塔中顺南区块固井水泥浆技术研究

2015-12-21杜金鑫

天然气勘探与开发 2015年4期

关键词：超高温胶乳固井

杜金鑫

（中国石化西南石油工程有限公司固井分公司）

塔中顺南区块固井水泥浆技术研究

杜金鑫

（中国石化西南石油工程有限公司固井分公司）

顺南区块固井作业存在井深、温度高、环空间隙小、施工压力高和油气活跃等特征，前期勘探井固井质量差。针对区块固井难点，研究出一套适合于该地区的水泥浆体系——液硅配合胶乳水泥浆体系。并应用到顺南5-2井177.8 mm尾管施工中，取得了良好的效果。图4表5参4

顺南固井水泥浆

顺南区块是塔中油田北部以奥陶系为主要目的产层的新勘探区块。在此区块所布的勘探、评价井井深大都超过7000 m。本开固井时井底静止温度通常会在170℃以上，部分井超过200℃，在如此高的温度下如何保证固井液性能稳定，水泥石强度不衰退是最大难点。再者进入奥陶系后气层显示开始活跃，水泥浆失重时面临着很大的气窜风险，怎样保证水泥浆在注替和候凝时压稳层间流体，保障固井质量是本文关注的重点。通过研究，使用抗高温胶乳防气窜水泥浆体系成功应对顺南区块固井难点，取得良好的效果。

1 固井难点

本区块固井难点有以下几点。

1.1 井深

顺南区块目的层是奥陶系，深度超过7000 m属于超深井范围。井底静止温度达到170℃以上，循环温度135℃以上，井内钻井液流变性能会变差，携砂能力减弱，水泥浆可能将泥沙携带至环空小处造成憋泵。再者高温会使水泥浆性能急剧下降，失水增大，沉降稳定性变差，稠化时间缩短，水泥石强度衰减。这些变化都会影响固井施工安全和固井质量。

1.2 重叠段长，环空小，固井质量不易保障

目前在顺南区块井身结构是Ф244.5 mm挂Ф177.8 mm尾管，且重叠段在500 m左右，水泥环薄，会对固井质量产生直接影响。且重叠段过长可能造成高泵压。

1.3 气层活跃防气窜难度大

当钻井至奥陶系一间房组、鹰山组和蓬莱坝组时均有强的油气显示，在勘探初期几口井均在扫塞后出现后效，有气窜发生。

为了克服顺南区块高温高压、低压易漏且防窜难度大的实际困难，需要研制一种符合顺南区块使用的抗高温防气窜水泥浆体系。

2 超高温胶乳防窜水泥浆技术

本文重点解决在超高温环境下水泥浆的稳定性及防气窜效果。而胶乳水泥浆具有良好的控失水和热稳定能力，且具有很好的防气窜功能[1]。本文所研究使用加入液硅的超高温胶乳水泥浆能够强化普通胶乳水泥浆优点，胶乳和液硅两者协同作用使水泥浆能在超高温的环境下保持良好的防气窜功能[2[，更加适合顺南区块的超高温复杂井况。

2.1 水泥浆高温失水性能研究

通过大量实验总结出一个基本配方如下：

AG+16%硅粉(180目)+24%硅粉（80目）+X%降失水剂DZJ-Y+Y%胶乳DC200+0.8%胶乳稳定剂SD-1+8%液硅SCLS+2.6%缓凝剂DZH-L+1.2%消泡剂DZX+0.5%分散剂DZS+42%水

相关性能实验数据见表1~表3。

表1 DZJ-Y加量对水泥浆失水量的影响

从表1中可以看出，单独使用降失水剂、加量达到5%时可以控制失水，且随着降失水剂加量的增加失水量线性减少，但是降失水剂加量达到10%后也不能把失水控制在50mL以下。由于生产尾管API失水必须控制在50 mL以下，故需要继续优化水泥浆体系。

表2 DC200加量对水泥浆失水量的影响

从表2中可以看出，加入胶乳后可以减少水泥浆的失水量，当加量达到10%时能够控制水泥浆失水，随着加入加量的增加水泥浆失水量减少，但单独使用DC200并不能将失水控制在50 mL以下且胶乳加量增加会“牺牲”水泥浆的流动性能，从经济方面考虑也不允许无限增加胶乳量。

表3 DC200与DZJ-Y复配对水泥浆失水量的影响

从表3得到：使用降失水剂和胶乳进行复配，确定胶乳加量后，随着降失水剂加量增加失水量线性减小，且流动度不会小于22 cm，当降失水剂加量达到8%时可以将失水量控制在50 mL以下。当加入胶乳稳定剂SD-1后，没有出现水泥浆闪凝和失去流动性的情况。这是由于胶乳掺入水泥浆后，胶乳分子中的官能团吸附于水泥颗粒的表面，在压差及水泥水化的作用下，乳液中的水量减少，胶乳颗粒则相互靠近直至胶粒相互接触,而胶粒孔隙间的毛细管压力则随着水分的进一步减少而增大，在毛细管压力作用下胶粒被推压在一起，形成均匀的聚合物膜，在物理性质上由流体变为固体，宏观表现为在交界面处形成了一层薄膜，这层膜在降低水泥浆失水量的过程中起主导作用。此外，胶乳中胶粒具有良好的弹性，在形成滤饼时一部分胶粒挤塞并充填于水泥颗粒间的空隙中，而使滤饼不但具有很好的可压缩性，而且变得致密，可有效地降低失水量［3］。水泥浆中加入聚合物型降失水剂其高分子能够堵塞失水通道，有效减少失水，与胶乳相互配合达到高温下控制失水的目的。

2.2 水泥浆防气窜性能研究

在顺南区块防窜是水泥浆的关键技术。实验温度为140℃，根据SPN值进行评价。当水泥浆SPN值小于3时能够有效防止气窜发生。

实验配方为：AG+16%硅粉(180目)+24%硅粉（80目）+2%降失水剂DZJ-Y+X%胶乳DC200+0.8%胶乳稳定剂SD-1+Y%液硅SCLS+2.6%缓凝剂DZHL+1.2%消泡剂DZX+0.5%分散剂DZS+42%水。

实验数据见表4。

表4 DC200与SCLS加量对水泥浆SPN值的影响

从表4中得到不加胶乳和液硅的情况下，水泥浆的SPN值为6.32远远高于3，说明防窜效果很不好。随着胶乳和液硅的加入能有效降低SPN值，达到防窜的效果，但是单独使用效果不如复配使用，如图1所示，复配情况下静胶凝强度增长迅速，静胶凝强度过渡时间小于30 min，防气窜效果好。

图1 DC200与SCLS复配对水泥浆防窜性能影响

胶乳水泥浆防气窜机理为：在水泥凝结硬化期间，刚开始发生微渗漏就形成膜，即在水泥与地层接触的界面形成膜,在水泥体的孔隙内形成膜,最大程度地改善了水泥与地层、水泥与套管的胶结，从而防止沿界面产生的窜槽。即使有地层气体进入水泥基体，但由于胶乳粒子的聚集和交联而自动堵孔，也能使气体不能继续窜动。

液硅的主要化学成份是活性微粒，因其具有很好的水化活性，因此在水泥水化过程中能与生产的Ca（OH）2反应生成凝胶，使水泥浆凝固过程中产生体积微膨胀，促进水泥固化过程的胶凝强度发展，大大降低水泥石的渗透率，从而使水泥石具有高气侵阻力。且液硅的超微细粒径使其具有很大的比表面积，如图2所示。能够迅速提高水泥浆的胶凝速度，增加气窜阻力，由于颗粒微细，大大增加了胶结面的“着力点”，提高了胶结质量和胶结力，大大改善固井界面胶结质量。

图2 液硅SCLS微观形态（平均粒径0.15 μm）

2.3 水泥浆热稳定性能研究

顺南区块井底静止温度通常超过170℃，循环温度超过140℃，在如此高温下如何保证水泥浆的稳定性是很大的难题。本文中所使用的主要外加剂均有耐高温特性。如图3所示，水泥浆在150℃实验条件下稠化曲线平稳，没有出现“鼓包”现象。如图4所示，（右边试管内为胶乳水泥浆）水泥浆在150℃养护后与未加胶乳和液硅水泥浆沉降稳定性比较具有良好的沉降稳定性。原因是在胶乳水泥浆中，随着温度升高，胶乳粒子与水分子以氢键方式相互连接，形成网架结构。胶乳粒子间形成多系C—C键整体交联，交联结构聚集形成交联密度较高的C—C键，胶乳粒子本身存在不饱和双键，在高温高压下不饱和双键被打开，与水泥中的SiO2形成硅胶，与水泥中的氧原子、硫原子形成氧桥和硫桥，构成网架结构。根据能量守恒定律，要破坏胶乳水泥浆结构需要较高的能量，因此该水泥浆具有较高的耐温性[4]。

图3 稠化曲线

图4 沉降稳定性

3 现场应用

顺南5-2井是位于塔中油田塔中北坡顺南斜坡区的一口评价井，设计井深7414 m，目的层位是奥陶系下统蓬莱坝组，四开采用Ф215.9 mm钻头钻至井深6920 m中完，下入Ф177.8 mm生产尾管。井底静止温度为178℃，循环温度达到145℃，实验温度150℃。进入奥陶系后油气显示活跃，全烃值超过80%。此井超高温和活跃的油气显示都对水泥浆体系提出了很大的挑战。

针对顺南5-2井况调制出水泥浆：AG+16%硅粉(180目)+24%硅粉（80目）+2%降失水剂DZJ-Y+8%胶乳DC200+0.8%胶乳稳定剂SD-1+8%液硅SCLS+ 2.6%缓凝剂DZH-L+1.2%消泡剂DZX+0.5%分散剂DZS+42%现场水。

其性能检测数据见表5。