巨厚盐膏层固井用过饱和氯化钾水泥浆

杨培龙，许明标，王　雷　程　爽，王晓亮

（1.中国海油伊拉克有限公司，北京100010；2. 非常规油气湖北省协同创新中心，武汉430100）

巨厚盐膏层固井用过饱和氯化钾水泥浆

杨培龙1，许明标2，王雷1程爽1，王晓亮2

（1.中国海油伊拉克有限公司，北京100010；2. 非常规油气湖北省协同创新中心，武汉430100）

杨培龙等.巨厚盐膏层固井用过饱和氯化钾水泥浆［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：.

为提高巨厚盐膏层固井质量，解决固井过程中的盐溶问题，提出利用过饱和氯化钾溶液（相当于38%盐浓度氯化钾溶液）配制水泥浆，通过优选抗盐降失水剂CG80S、增强防窜剂GS12L以及非渗透剂BX-80等材料，构建了一套过饱和氯化钾水泥浆体系。室内对过饱和氯化钾水泥浆体系的物理性能、抗污染性能以及界面胶结性能进行了评价研究。实验结果表明，过饱和氯化钾固井水泥浆体系稠化时间以及失水量可控；68 ℃、24 h养护抗压强度大于15 MPa，混入5%的石膏、芒硝或页岩岩屑均不会对水泥浆的性能产生较大的影响，界面胶结实验显示该水泥浆能够显著提高水泥浆与盐岩地层的胶结质量，能够保障巨厚盐膏层一、二界面的胶结质量。

巨厚盐膏层；固井；过饱和氯化钾；过饱和盐水水泥浆

盐膏层固井成功的关键是让注入环空的水泥浆与盐层间较快地形成平衡，避免因盐岩层溶解、碱金属运移而造成水泥浆凝固时间改变、强度降低、水泥与盐层间的胶结变差等现象的发生。如何使水泥浆与巨厚盐岩层间快速形成平衡，是设计固井水泥浆的关键。通过文献调研发现，氯化钾水泥浆体系在抑制盐岩层的溶解以及石膏、芒硝、页岩等污染时有显著的效果，且其效果随氯化钾盐水浓度的增加愈加显著［1-2］。一方面，氯化钾具有良好的黏土膨胀抑制性，能够防止含有泥页岩盐膏层发生膨胀而造成井径缩小或失稳；另一方面，过饱和氯化钾溶液易使近井筒地带地层发生脱水，孔隙压力降低，有利于增加地层强度和近井筒的有效应力［3-4］。构建一套过饱和氯化钾水泥浆体系是提高巨厚盐膏层固井质量的关键。室内对过饱和氯化钾水泥浆体系的性能进行了评价研究，发现该水泥浆体系不仅有利于提高巨厚盐膏层油气井的固井质量，在钾盐矿藏的勘探开采过程中也具有广阔的应用空间。

1　水泥浆配方设计

1.1设计原理

过饱和氯化钾水泥浆体系应用于巨厚盐膏层固井面临着诸多问题，最为突出的是高盐浓度下水泥石强度发展缓慢、难以固化的现象。笔者认为构建过饱和氯化钾水泥浆体系应从以下3个方面着手。

1）使用四元共聚物降失水剂CG80S来控制水泥浆失水量。CG80S为含有磺化基团的高分子量聚合物，其在过饱和盐水中能够自由伸展而不受压缩，所以能够控制水泥浆黏度和失水量，同时该降失水剂具有良好的热稳定性，在0～150 ℃范围内不会发生分解而产生缓凝问题。CG80S有助于过饱和氯化钾水泥浆浆体保持良好的均匀稳定性。

2）使用增强剂GS12L提高水泥石强度。GS12L为无定形、活性的二氧化硅微粒通过特殊的处理工艺与水混合形成的悬浊液；其平均颗粒粒径为0.2 μm，比表面积高达21 m2/g，具有极强的表面活性。增强剂GS12L加入水泥浆中，能束缚水泥浆中的间隙水，与Ca（OH）2反应生成C—S—H凝胶，加快水泥浆的凝固，降低水泥石的渗透率，使水泥石较快地形成强度。

3）使用非渗透剂BX-80降低水泥石渗透率，提高水泥石强度。BX-80为纳米有机材料，其含有独特的小分子，其与水分子反应生成的韧性薄膜迅速包裹水泥颗粒，这层薄膜具有优异的弹性和拉伸强度，能够防止水泥本体固化过程中因收缩而产生微裂隙。另外，纳米材料良好的分散性和填充效果能够提高水泥石致密性，进而提高水泥石早期强度。

1.2水泥浆配方

以M油田盐膏层固井为例。M油田上部地层以盐膏层为主，埋深2 500 m左右，厚度在800 m左右，属典型的巨厚盐膏层。在固井时需针对封固地层设计相应的水泥浆密度，以期达到最佳封固效果。考虑到巨厚盐膏层固井时，为保障水泥浆安全泵送，根据现场作业要求，水泥浆68 ℃的稠化时间控制在200～240 min。室内配方设计时通过适当地增减缓凝剂H21L加量来控制水泥浆的稠化时间，适当增减赤铁矿CDX加量以及混合水比例，确定了水泥浆配方，如表1所示。

表1　水泥浆配方

2　水泥浆性能评价

2.1物理性能

室内对不同密度过饱和氯化钾水泥浆配方的物理性能进行了综合评估，结果如表2所示。

表2　过饱和氯化钾水泥浆的性能

由表2可知，不同密度过饱和氯化钾水泥浆均具有较高的抗压强度，24 h抗压强度大于15 MPa，API失水量能够控制在50 mL内，稠化时间可控；随水泥浆密度的升高水泥浆的流变读数略有增大，这与水泥浆中固相含量增大有关，而水泥浆自由水以及浆体沉降稳定性变化较小，均能够得到较好地控制。综合可见，不同密度水泥浆配方均具有良好的物理性能，能够满足巨厚盐膏层固井作业需要。

2.2抗污染性能

巨厚盐膏层中盐层厚度较大，且多为复合盐层。盐层中常含有钾盐、钠盐、石膏、芒硝以及粉质泥页岩［5］。部分复合盐岩地层存在较强的不稳定性，易出现井眼缩径、坍塌的现象。针对这类地层封固，水泥浆需要具有良好的抗污染能力。室内对混入5%氯化钠、石膏、芒硝、页岩岩屑等固体颗粒的过饱和氯化钾水泥浆性能进行了评价，结果见表3。

表3　过饱和氯化钾水泥浆抗污染性能评价

从表3可以看出，该水泥浆中混入5%氯化钠后水泥石强度下降比例为3.6%，稠化时间延长了21 min，整体变化幅度不大，可以看作5%氯化钠混入水泥浆中影响较轻微；通过2#配方污染前后性能对比分析可知，5%石膏、芒硝混入水泥浆后，水泥浆稠化时间出现缩短趋势，水泥石的抗压强度和流变读数出现略微增大的现象，但总体影响较小；通过对比分析5%页岩岩屑混入前后水泥浆性能数据可以发现，页岩岩屑对水泥浆性能影响较大，污染后水泥石强度下降了近15%，而水泥浆的稠化时间延长了41 min，这可能与页岩岩屑本身强度较低，且不能很好地在水泥浆中分散有关。综合分析可知，过饱和氯化钾水泥浆体系的抗污染性能较好。值得注意的是，在确定要封固的巨厚盐膏层中含有页岩时，需要适当提高水泥浆抗压强度，保证即使有岩屑混入水泥浆也能具有较高强度。

2.3胶结性能

室内以7#淡水水泥浆配方和8#半饱和盐水水泥浆配方作为参照，与2#配方的胶结性能进行对比，结果如表4所示。由表4可以看出，与一界面胶结质量最佳者为淡水水泥浆，半饱和盐水水泥浆和过饱和氯化钾水泥浆与一界面的胶结强度相差不大，相对而言2#配方性能略强；与二界面的胶结质量最佳者为过饱和氯化钾水泥浆，其拉伸强度较半饱和盐水水泥浆提高了9.7%，相对淡水水泥浆提高了37%，其拉伸强度较半饱和盐水水泥浆提高了10%，相对淡水水泥浆提高了19%。综合评价可知，过饱和氯化钾水泥浆能够显著提高盐膏层二界面的胶结质量。

表4　水泥浆体系与一、二界面的胶结强度对比

3　现场应用

3.1工程概况

GJ-2井为勘探井，其钻探目的为勘探深层卤水层，了解卤水层岩性、物性与厚度，求取卤水储量资源评价所需参数。该井完钻井深为3 681 m。在用密度为2.27 g/cm3钻井液钻至井深3 581.4 m时，钻遇高压卤水层发生严重溢流，在处理事故过程中又发生了卡钻、钻具内盐结晶堵水眼等故障。经过专家组讨论决定将钻井液密度提高至2.30 g/cm3，抢钻至井深3 600 m提前完钻，迅速组织实施尾管固井作业。为保证现场固井作业安全有效实施，研究决定使用新研制的2.40 g/cm3过饱和氯化钾水泥浆体系进行现场固井作业。

3.2水泥浆材料用量与性能

固井方式：悬挂尾管固井，封固段长388 m（3 212～3 600 m，上部井段重叠段长200 m），上部套管裸眼段井径φ165.1 mm，尾管直径为φ127 mm，裸眼段平均井眼扩大率为47.8%，实际设计按照60%附加量准备水泥浆。 理论计算现场共需要水泥浆9.7 m3，实际按照15 m3水泥浆准备，共使用10 t G级水泥、10 t 淡水、0.50 t CG80S、2 t GS12L、0.15 t BX-80、0.05 t EXP-1、0.10 t H21L、3.60 t 氯化钾、15 t CDX。

为实现配方中氯化钾过饱和要求，现场采用氯化钾饱和溶液配制水泥浆，在混拌水泥灰的过程中同时加入1%的固体氯化钾颗粒（BWOC）。

现场作业工程中采用双凝水泥浆设计，领浆密度为2.35 g/cm3，稠化时间为260 min，尾浆稠化时间为147 min。领浆保持较长的稠化时间，有利于上部浆柱的液柱压力顺利向下传导，有助于短稠化时间尾浆快速固化压稳裸眼段高压盐水地层，确保底部裸眼段固井质量。

表5　现场水泥浆物理性能

4　结论

1.过饱和氯化钾水泥浆体系具有良好的物理性能，能够满足巨厚盐膏层固井需要。

2. 5%的氯化钠、石膏、芒硝均不会对水泥浆的性能产生较大影响，5%页岩岩屑混入会延长水泥浆稠化时间，降低水泥石强度，所以当地层含有页岩时，需要适当提高水泥浆抗压强度。

3.通过对比发现，淡水水泥浆与一界面的胶结强度最高，过饱和氯化钾盐水水泥浆与二界面的胶结强度最高。

4.密度为2.40 g/cm3的过饱和盐水氯化钾水泥浆在GJ-2井应用成功，说明该水泥浆体系针对巨厚盐膏层以及含钾石岩以及含石岩、石膏以及芒硝的粉质泥岩地层固井具有推广应用的空间。

［1］陈良，彭博，黄敏.聚合物氯化钾水泥浆体系性能评价及应用研究［J］.长江大学学报（自然版），2015，12（25）：14-16，57.

CHEN Liang，PENG Bo，HUANG Min. Performance evaluation and application study of polymer potassium chloride cement slurry system［J］. Journal of Yangtze University（Natural Science Edition），2015，12（25）：14-16，57.

［2］周明明.适用于巨厚盐膏层的高密度水泥浆体系研究［D］.武汉：长江大学，2013.

ZHOU Mingming. Research on high density cement slurry system apply to thick salt-gypsum［D］.Wu Han： Yangtze University，2013.

［3］彭雷，许明标.盐膏层固井用抗温抗盐低滤失聚合物盐水水泥浆体系研究［J］.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2008，30（25）：550-552.

PENG Lei，XU Mingbiao. Study on the anti - temperature and salt - resistant low loss polymer salt water cement slurry system for cementing in Salt-gypsum［J］. Journal of Oil and Gas Technology，2008，30（25）：550-552.

［4］顾君.含盐水泥浆体系的室内评价和现场试验［J］.油田化学，2002，19（1）：19-20.

GU Jun. Laboratory evaluation and field trial uses of salt tolerant cementing slurry for high sal inity wells［J］. Oilfield Chemistry，2002，19（1）：19-20.

［5］侯殿波.深井盐膏层固井水泥浆体系研究与应用［J］.石油钻探技术，2004，32（3）：18-19.

HOU Dianbo. Research and applications of cement slurries for salt-gypsum beds in deep wells［J］. Petroleum Drilling Techniques，2004，32（3）：18-19.

［6］齐奉忠，袁进平.盐层固井技术探讨［J］.西部探矿工程，2005，10：58-60.

QI Fengzhong，YUAN Jinping. Investigate of cementing technology in the salt bed［J］. West-china Exploration Engineering，2005，10：58-60.

［7］SIMÃO C A， MIRANDA C R， VARGAS A A， et al. Cementing in front of soluble salt zones［J］. SPE 145719，2012.

［8］MUECKE，B N. Heated mud systems: a solution to squeezing-salt problems［J］.SPE Drilling & Completion，SPE 25762-PA，1994， 9（4）：276-280.

［9］HUNTER BILL，TAHMOURPOUR FARZAD，FAUL RONNIE. Cementing casing strings across salt zones: an overview of global best practices［J］. SPE 122079，2009.

Oversaturated Potassium Chloride Cement Slurry for Cementing Boreholes Penetrating Thick Salt and Gypsum Formations

YANG Peilong1， XU Mingbiao2， WANG Lei1， CHENG Shuang1， WANG Xiaoliang2
（1. CNOOC Iraq Limited， Beijing 100010；2. Hubei Cooperative Innovation Center of Unconventional Oil and Gas， Wuhan， Hubei 430100）

To improve the job quality of cementing the borehole penetrating thick salt and gypsum formations， an over-saturated potassium chloride solution （contains 38% KCl） was used in formulating a cement slurry， in an effort to avoid rock salt dissolution during well cementing. The over-saturated KCl cement slurry formulated was treated with a salt-resistant filter loss reducer CG80S， an enhanced anti-channeling agent GS12L， and a non-penetrating agent BX-80. Laboratory evaluation showed that the over-saturated KCl cement slurry had controllable thickening time and filter loss. The compressive strength of the set cement， after aging for 24 h at 68℃， was greater than 15 MPa. When contaminated by 5% gypsum， Glauber’s salt or shale cuttings， the properties of the cement slurry did not change noticeably. Laboratory experiments also showed that the bond of the cement slurry and the salt formations improved remarkably， indicating that the quality of the bond between the cement sheath and the casing string， and the bond between the cement sheath and the formations can both be guaranteed.

Thick salt and gypsum formations； Well cementing； Over-saturated potassium chloride； Over-saturated saltwater cement slurryResearch of thick salt layer cementing supersaturated potassium chloride cement slurry system

TE256

A

1001-5620（2016）05-0001-03

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.00

国家科技重大专项课题“海洋深水油气田开发工程技术（二期）”子课题“深水钻井特殊环境水泥浆体系研究”（2011ZX05026-001-03）。

杨培龙，工程师，1985年生，2007年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，现为中国海油伊拉克有限公司钻井部设计主管，主要从事油气田钻井技术工作。电话 18602240733；E-mail：yangpl@cnoociraq.com。

（2016-7-15；HGF=1604M7；编辑马倩芸）