大庆油田低密度低温防窜水泥浆体系

侯力伟

大庆油田低密度低温防窜水泥浆体系

侯力伟

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 100142）

侯力伟.大庆油田低密度低温防窜水泥浆体系［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：79-82.

针对大庆油田低温浅层气井长封段固井中，低密度水泥浆终凝时间长，胶凝强度发展缓慢，失水大，防窜性能差，易产生环空气窜及管外冒气等现象，影响了固井质量。研究了低密度低温防窜水泥浆体系，采用复合型早强剂、聚丙烯酸酯聚合物胶乳降失水剂、可分散聚合物胶粉防窜剂，改善低密度水泥浆综合性能，在低温条件下，凝结时间缩短了50%，早期强度提高了46%，渗透率降低了50%，界面胶结强度提高了47%。现场应用18口井，固井优质率提高了11.1%，管外冒发生率降低了1.6%，低密度低温防窜水泥浆体系能够满足固井施工作业要求，提高了低温浅层长封井固井质量。

低密度；复合型早强剂；防窜水泥浆；胶凝强度；固井质量

大庆油田从北到南，存在浅气层、气顶气层的区块较多，埋深在100～800 m之间，部分浅气区域内已上窜至100 m以上井段，并且部分油水井存在着易漏层、高压层、浅气层共存的问题［1］，在钻井过程中多次发生过井喷、管外冒等事故，为降低钻完井施工的风险和井控难度，采用低密度水泥浆封固上部浅气层。但使用低密度水泥浆时，在低温30 ℃以下，受到低密度水泥石凝结时间长，早期强度发展缓慢、防窜性能差，界面胶结强度低等因素的影响下［2-3］，低温浅层固井质量难以保证，固井施工及后续作业中发生油气水侵、管外冒事故频发。据统计，萨南区块浅层气井复杂发生率达到26.3%，增加了安全和环境保护的压力，影响了油田生产开发。

为此研究了复合型早强剂，采用该早强剂能够缩短水泥浆的凝结时间，提高水泥石早期强度。采用聚丙烯酸酯聚合物胶乳降失水剂，控制水泥浆失水量，解决了低温下降失水剂超缓凝问题；采用可分散聚合物胶粉防窜剂，提高水泥石防窜性能，增强水泥环界面胶结强度，提高浅气层封隔能力，保障固井质量，预防固井后层间窜及管外冒发生［4-5］。

1　低密度低温防窜水泥浆

1.1低密度水泥组成

根据大庆油田调整井地质情况及钻井设计要求，采用1.60 g/cm3低密度水泥浆固井，利用外掺料本身密度较低和部分减轻材料具有胶凝作用的特性，实现了水泥浆的低密度，主要由粗微硅（粉煤灰）、细微硅等组成［6］。

1.2低温早强剂的研选

采用硅酸盐与胺类有机物复合型早强剂，利用多相加速、分散增溶原理，依靠每种组分含有不同的官能团，提高水泥浆体的离子强度，增强碱性浆体的活性强度和水泥中硫铝酸钙的数量，促使相互交叉搭接形成水泥初期骨架，C—S—H凝胶和其它水化产物不断填充固化，使水泥的凝结时间缩短，早期强度得到明显提高［7］。通过自由排列组合的方式，对早强剂进行复配，最终确定了早强剂配方A∶B∶C∶D=5∶2∶1∶1。考察了该早强剂对水泥浆基本性能的影响，结果见表1。由表1可知，水泥石早期抗压强度随着早强剂的加量增加而增大，加量5.5%时，抗压强度提高了4.2 MPa；初凝时间缩短至205 min，终凝时间缩短至35 min，水泥浆性能稳定，满足施工要求。

表1　早强剂性能评价实验数据表

1.3低温降失水剂的研选

针对水泥浆在候凝中失水量大、水泥环体积收缩诱发浅层气外窜、低温下降失水剂超缓凝等问题，采用聚丙烯酸酯聚合物胶乳降失水剂，通过大分子链共聚形成交联网络，将水泥浆自由水束缚起来，控制水泥浆失水量，防止水泥环收缩。同时，利用聚丙烯酸酯聚合物中的甲基丙烯酸中含有不饱和键，与水泥凝胶相互连接搭桥，缩短硬化时间，避免了低温下降失水剂超缓凝。实验以低温早强剂加量4.5%为基础，结果见表2。由表2可知，随着降失水剂加量的增加，水泥浆的失水量明显降低；降失水剂对稠化时间和凝结时间影响不大，降失水剂加量大于8%时，水泥浆的失水量小于50 mL，低温降失水剂与低温早强剂具有良好的配伍性。

表2　降失水剂加入低密度水泥浆的实验数据表

1.4低温防窜剂的优选

为了提高水泥石防窜性能，采用可分散聚合物胶粉作为防窜剂，通过聚合物颗粒沉积作用和静电效应吸附在水泥颗粒表面，与水泥水化物黏结成包裹状的坚硬固体，改善水泥石的结构形态［5］，并在水泥基质材料微孔隙中形成稳定的高柔性和高弹性聚合物防水胶膜，改善了水泥石的柔性和弹性，降低了水泥石的渗透性，起到防窜的作用。同时，聚合物胶粉中含有大量的聚乙烯醇，具有良好的黏结性能，可改善水泥环界面过渡区结构，提高黏接强度，改善弱界面现象［8-9］，提高浅气层封隔能力。

在低温早强剂加量为4.5%、降失水剂加量为8%、防窜剂的加量为3%时，考察了不同温度水泥石渗透率、界面强度，结果见表3、表4。由表3可知，在低温下，低密度低温防窜水泥石具有较低的渗透率，与原浆相比，低密度低温防窜水泥浆渗透率降低了50%，有利于预防管外冒的发生。由表4可知，低密度低温防窜水泥浆体系具有较好的界面胶结强度，与原浆相比，在27 ℃、48 h下一界面的胶结强度提高了47%，有利于提高低温浅层封固质量。

表3　不同水泥浆体系在不同温度下的渗透率

表4　不同温度下一界面胶结强度

1.5低密度低温防窜水泥浆评价

为满足低温浅层固井施工要求，考察了不同温度下，低密度低温防窜水泥浆体系的常规性能，结果见表5。由表5可知，该水泥浆在低温下，基本性能满足固井施工要求，与原浆相比，具有较高的早期强度，27 ℃、8 h的抗压强度提高了50%；具有较快的凝结时间，凝结时间降低了46%；具有较低的失水量，有利于提高低温浅层井固井质量。

表5　不同温度下低密度低温防窜水泥浆体系常规性能

2　现场试验

2.1试验区概况及地质难点

葡南区块断层发育，有50余条，断距为10～50 m；油层有效孔隙度为23.5%，有效渗透率为47×10-3μm2；高压层层位集中分布在葡一组，最高压力系数达1.71；最低破裂压力系数为1.27～1.38，以往完钻25口井，管外冒4口，发生率为16%。

新站油田注水开发层位为黑帝庙和葡萄花2套油层，葡萄花油层为异常高压油层，黑帝庙、嫩二段发育天然气层，葡萄花层油气比高，易气侵；由于葡萄花层储层物性差，高压注水，导致葡萄花油层裂缝开启，油层整体地层压力高，易发生油气侵；黑、葡油层破裂压力低，最低破裂压力系数为1.20～1.44，易发生井漏。该区块钻完井过程中压稳与防漏矛盾突出，易发生复杂（油气水侵、漏失等），给固井带来难度。

2.2现场试验情况

低温防窜水泥浆体系在复杂疑难井进行现场试验，现场应用18口井，固井优质率为72.2%，合格率为100%，应用井无管外冒情况发生。与常规对比井相比，固井优质率提高了11.1%，管外冒发生率降低了1.6%。例如：葡110井完钻井深为1 010 m，上部应用低密度低温防窜水泥浆封固浅层，下部应用低温防窜水泥浆原浆［10-11］，封固高压油层，固井质量见图1。由此可以看出，固井质量优质，无管外冒情况发生。通过现场试验，低密度低温防窜水泥浆体系能够有效防止低温下环空气窜和管外冒的发生，提高固井质量。

图1　葡110井声幅图

3　结论

1.采用理论分析及实验方法研选出的硅酸盐与胺类有机物复合型早强剂、聚丙烯酸酯聚合物胶乳降失水剂、可分散聚合物胶粉防窜剂，确定了低密度低温防窜水泥浆体系的配方。

2.低密度低温防窜水泥浆体系，在低温环境下，具有凝结时间短，早期强度高，渗透率低，界面胶结强度高等特点，满足低温浅层长封固井要求。

3.通过现场试验表明，低密度低温防窜水泥浆体系能提高高压层固井质量，预防浅层气井固井后发生管外冒。

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Low Density Low Temperature Anti-Channeling Cement Slurry Used in Daqing Oilfield

HOU Liwei
（Research Institute of Drilling Engineering Technology， Daqing Drilling Engineering Corporation，Daqing， Heilongjiang 163413）

In commenting the long， low temperature wellbore with shallow gases in Daqing， the low density cementing slurries used had long final setting time， slowly developing gel strengths， high filter loss， and poor anti-channeling performance. All these factors contributed to channeling in annular spaces and bubbling outside the casing string， indicators of poor cementing job. In studying the low density low temperature anti-channeling cement slurry， the cement slurry was treated with a compound early strength agent， a polyacrylate filter loss reducer and a dispersible polymer anti-channeling agent， all being used to improve the overall performance of the slurry. At low temperatures， the setting time was shortened by 50%， the early strength increased by 46%， permeability reduced by 50%， and the bond strength of the interface enhanced by 47%. The cement slurry formulation has been used in 18 wells， and 11.1% of the cementing jobs were of excellent quality， bubbling outside the casing string was reduced by 1.6%. The use of the low density low temperature anti-channeling cement slurry improved the quality of the cementing jobs.

Low density； Compound early strength agent； Anti-channeling cement slurry； Gel strength； Cementing quality

TE256.6

A

1001-5620（2016）04-0079-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.016

中国石油天然气股份有限公司“重大钻井技术集成配套与装备现场试验”（2014D-4410）。

侯力伟，工程师，工学学士，1979年生，现在从事钻完井技术研究工作。电话 （0459）4985582；E-mail：houliwei@cnpc.com.cn。

（2016-04-18；HGF=1604C2；编辑王超）