，ARCO石油天然气公司和Wester公司使用一种非渗透性水泥体系在美国和墨西哥等地高温深井进行了多次的套管和尾管固井，取得了较好的应用效果[8]。张峰等针对塔里木油田库车山前温度高(120～180 ℃)、窄环空间隙难点问题，优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系，配套固井工艺，解决高温深井窄间隙小尾管固井难题[9]。罗翰等针对川深1井四开固井超高温高压地层长效密封的问题，通过增大硅粉加量和合理匹配硅粉粒径抑制水泥石强度衰退，优选合适的水泥浆，解决了高温高压地层的技术难点[10]。秦克明针对元坝7井超高温高压、油气活跃、地层易漏、尾管环空间隙小、顶替效率难以保证等诸多固井难点，通过优化固井方案和优选抗高温防气窜加重胶粒水泥浆体系和冲洗型加重隔离液体系，解决固井过程气窜、漏失等问题[11]。吴江等为解决莺歌海盆地东方13-1气田小井眼尾管固井时存在的气窜和CO2腐蚀问题，研发了高密度高效清洗液和新型抗高温高密度水泥浆，并采用旋转尾管固井工艺，形成了高温高压气井尾管固井技术[12]。何树山等针对歧深1井尾管裸眼封固段油气活跃、温度高、环空间隙小等问题,提出了采用套管居中、井眼清洁及界面清洗、隔离液、防窜水泥浆及动态压力平衡固井技术等综合技术体系，有效地解决了尾管固井质量差的问题[13]。笔者分析总结了磨溪-高石梯构造超深定向井尾管固井难点，优选适用于高温高压大温差且气层发育条件下的宽温带缓凝剂和高温降失水剂，同时优选适用于高温高压大温差条件下的防窜水泥浆体系，以此为基础来指导磨溪-高石梯工区的尾管固井施工作业，为龙王庙气田的安全经济高效开发提供保障。

1 川西地区固井面临的重点难点

2013年以前，针对磨溪龙王庙构造的开发井，按照直井固井模式，完成5井次的大斜度井、水平井固井作业，其中3井次的177.8 mm尾管固井作业固井质量仅一口井合格，其中磨溪008-H1井合格率仅为5.2%，优质率仅为0.2%(图1)。2井次的127 mm尾管固井作业固井质量优质率相对不高。其中，磨溪009-X1井优质率仅为19.4%，磨溪16-C1优质率为76.3%。

通过磨溪-高石梯构造前期固井结果分析，影响工区超深大斜度井、水平井尾管(177.8 mm和127 mm)固井质量的主要原因有：

(1) 大斜度、水平井封固段长，环空间隙小(最小11～12 mm)，顶替效率不高，严重影响尾管段固井质量。

(2) 高密度大温差水泥浆体系防窜性能效果差，早期强度发育不完全，导致固井候凝过程中出现气窜。尾管封固段长最长超2 000 m，最高温度超140 ℃，封固段上下最大温差超60 ℃。磨溪008-X2井177.8 mm尾管水泥浆在80 ℃条件下养护48 h后的水泥石强度仅为7.0 MPa。

(3) 钻井液、隔离液和水泥浆的密度及流变性能匹配性差，影响固井顶替效率的提高。磨溪008-H1井177.8 mm尾管固井井段的钻井液密度2.15 g/cm3，隔离液和水泥浆的密度均为2.25 g/cm3，钻井液、隔离液和水泥浆的动切力几乎相同，分别为9 Pa、10 Pa和10 Pa，难以实现高效顶替。

(4) 油气层显示多，尤其是上部井段油气水活跃，固井候凝过程中由于水泥浆失重导致井筒液柱压力降低，使得油气水窜，影响固井质量。磨溪009-X1井177.8 mm尾管固井井段有8个层段油气显示活跃，龙潭、飞仙关、嘉陵江地层全烃最高超过90%，严重影响候凝后的固井质量。

为解决该地区固井面临的难点，将从水泥浆技术开展研究，通过优化高密度大温差水泥浆和高温防窜水泥浆，来提高大斜度、水平井顶替效率和防窜能力。

2 高密度大温差水泥浆外加剂优选

在前期开发形成的大温差水泥浆体系(嘉华G级)的基础上，通过优选高温缓凝剂、降失水剂，进一步优化高密度大温差防窜水泥浆体系早期强度及防窜性能。

2.1 宽温带缓凝剂优选

由于地层封固段长，地层纵向温度变化大(60～135 ℃)，要求缓凝剂不仅在中温和高温具有优良的缓凝效果，同时在低温下也要具有较好的凝结性能，需对缓凝剂进行优选。SD210缓凝剂由含磺酸基和含有高电荷羰基、酰胺基团的单体加成聚合而成[14]。一方面，缓凝剂双羧基的磺酸基通过鳌合作用，在水泥颗粒表面形成不溶性薄层优先吸附C3A，铝酸盐组分水化速度首先被抑制，表现出很强的缓凝作用，而对C3S表现较弱的吸附性能，起减缓水化的作用，随着水化过程的进行，晶核长大，屏障结构被逐渐破坏，保证水泥石后期强度。另一方面，共聚物分子在高温下呈伸展状态，活性基团排列在分子侧面而暴露，对Ca2+、Al3+充分螫合，全包裹吸附晶格中抑制正常水化；低温时分子链蜷缩，使部分羧基被包在内侧，其鳌合分散受限，缓凝能力降低[14]。即缓凝剂随温度的升高而伸展，达到井底高温时处于打开的状态，与水泥颗粒作用发挥缓凝作用；而当水泥浆返到环空一定位置时，该缓凝剂也随温度的降低而收缩，由完全吸附状态过渡为部分吸附状态。以水泥石强度为指标，对SD210缓凝剂进行了高温宽温带适应性考察，见表1。

表1 SD210宽温带适应性试验循环温度/℃稠化时间/min24 h强度/MPa(养护温度)水泥顶面强度/MPa(养护温度×时间)11534025.0(135 ℃)14.0(65 ℃×24 h)13531226.3(150 ℃)14.5(75 ℃×24 h)15030529.5(165 ℃)16.2(75 ℃×36 h)

由表1可知：在满足施工稠化时间要求的前提下，SD210水泥石强度发育高，水泥浆体系在115 ℃条件下稠化时间340 min、135 ℃条件下稠化时间312 min、150 ℃条件下稠化时间305 min，模拟注水泥过程搅拌以后，在24 h内养护凝固分别达到25.0 MPa、26.3 MPa和29.5 MPa。同时，其水泥浆柱顶部温度较低时，最低强度可达14.0 MPa，其强度也能够较快发展，克服了大温差效应对高温水泥浆体系带来的超缓凝问题。

2.2 高温降失水剂优选

水泥浆失水量过大，会产生一系列的严重后果：使水泥浆密度显著升高，流变性变差，水泥浆发生闪凝现象或桥堵，导致注水泥失败；水泥浆滤液浸入地层引起地层损害；水泥浆发生失水失重引起层间窜通，降低封固质量。采用AM、AMPS等[15]为主要原料合成的共聚物SD130高温降失水剂为黏稠状的透明液体，直接混入水中使用，其加量一般为水泥质量的2%～5%，浆体稳定性好，无自由水，随着其加量增加，浆体稍微增稠，加入适量分散剂配合使用可保证水泥浆具有良好的流变性。图2(a)为SD130聚合物降失水剂在120 ℃条件下的API失水评价结果。由图2(a)可看出，随着SD130加量增加，失水量逐渐降低，当其加量超过3%(w)以后，能够控制水泥浆的失水量在100 mL以内，随着其加量的进一步增加，失水量的降低幅度变小。图2(b)为该降失水剂在加量4%(w)时，失水量随温度的变化情况。图2(b)表明，降失水剂有很宽的温度适应性，在135 ℃时，仍然能够有效地发挥其降失水的性能。

由于该聚合物分子结构引入AMPS基团，起到了抑制丙稀酰胺-CONH2基团水解的作用，提高了共聚物的稳定性，相对减弱了降失水剂的缓凝作用。图3为温度110 ℃时不同密度条件下水泥浆的API失水量测试结果。由图3可知，当水泥浆密度在2.10～2.50 g/cm3范围内变化时，相同加量的SD130降失水剂的API失水量几乎保持不变，能有效满足工程作业需求。

3 高温高密度大温差防窜水泥浆体系

通过室内实验，形成了以SD210、SD130、SD35与加重剂为主体，密度2.00～2.50 g/cm3、温度60～135 ℃的水泥浆体系配方，具体的配方如表2所示。

表2 高密度大温差防窜水泥浆配方密度/(g·cm-3)温度/℃G级/gw(铁矿粉)/%w(硅粉)/%w(SD130)/%w(SD210)/%w(SD35)/%液固比2.001151002031.60.50.362.001351002042.40.50.362.10115100502031.60.50.342.10135100502042.40.50.342.20115100502031.610.322.20135100502042.410.322.301151001302031.610.312.301351001302042.410.312.401151001302031.610.282.401351001302042.410.282.501151001802031.610.252.501351001802042.410.25

3.1 水泥浆工程性能评价

(1) 沉降稳定性评价。高温高密度大温差防窜水泥浆体系以磁铁矿粉为加重剂，稳定性主要体现在水泥浆上、下密度的差异。为考察水泥浆沉降稳定性，将部分配方水泥浆静置观察后，测量其上下密度差，测试结果如图4所示。由图4可知，该水泥浆体系有较好的稳定性，顶部和下部密度差均小于0.020 g/cm3，良好的沉降稳定性防止了上部水泥环胶结疏松，强度下降，有助于提高固井质量。

(2) 水泥浆常规性能评价。在室内按照API操作规范对以上配方进行了水泥浆常规性能测试，得到高密度大温差水泥浆体系常规性能，测试结果如图5所示。由图5可知：水泥浆体系兼顾了稳定性与流变性，黏度切力低，流动度均在20～23 cm，游离液较小，稳定性良好；水泥浆体系能有效控制失水。115 ℃和135 ℃条件下API失水量均小于70 mL，有利于保护油气层。

(3) 水泥浆稠化时间与抗压强度性能评价。稠化时间和抗压强度是高密度大温差水泥浆体系的主要矛盾，是大温差最本质的问题。通过实验考察了这两方面的性能，结果如图6所示。由图6可知：水泥石在高温(135 ℃和110 ℃)条件下养护48 h的强度均大于14.0 MPa，低温下(75 ℃)养护48 h的抗压强度达到了8.0 MPa以上；当循环温度为135 ℃时保持400 min左右，能够有效解决水泥石顶部出现超缓凝的问题。

表3给出了水泥石经高温过渡到低温后的强度结果。由表3可知：优选出的缓凝剂对水泥石的强度发展无不良影响，24 h强度高，能够满足工程的要求；在稠化时间满足施工要求的前提下，水泥浆柱顶部温度较低时，其强度也能够较快发展，克服了大温差效应对高温水泥浆体系带来的超缓凝的问题，可以解决长封固段顶部水泥浆长期不凝的固井质量难题。

表3 由高温过渡到低温后的水泥石强度循环温度/℃稠化时间/min底部强度/MPa顶部强度/MPa11044326.5(133 ℃×24 h)20(70 ℃×24 h)13036832.4(154 ℃×24 h)20(75 ℃×45 h)15034835.2(175 ℃×24 h)20(80 ℃×24 h)

3.2 水泥浆防窜性能评价

大量的生产实践及研究表明，造成油、气、水窜的主要原因是水泥浆在凝结过程中，其液柱压力不断降低(即水泥浆失重)。当作用于井筒内的浆柱(泥浆和水泥浆)压力逐渐降到低于油、气、水层压力的某一时刻，油、气、水就会侵入环形空间，造成油、气、水的窜流和井口冒油、冒气。

根据水泥浆失重规律，对2.30 g/cm3水泥浆，当浆柱压力当量密度降至1.90、1.45、1.00时，分别进行气侵实验。由实验得到正常密度和水泥浆气侵数据，表4是将水泥浆气侵数据转化为压力当量密度进行抗气侵的能力比较。

分析表4可知：

(1) 大温差防窜水泥浆体系都有较强的防窜能力。在保证水泥浆胶结良好的情况下，地层压力梯度小于2.0，不会发生气窜。

(2) 大温差防窜水泥浆体系在不同的静置时刻，其气侵压力当量密度都大于浆柱的原始压力当量密度，并且随着水泥浆的胶凝强度的发展，气侵压力当量密度明显增大，说明水泥浆的胶凝强度愈大，抗气侵能力也愈大。

(3) 不同配方的水泥浆抗气侵能力是不相同的，当水泥浆柱压力降至水柱高度压力时，其抗气侵的强弱与水泥浆稠度从40 BC变化至100 BC的时间长短有关，稠度变化快，其抗气侵能力相对较强，反之则较弱。由此说明，水泥浆稠度从40 BC变化至100 BC的时间长短也可反映水泥浆的胶凝强度发展快慢。

表4 不同温度下的水泥浆柱在不同压力当量密度时刻的气侵压力当量密度和稠化时间气侵时刻数据水泥浆大温差防窜水泥浆体系/MPa不同温度气侵压力当量密度样品1样品2样品395 ℃108 ℃120 ℃浆柱当量密度1.90p10.033 00.032 50.032 0p20.022 00.023 00.023 0Δp0.011 00.009 50.009 0p30.018 60.018 60.018 63.303.253.20浆柱当量密度1.45p10.037 50.036 00.034 5p20.023 00.022 50.022 0Δp0.014 50.013 50.012 5p30.014 20.014 20.014 23.753.603.45浆柱当量密度1.0p10.072 00.068 00.062 0p20.034 50.035 00.032 0Δp0.037 50.033 00.030 0p30.100 00.100 00.100 07.206.806.2040～100 BC稠化时间/min212629

(4) 气侵的实验结果说明，大温差防窜水泥浆体系稳定性较好，不存在自由水分离而形成气侵的通道。

4 现场应用

利用该研究成果在磨溪-高石梯工区的大斜度井、水平井中的177.8 mm尾管和127 mm的尾管固井中开展了11口井的现场试验。表5给出了试验井的基本情况，图7给出了试验井的声幅测井质量统计结果。

表5 试验井情况简表井号套管/mm深度/m温度/℃水泥浆密度/(g·cm-3)磨溪009-X2127.05 4251421.90磨溪009-3-X1127.05 4701351.90磨溪009-X6127.05 2001411.90磨溪008-X16177.84 9681302.25磨溪008-11-X1127.05 6501351.90高石001-H2177.85 1881392.25磨溪008-20-H2177.85 8301352.35高石001-X1177.85 1051382.25磨溪008-7-X2177.84 8151312.30磨溪008-18-X1177.84 7781272.32磨溪009-4-X2177.84 8551292.40

由表5和图7分析可知：现场试验中固井最深5 188 m，最长尾管封固段长2 823 m，最高井底温度达到142 ℃，最高水泥浆密度达到2.40 g/cm3；声幅测井质量平均合格率83.7 %，平均优质率48.9%；与应用前相比，固井质量评价优良率提高约30%，评价合格率提高超过50%；固井后无一口井发生喇叭口气窜或气测异常。现场试验表明，高温高密度大温差防窜水泥浆体系能够显著提高磨溪-高石梯工区的尾管封固质量。

5 结论

(1) 在前期开发形成的大温差水泥浆体系基础上，以水泥石强度为指标，对SD210缓凝剂进行了高温宽温带适应性考察；研究共聚物高温降失水剂SD130的加量和随温度的变化情况，优化高密度大温差防窜水泥浆体系早期强度及防窜性能。

(2) SD210水泥浆体系在高温165 ℃养护24 h和低温65 ℃养护24 h的抗压强度分别达到29.5 MPa和14.0 MPa以上，克服了大温差效应对高温水泥浆体系带来的超缓凝的问题；SD130降失水剂具有很宽的温度和密度适应性，加量(w)超过3%以后，能够控制水泥浆的失水量在100 mL以内；在大温差下水泥浆体系在保证水泥浆胶结良好的情况下(地层压力梯度小于2.0)，能有效防止气窜发生，具有良好的抗温稳定性和防窜性能。

(3) 现场应用高温大温差防气窜水泥浆体系后，固井质量优良率提高约30%，评价合格率提高超过50%，固井后无一口井发生气窜或气测异常。高温高密度大温差防窜水泥浆体系能够显著提高磨溪-高石梯工区的尾管封固质量，为龙王庙气田的安全经济高效开发提供保障。