超低密度水泥浆固井技术的应用——以百泉1井为例

张伟 魏瑞华 杨洪 刘佩轩 牛罡

中国石油新疆油田公司勘探公司

超低密度水泥浆固井技术的应用
——以百泉1井为例

张伟 魏瑞华 杨洪 刘佩轩 牛罡

中国石油新疆油田公司勘探公司

在对压力系数低、易漏地层，特别是裂缝型地层的固井作业中，采用常规密度的水泥浆进行固井极易引起井漏，造成固井失败或质量不合格。为此，根据准噶尔盆地西部隆起克百断裂带百口泉鼻隆构造上的百泉1井钻井复杂情况和地层情况，采用了2种超低密度水泥浆柱结构，以确保固井时上部防漏下部压稳，该井固井过程中无漏失，测井结果表明，低密度水泥浆固井质量合格。结论认为：①在压力系数低和有易漏地层存在的情况下，从固井设计到施工都应采用以“高效顶替、整体压力平衡”为核心的平衡压力固井工艺技术，控制环空形成的动液柱压力约大于地层压力和小于地层破裂压力；②正确选用和合理搭配固井施工压力、水泥浆密度和施工排量这3个参数，分析前期技术难点并制订合理的应对措施是保证固井成功的关键；③由于采用了超低密度水泥浆，降低了环空液柱压力与地层压力之间的正压差，减小了水泥浆的失水量，有利于保护油气层。

准噶尔盆地 百口泉地区 固井 超低密度 水泥浆 技术措施 固井质量

百泉1井构造位置处于准噶尔盆地西部隆起克百断裂带百口泉鼻隆之上。该井设计钻探多个圈闭：百口泉二叠系风城组断鼻、百56井二叠系风城组风三段扇体、百乌1井风三段断层岩性圈闭和百58井东风一段地层圈闭。设计井深4 640 m，目的层为风城组（P1f），实际钻深4 998 m，技术套管 244.5 mm× 3 065.62 m，第三次开钻（以下简称三开） 215.9 mm ×4 998 m，完井采用 177.8 mm＋ 139.7 mm复合油层套管下至井深4 996 m，采用复合胶塞单级有控固井工艺，水泥浆设计返至井深2 900 m，其中 177.8 mm套管回接下至井深3 000 m左右，尾管悬挂器设计在井深2 980 m。三开以后井漏情况较多，为保护油气层，采用充氮气欠平衡钻井，钻井液密度1.09 g／cm3，漏斗黏度介于43～52 s。

1 主要技术难点与对策

1.1 技术难点

1）漏失层段多。虽钻进时用随钻堵漏剂和复合堵漏剂堵漏成功，但在下套管过程中因套管刮削井壁和增加激动压力，可能破坏井壁的稳定性，造成下部裸眼段漏失，给注水泥施工带来困难。

2）水泥浆体系难于选择。井底温度达到99℃，为高温井固井，封固段顶部与底部的温差过大，达到38℃，封固段顶部的水泥浆强度发展将受到较大影响。

3）封固段长，环空间隙小，井深、环空间隙小，泵压高，水泥浆顶替效率低，影响水泥石与界面的胶结质量；套管内外液柱压差大，施工时间长、压力高，容易压漏地层，对水泥浆体系、设备性能要求高。

4）地层承压能力低。本次固井井深为4 998 m，属深井固井作业，水泥封固段地层破裂压力最低只有1.13 g／cm3，固井时易发生井漏，并造成水泥浆低返。

5）封固段中地层破裂压力与钻井液密度的安全窗口只有0.06 g／cm3，要保证施工中井下安全，必须严格控制环空返速，减小环空流动阻力。

1.2 技术对策

1）要求井队提供良好的井眼条件，下套管前用原钻具通井，对缩径段划眼，并进行大排量循环洗井，确保井眼干净、稳定、不漏、不涌、无阻卡和稳定，满足固井施工要求；根据正常钻进时的环空返速，控制管柱的下放速度，以免激动压力压漏地层。

2）设计水泥浆性能，进行高温下水泥浆外加剂体系性能试验，保证施工安全合理；做顶部水泥浆强度检验，能够承受温差对水泥浆强度的影响。

3）采用低密度水泥浆固井，保证良好的钻井液性能及稠浆性能，在保证井眼安全的条件下，尽可能降低钻井液黏度和切力，消除钻井液在井壁上的滞留范围，提高水泥浆顶替效率。

4）地层承压能力低，采用柴油作为平衡液，以平衡施工时的环空阻力和静压力；由于上漏下溢，采用超低密度水泥浆体系，并使用2种密度的水泥浆浆柱结构，以确保固井时上部防漏下部压稳，并严格按设计要求进行水泥浆室内实验，确保水泥浆各项性能满足设计要求。

5）为控制循环阻力，整个施工过程（包括下套管洗井）控制注替排量在0.5～0.8 m3／min，整个固井注替全过程由水泥车组完成，用固井过渡罐计量，同时固井施工中观察井口返出情况，记录发生的漏失量，作为反挤的依据。

2 水泥浆体系

2.1 隔离液配方及用量

选用柴油作为平衡液，密度0.85 g／cm3，设计长度为400 m，总混合用量为12.80 m3；清水加入2%表面活性剂为冲洗液，其密度为1.02 g／cm3，设计长度为400 m，总混合用量为12.80 m3。

2.2 水泥浆性能要求

1）水泥浆密度应与地层承压能力相适应，防止发生井漏。

2）水泥浆体系在井下高温高压条件下要有足够长的可泵时间。

3）长封固段顶部水泥石应有尽可能快的强度发展。

4）针对重复段环空间隙窄小、封固段长、压力低、易漏的情况，水泥浆应具有良好的流变性能、触变性能和早期强度。

5）严格控制水泥浆的滤失量，一般要求在50 m L以内。

6）在确保施工安全的前提下，尽可能缩短稠化时间。

2.3 超低密度水泥浆配方、性能及用量

井深超过4 500 m使用密度为1.10 g／cm3水泥浆，井深不超过4 500 m使用密度为1.30 g／cm3的水泥浆，组成超低双密度水泥浆柱结构，以确保固井时上部防漏下部压稳。选用微珠和微硅作为复合减轻材料，既要达到超低密度，又要使凝固水泥石强度大于14 MPa，以确保压裂后试油作业的顺利进行。水泥浆加入降失水剂ST900L以降低水泥浆的游离水和滤失量，用分散剂SXY－2来调节水泥浆的流变性能，添加ST200R缓凝剂调节水泥浆的稠化时间，用早强剂SW－1A提高水泥浆的水化速度，促成体系形成凝胶结构。通过反复实验（表1），得到2种具体配方如下：

1）TH.G级水泥＋60%微珠＋35%微硅＋8%早强剂SW－1A＋4%SNP＋（6%降失水剂ST900L＋1.5%分散剂SXY－2＋0.4%缓凝剂ST200R）＋83%液固比。

2）TH.G级水泥＋24%微珠＋11%微硅＋4%早强剂SW－1A＋4%SNP＋（4%降失水剂ST900L＋1.1%分散剂SXY－2＋0.5%缓凝剂ST200R）＋67%液固比。表1是2种水泥浆的性能。

表1 水泥浆性能表

超低密度水泥领浆返高2 900 m，段长1 600 m，水泥浆用量为54.46 m3；将水泥塞的体积算进尾浆内，尾浆返深4 500 m，段长496 m，水泥浆用量为13.4 m3。

通过相关参数计算［1－10］，采用以上组合浆柱结构注水泥能够控制环空动液柱压力约大于地层压力和小于地层破裂压力，实现平衡压力注水泥的要求。

3 施工工艺过程与结果

下送尾管至预计井深后，开泵循环，先小排量，以后逐渐大排量；投球憋压坐挂，压力升至20 MPa，坐挂倒扣成功；注前置液12.8 m3，密度为0.85 g／cm3；注入12.8 m3的冲洗液，密度为1.02 g／cm3；注先导浆9.5 m3，密度为1.10 g／cm3；领浆44.5 m3；注尾浆14 m3，密度为1.30 g／cm3；注后置液2 m3，压胶塞；替钻井液48.56 m3，密度为1.09 g／cm3；碰压，放回水检查浮箍工作情况，拔出中心管，坐封封隔器，继续上提，抽出中心杆，开泵循环洗出多余的水泥浆，施工过程正常顺利，泵压平稳，未发现漏失现象，提出全部钻具，候凝。

固井施工结果：

1）管内替成清水，测声幅，水泥返高2 890 m，固井质量合格（图1）。

图1 百泉1井试油井段固井质量检测图

3）由于采用了超低密度水泥浆，降低了环空液柱压力与地层压力之间的正压差，减小了水泥浆的失水量，有利于保护油气层。

4）需进一步改进该水泥浆体系，以满足油气层开采需要的强度、韧性及提高第二界面的胶结质量的要求。

2）测声幅前，管内试压10 MPa，30 min未降，合格。

百泉1井在使用低密度水泥浆固井过程中，未发生漏失，水泥胶结质量较好，而其邻井克百1井、风城011井在固井过程中均水泥浆漏失发生；同时该井压裂后试油作业正常，表明超低双密度水泥浆柱组合结构的强度能够满足要求。

4 认识与建议

1）在压力系数低和有易漏地层存在的情况下，从固井设计到施工，应采用“高效顶替、整体压力平衡”为核心的平衡压力固井工艺技术，控制环空形成的动液柱压力约大于地层压力和小于地层破裂压力。

2）正确选用和合理搭配固井施工压力、水泥浆的密度和施工排量这3个参数，分析前期技术难点并制订合理的应对措施是保证百泉1井固井成功的关键。

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Application of cement slurry with ultra－low density：A case study from Well Baiquan 1，Junggar Basin
Zhang Wei，Wei Ruihua，Yang Hong，Liu Peixuan，Niu Gang
（Exploration Division of Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.69－71，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

For the formations with low pressure coefficient and easy lost circulations，and especially for fractured formations，the conventional density slurry will usually lead to lost circulations，resulting in cementing failure or poor cementing quality.Through the study on the downhole drilling events and formation conditions in Well Baiquan 1 on the Baikouquan structure located at uplifted Kebai fracture belt in the west Junggar Basin，two cement slurry systems with ultra－low density are proposed and applied，to ensure no lost circulation in upper cementing and low kicks from the lower cementing.The final logging data shows that the cementing quality is good.The following conclusions are drawn.（1）For low－pressure thief zones，a balanced cementing technology，which has the core principle of high－efficiency displacement and overall pressure balance，can be applied during the cementing planning and operation to keep the dynamic hydraulic pressure in the annulus slightly above formation pressure and below the formation breakdown pressure.（2）Proper combination of operating pressure，slurry density and pump rate，and correct pre－job analysis and planning of countermeasures are critical for the success in cementing operation.（3）The application of ultra－low－density slurry will lower the positive pressure differential between the annulus hydraulic pressure and the formation pressure，reduce the water loss of the cement slurry，and be helpful for reservoir protection.

Junggar Basin，Baikouquan area，cementing，ultra－low density，cement slurry，technical measures，cementing quality

张伟等.超低密度水泥浆固井技术的应用——以百泉1井为例.天然气工业，2012，32（4）：69－71.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.017

张伟，1967年生，高级工程师；1988年毕业于原江汉石油学院；现任中国石油新疆油田公司勘探公司副经理，主要从事石油地质研究与勘探现场管理工作。地址：（834000）新疆维吾尔自治区克拉玛依市天山路110号。电话：（0990）6887259。E－mail：zhangw＿xj＠petrochina.com.cn

2011－09－30 编辑 居维清）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.017

Zhang Wei，senior engineer，born in 1967，graduated from the Jianghan Petroleum Institute in 1988.He is now vice manager of the Exploration Company of PetroChina Xinjiang Oilfield Company，doing geologic research and well site operation management.

Add：No.110，Tianshan Rd.，Karamay，Xinjiang 834000，P.R.China

Tel：＋86－990－6887 259 E－mail：zhangw＿xj＠petrochina.com.cn