SN井区抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆

陈　超，王　龙，李鹏飞，杨忠祖，王伟志

（1.中国石化西北油田分公司石油工程监督中心，乌鲁木齐830011 ；2.德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州253034；3.渤海钻探工程技术研究院，天津300457）

SN井区抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆

陈超1，王龙1，李鹏飞2，杨忠祖3，王伟志1

（1.中国石化西北油田分公司石油工程监督中心，乌鲁木齐830011 ；2.德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州253034；3.渤海钻探工程技术研究院，天津300457）

陈超等.SN井区抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：88-91.

SN井区井底静止温度高，气层非常活跃，压稳与防漏难度大，单纯胶乳防气窜水泥浆体系应用效果不理想。液硅乳液作为纳米级防气窜剂，活性SiO2颗粒可参与水泥水化反应，具有增强水泥石强度、降低水泥石弹性模量和渗透率作用。在优化硅粉加量和粗细硅粉复配的基础上，研制出抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆，其具有API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1、防气窜效果好、沉降稳定性好等特点；SEM和XRD分析显示，水泥石致密性好，水化产物中无Ca（OH）2，而具有较多的雪钙硅石和硬钙硅石，高温下水泥石表现出良好的强度稳定性。液硅-胶乳防气窜水泥浆在SN井区进行了入井应用，实现了对高压气层的有效封固，取得了良好的效果。

气井；固井；防气窜胶乳水泥浆；液硅； 耐高温

SN井区目的层位为奥陶系下统蓬莱坝组。四开钻进穿过奥陶系却尔却克组、恰尔巴克组、一间房组和鹰山组。一间房组和鹰山组碳酸盐岩储层主要以裂缝和溶洞为主，一间房组和鹰山组地层压力系数差异大，裂缝型气藏易发生井漏和井涌，压力窗口窄，井深7 000 m以下井底静止温度高达195℃。在一间房组和鹰山组钻进期间有非常活跃的气层显示，即使使用井口控压系统钻进，起下钻后循环均需要排气点火120 min以上。通过调研国内外防气窜技术，引进国外较好的液硅防气窜水泥浆技术，以解决目前SN区块存在的高温、高压、易漏、气层活跃等多个固井难题［1-3］。

1　胶乳液硅水泥浆体系配方优化

加入胶乳可降低水泥浆的失水量，降低水泥石的渗透率，减少水泥石的收缩，提高水泥石的弹性，使水泥浆具有很强的防气窜能力，而且水泥石不易受到冲击载荷的破坏，保持水泥环的完整性。胶乳粒径约为200 nm，比水泥颗粒粒径小得多，胶粒具有弹性，水泥浆形成滤饼时，一部分胶粒挤塞、填充于水泥颗粒间的空隙中，使滤饼的渗透率降低。另一方面，胶粒在压差的作用下在水泥颗粒间聚集成膜，这层膜覆盖在滤饼表面，有利于平衡地层孔隙压力，防止气体侵入。现场应用结果表明， 部分井使用胶乳水泥浆体系后固井质量优于使用常规水泥浆体系的井， 但是仍然存在气层封固质量差、 气窜明显的问题。分析认为单纯的胶乳水泥浆体系已不能较好地封固SN井区的气层段。

1.1纳米液硅改善水泥石性能的作用

纳米液硅作为一种新型抗高温防气窜剂在国外高温高压气井固井中得到了成功应用。纳米液硅平均粒径为160 nm。超微细粒径使其具有高达21 m2/g的比表面积，能束缚水泥浆中的间隙水， 控制和减少游离液；同时， 纳米级SiO2颗粒具有较高的活性，可参与水泥水化反应， 使水泥浆快速形成胶凝结构， 增强水泥石强度（见表1）。通过“超微细颗粒填充”作用，减少水泥浆失水量和降低水泥石渗透率，提高防气窜效果。

室内评价了不同纳米液硅加量下水泥石强度改善效果，结果如表1所示。

表1　不同纳米液硅乳液加量下水泥石抗压强度发展情况

纳米液硅加量分别为0、5%、 10%、 15%、 20%时，水泥浆弹性模量分别为14.1、11.6、9.6、8.6、8.4 GPa。水泥浆中加入15%纳米液硅后，水泥石21 d强度增加33%。弹性模量降低39%，有效改善了水泥石整体力学性能。

实验测得纳米液硅乳液加量分别为0、 10%、15%时水泥石渗透率为0.326×10-3μm2、 0.112×10-3μm2、0.097×10-3μm2。由此可知，加入纳米SiO2防窜乳液后，水泥石渗透率降低明显，特别是在乳液加量到15%时，水泥石渗透率降低幅度可达到70%，提高水泥石自身防气窜能力。

1.2复合硅粉改善水泥石高温稳定作用

针对SN井区井底异常高温情况，硅粉加量与粒径选择与常规情况下差别较大，因此需优化硅粉加量与粒径选择。室内优选了0.08和0.18 mm的2种粒径硅粉，分别考察了在30%～70%加量下水泥石高温高压养护1 d和7 d时强度发展情况，实验数据见表2。由表2可知，温度高于150 ℃时，随着硅粉加量的增加，水泥石强度增大，而且硅粉粒径越小，其强度增高得越大；150 ℃下硅粉加量应大于40%，180 ℃硅粉加量大于50%。考虑硅粉大掺量下水泥浆的流动能力，采用水泥浆粗细硅粉复配方法，既保证水泥浆冷浆流动性，又保证水泥石高温强度稳定。

表2　硅粉粒径及加量对水泥石高温抗压强度的影响

2　抗高温液硅-胶乳水泥浆性能

2.1水泥浆性能

通过分析前期单纯胶乳水泥浆体系应用效果，通过引入纳米液硅防气窜剂，结合硅粉加量优化与粗细硅粉复配方法，形成液硅-胶乳防气窜水泥浆体系，其常规性能如表3所示。密度为2.05 g/cm3液硅-胶乳防气窜水泥浆的稠化曲线见图1。

表3　胶乳水泥浆体系与液硅-胶乳水泥浆体系常规性能

图1密度为2.05 g/cm3液硅-胶乳防气窜水泥浆稠化曲线

通过表3和图1可知， 液硅-胶乳防气窜水泥浆体系与单纯胶乳水泥浆体系相比， 其高温API失水量更低， 高温水泥石强度更高， 水泥浆直角稠化，SPN值小于1，进一步增强了水泥浆防气窜性能。

2.2水泥石高温强度

室内评价了水泥浆沉降稳定性和不同温度下液硅-胶乳防气窜水泥石10 d抗压强度发展情况，结果如表4所示。由表4可以看出，液硅-胶乳防气窜水泥浆沉降稳定性良好；150 ℃和180 ℃下，随着养护时间增加，水泥石强度逐渐增加，无强度衰退问题；200 ℃和205 ℃下，1 d和10 d抗压强度发展平稳，水泥石高温稳定性好。

表4　胶乳液硅增强型水泥浆体系强度及稳定性测试

2.3水泥石微观结构分析

通过X射线衍射对不同温度下液硅-胶乳水泥石水化产物进行了分析，并通过扫描电镜对水泥石微观结构进行分析，结果分别如图2和图3所示。由图2可知， 水化产物中未发现晶态Ca（OH）2， 认为SiO2将晶态Ca（OH）2消耗殆尽， 且随着温度升高，雪钙硅石和硬钙硅石反应越明显，说明高温下生成较多的雪钙硅石和硬钙硅石，从而保持水泥石高温强度稳定。由图3可知， 水泥石微观结构均匀致密，水泥石中可观察到无机纤维，显示出其优异的抗高温性能，液硅-胶乳水泥石显示出良好的高温稳定性。

图2　液硅-胶乳防气窜水泥石X射线衍射图谱

图3　液硅-胶乳防气窜水泥石扫描电镜

3　现场应用

3.1基本井况及固井难点

SN井区φ177.8 mm尾管固井存在以下难题：固井作业压稳困难，固井质量难以保证；井眼压力窗口窄，当量密度为1.90～2.05 g/cm3，压稳与防漏矛盾突出；对水泥浆的抗高温性能要求高，水泥石强度容易衰退，水泥环长期稳定性难以保障；井底温度高，对入井附件的抗高温性能要求较高。

3.2采取的技术措施

为确保该区块固井施工顺利，主要进行了以下几方面技术措施：①进行地层承压试验，使全裸眼段（动态）承压能力达到施工要求的当量密度，保证固井作业有足够的安全窗口。②严格控制套管下放速度，每根套管下放时间不少于45 s，每立柱钻具不少于110 s。③利用固井设计软件，固井全过程参数模拟，为现场施工参数提供科学参考，提高固井设计的针对性和有效性。精确计算井眼循环、水泥浆注入、顶替和凝固过程中井底压力变化。④依据地层压力窗口，通过平衡控压设备实时调整井口回压值，用旋转控制头对井口施加一定回压，确保下套管、固井施工及水泥浆失重过程动态控压，实现地层压力＜井底压力＜破裂压力。⑤优化水泥浆性能，采用双凝抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆体系，有利于水泥浆在失重时对气层的压稳。

3.3水泥浆配方与参数

水泥浆配方如下，性能见表5。

领浆AG水泥+铁矿粉+硅粉（0.09 mm）+硅粉（0.18 mm）+微硅+纤维+DZJ-Y+DZH-3+胶乳DC200+SD-1+1.5%DZX+液硅SCLS+DZS+水

尾浆AG水泥+铁矿粉+硅粉（0.09 mm）+硅粉 （0.18 mm） +微硅+纤维+DZJ-Y+DC200+SD-1+ DZH-3+DZX+液硅SCLS+DZS+67%水

表5　SN井区水泥浆性能

3.4施工效果

以SN7为例，该井使用井口旋转控制头，使用自动控压设备，通过终端设定、调整、监控控压值，确保了自动控压平衡固井的实现， 如图4所示。根据环空压力补偿分析，在不同阶段采取不同的井口控压设计，确保地层压力＜井底压力＜破裂压力。

图4　固井全过程自动控压情况

该水泥浆体系在SN井区施工了3口井，3口井均扫塞及试压合格，未出现该井区其他井的固井后气窜的现象，较好地实现了气层的有效封固。

4　结论与建议

1.适量加入液硅防气窜剂可有效改善水泥石力学性能，纳米液硅加量为15%时水泥石强度提高33%，弹性模量降低39%，水泥石渗透率降低70%；液硅改善水泥石强度的同时，通过优化硅粉加量、粗细颗粒复配方法提高水泥石高温稳定性。

2.液硅-胶乳防气窜水泥浆具有API失水量小于50 mL，直角稠化，SPN值小于1，沉降稳定性好等特点，较单纯胶乳防气窜水泥浆性能更加优良；液硅-胶乳水泥石在205 ℃下10 d内水泥石强度发展平稳，SEM和XRD分析显示， 水泥石中结构致密，水化产物中无Ca（OH）2， 随着温度升高生成较多的雪钙硅石和硬钙硅石，从而保持水泥石高温强度稳定。

3.液硅-胶乳防气窜水泥浆体系在SN井区成功施工，表明该体系在高温高压气层显示活跃的固井作业中有较好的表现。但对高温高压气井固井，建议继续开展相关的油气井井筒密封性研究工作。

［1］姜宏图，肖志兴，鲁胜，等. 丁苯胶乳水泥浆体系研究及应用［J］.钻井液与完井液，2004，21（1）：32-35.

JIANG Hongtu， XIAO Zhixing， LU Sheng， et al. Styrene-butadiene latex cement slurry system and its application［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid，2004，21（1）：32-35.

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LIU Yanjun， LI Jinghua， WANG Zonghua，et al. Application analysis of latex cement slurry in complicated wells［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid， 2013，30（3）：85-87.

［3］邹建龙， 徐鹏， 赵宝辉， 等. 微交联AMPS共聚物油井水泥防气窜剂的室内研究［J］.钻井液与完井液， 2014，31（3）：61-64.

ZOU Jianlong， XU Peng， ZHAO Baohui，et al. Study on slight crosslinking AMPS copolymer as gas channeling agent in well cementing［J］. Drilling Fluid & Completion Fluid， 2014，31（3）：61-64.

HTHP Anti-channeling Liquid Silica Latex Cement Slurry Used in Block SN

CHEN Chao1， WANG Long1， LI Pengfei2， YANG Zhongzu3， WANG Weizhi1
（1. Petroleum Engineering Supervision Center of Sinopec Northwest Oil Field Company， Urumqi， Xinjiang 830011；2. Shelfoil Petroleum Equipment & Services Co.， Ltd.， Dezhou， Shandong 253034；3. Research Institute of Engineering， CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Tianjin 300457）

Wells drilled in the Block SN have high bottom hole temperature under static conditions， and the gas zones are very active. Prevention of well kick and lost circulation during drilling is quite difficult. Latex anti-channeling cement slurry alone has been used in the past in well cementing， but it didn't work well. Liquid silica latex， as a nanometer anti-channeling agent， has active SiO2that will take part in the hydration reaction of cement. It thus helps increase the strength， reduce the elastic modulus and permeability of set cement. By optimizing the amount of silica used and the ratio of coarse particle over fine particle silica， a high temperature antichanneling liquid silica latex cement slurry was developed. This cement slurry had filter loss less than 50 mL， a right-angle thickening curve， an SPN less than 1， good anti-channeling performance and settling stability. SEM and XRD analyses demonstrated that a dense set cement can be acquired. Tobermorite and xonotlite， instead of Ca（OH）2， were found in the hydrated cement， and this results in a stable strength of the set cement at elevated temperature. High pressure gas zones in wells drilled in Block SN have been effectively cemented with this anti-channeling liquid silica latex cement slurry.

Gas well； Well cementing； Anti-channeling latex cement slurry； Liquid silica； High temperature tolerance

TE256.6

A

1001-5620（2016）05-0088-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.019

中石化科研项目“顺南高压气井安全钻井配套技术研究”（P14013）。

陈超，男，工程师， 2006年毕业于西南石油大学石油工程系，目前主要从事固井、井控等现场监督工作。电话 （0996）4687305/13779306193；E-mail：chenchao0018@163.com。

（2016-5-5；HGF=1605M6；编辑马倩芸）