致密砂岩水平井固井水泥浆体系研究及应用

仝继昌，张　娜，郭进忠，王炳红，冯名正，陈　平

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450000)

致密砂岩水平井固井水泥浆体系研究及应用

仝继昌，张娜，郭进忠，王炳红，冯名正，陈平

(中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450000)

摘要：安棚深层系致密砂岩水平井-安HF1井、安深3-1HF井固井施工主要存在以下技术难题：储层温度较高(135 ℃)，二开技术套管封固段长(3 500 m以上)，水泥环上下温差大(超过100 ℃)，对水泥浆性能要求高；二开井段穿越多段泥页岩，易垮塌；井径不规则，易形成“糖葫芦”井眼；顶替效率差。针对上述技术难点，配制了大温差低密度水泥浆体系和高温韧性水泥浆体系，并研究了相关的施工工艺。实践证明，两种水泥浆体系解决了安棚深层系致密砂岩水平井固井施工难题。

关键词：安棚深层系；致密砂岩；水平井；大温差水泥浆

河南油田致密砂岩位于泌阳凹陷安棚深层系的赵凹-安棚鼻状构造轴部，主要埋深3 300～3 600m。油气资源丰富。为提高难动用储量的勘探开发效果，采用水平井用三开井身结构：一开采用φ444.5mm钻头，φ339.7mm表层套管下至400m；二开采用φ241.3mm钻头，φ177.8mm技术套管下至A靶(约3500m)，固井水泥浆返至地面；三开水平段采用φ152.4mm钻头钻至完钻井深(约4 500m)，下入φ114.3mm尾管，采用裸眼封隔器+投球滑套完井方式。

安棚深层系储层温度较高(135 ℃)，封固段长(3 500m以上)，水泥环上下温差大(100 ℃以上)，针对以上难点，开展了大温差低密度水泥浆体系和高温韧性水泥浆体系及相关的施工工艺研究。

1大温差低密度水泥浆体系研究

1.1减轻剂的优选

(1)优选漂珠作为大温差低密度水泥浆的减轻剂，不同减轻剂配制的大温差低密度水泥浆在低温下的强度实验结果见表1。

表1　大温差低密度水泥浆在低温下的强度实验结果

(2)将漂珠与水混合，置于橡胶隔膜套中，密封后置于高压釜中，用液压泵分别加压至65MPa和80MPa，保持1.5h，然后减压取出混合物，用水漂洗，将沉于水底的漂珠烘干，然后再进行漂洗，静置一段时间后，将沉于水底被挤毁的漂珠再次烘干，实验结果见表2。从中可以看出，进口的3M玻璃微球和马鞍山玻璃微珠HP15000的破碎率相对较低，均符合要求，但进口3M玻璃微球价格远高于马鞍山玻璃微珠，考虑成本，优选马鞍山玻璃微珠做为低密度水泥浆体系减轻剂。

1.2高温缓凝剂的优选

在深井长封固段固井中，水泥浆顶部与底部的温差较大，另外水泥浆体系中加入了大量的高温缓凝剂，水泥浆的顶部强度发展很难保证，所以要选择适当的高温缓凝剂。为此，分别选取了BXR200L、BCR-260L和BCR-300L缓凝剂进行实验，其评价结果见表3。从中可知，在稠化时间接近的情况下，BCR-300L和BXR-200L的水泥浆抗压强度均未达到要求，故选择BCR-260L作为水泥浆体系的缓凝剂。

表2　不同漂珠承压破碎实验结果

表3　不同缓凝剂水泥浆的综合性能

为进一步验证配方的可靠性，在低于稠化测试温度条件下，采用胶凝强度分析仪测得低密度水泥浆强度(表4)。具体配方如下：

配方1：水泥+10%漂珠+4.8%降失水剂+

1.7%缓凝剂+0.5%早强剂+0.2%消泡剂+48%水

配方2：水泥+10%漂珠+4.8%降失水剂+

2.2%缓凝剂+0.5%早强剂+0.2%消泡剂+48%水

表4　大温差低密度水泥浆强度实验结果(60℃)　　MPa

对减轻剂及高温缓凝剂等主要处理剂进行性能评价，结果见表5，最终形成大温差低密度水泥浆体系配方：水泥+10%玻璃微珠(HP1500)+4.8%降失水剂+(1.5～2.2)%缓凝剂+0.5%早强剂+0.2%消泡剂+48%水。

表5　大温差低密度水泥浆性能评价结果

2高温韧性水泥浆体系研究

2.1抗冲击高韧性材料的优选

选取胶乳、胶粉和纤维等材料，评价其抗冲击力、弹性模量、应力及应变关系，结果见图1、图2。

图1　胶乳、胶粉和纤维三种材料弹性模量实验情况(48 h)

图2　胶乳、胶粉和纤维三种材料抗冲击功实验情况(48 h)

由图1、图2可知，胶乳和胶粉虽然显著降低了水泥石的弹性模量，但水泥石的抗冲击能力较低；虽然胶乳可以降低水泥石的脆性，但不能提高水泥石的抗冲击能力。纤维材料不仅可以降低水泥石的弹性模量，而且还具有显著提高水泥石的抗冲击能力，故选纤维作增韧剂。

2.2高温韧性水泥浆体系基本配方及性能

高温韧性水泥浆体系主要用于技术套管下部井段的封固(斜深1 600～3 500m，温度80～120℃)。在原有80 ℃水泥浆配方的基础上，开展了水泥浆配方实验。通过调整高温缓凝剂品种与加量，确定了高温韧性水泥浆体系，其基本配方为：G级水泥+33%硅粉+2.0%纤维增韧剂+2.0%晶体膨胀剂+1.6%降失水剂+1.1%早强剂+0.5%缓凝剂+0.4%高温缓凝剂+0.8%降阻剂+50%水。实验结果见表6、表7。从表6可以看出，高温韧性水泥浆体系在80～120℃条件下，与基浆相比，冲击能力提高50.8%～54.5 %，弹性模量降低16.7%～18 %，渗透率为0，并具有微膨胀功能。从表7可以看出，高温韧性水泥浆体系在120 ℃条件下，工程性能满足施工要求。

表6　 水泥浆体系力学性能(养护48 h)

表7　高温韧性水泥浆体系基本性能

3固井工艺

(1)安棚深层系致密砂岩水平井水泥浆封固段长达3 500m，生产套管采用“尾管+裸眼封隔器+压裂滑套”的完井方式。考虑后期压裂对套管柱的要求，安棚深层系致密砂岩水平井固井采用单级注水泥方式。

(2)该区渗透层位于1 800～2 500m，漏失压力35MPa。为减少渗透性漏失、降低施工压力，采用双密度水泥浆体系:0～2000m井段，采用低密度水泥浆(1.60g/cm3)；2 000～3 500m井段，采用正常密度水泥浆(1.90g/cm3)。

(3)安棚深层系致密砂岩水平井技术套管固井，水泥浆量远大于替浆量，前置液返出套管鞋时尚在注水泥阶段，要保证紊流顶替(排量≥40L/s)，注水泥排量必须大于前置液紊流临界排量，其水泥浆、前置液流变参数见表8。

表8　水泥浆、前置液流变参数

4现场应用

安HF1井技套下深3 560.01m，注水泥123m3，其中，低密度水泥浆81m3，替浆68.5m3，碰压20MPa，现场施工顺利，水泥浆顺利返出地面，碰压正常，固井质量良好。

安深3-1HF井技套下深3 490m，注水泥159m3，其中，低密度水泥浆114m3，替浆67.2m3，碰压20MPa，现场施工顺利，水泥浆顺利返至地面，碰压正常，固井质量良好。

5结论与认识

(1)首次完成了封固段3 560m的单级注水泥固井作业，现场两口井施工顺利，为河南油田致密砂岩油气藏的勘探开发提供了有力的技术支撑。

(2)大温差低密度水泥浆体系高温性能好，稠化时间240min以上；低温强度高(10.8～16.1MPa)，滤失量小(小于50mL)；该体系适应温度差达到100 ℃，高温稠化时间及低温抗压强度均能满足现场施工要求。

(3)高温韧性水泥浆体系具有韧性好、渗透率低及微膨胀等特点，水泥石高温抗压强度达15.8～19.9MPa，与基浆相比，水泥石冲击功提高50.8～54.5 %，弹性模量降低16.7%～18%，耐温达120 ℃，可在深层水平井固井施工中应用。

(4)针对安棚深层系致密砂岩水平井的完井方式、井身结构、注水泥方式等特点，研究优化了与之相适应的固井工艺，确保了固井施工顺利完成。

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编辑：刘洪树

文章编号：1673-8217(2016)02-0130-03

收稿日期：2015-12-02

作者简介：仝继昌，工程师，1983年生，2008年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事钻井工程设计及钻井工艺技术研究。

基金项目：中石化股份公司科技攻关项目“河南油田非常规油气勘探开发工程技术”(P12067)。

中图分类号：TE256.1

文献标识码：A