委内瑞拉Faja区块固井用耐高温增韧防窜水泥浆体系

宋本岭，　张乃夫，　张维滨，　魏纪军，　卢海川，　孙晓杰

委内瑞拉Faja区块固井用耐高温增韧防窜水泥浆体系

宋本岭1，张乃夫1，张维滨1，魏纪军2，卢海川1，孙晓杰1

（1.中国石油集团海洋工程有限公司渤星公司，天津300451；2.长城钻探工程有限公司固井公司，辽宁盘锦124010）

宋本岭等.委内瑞拉Faja区块固井用耐高温增韧防窜水泥浆体系［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：92-96.

分析了委内瑞拉Faja区块影响固井质量及后续稠油开发的地质因素：地层以砂岩为主，胶结疏松，井壁易垮塌；存在油田伴生气；地层非均质性强，不利于后续稠油开采；开发周期长，对水泥环的力学完整性要求很高。针对以上固井难题，形成了一套耐高温增韧防窜水泥浆体系。通过室内实验评价，该水泥浆在稠化时间、失水量、沉降稳定性等常规性能方面表现良好，UCA过渡时间在20 min以内，防窜能力强；水泥石弹性模量能够大幅降低至2.6 GPa，抗拉强度大于1 MPa，热传导系数分别为0.65和1.13，水泥石的整体热力学性能良好；形成的水泥石在315 ℃条件下养护5 d强度不衰退，性能满足蒸汽驱开发要求，具有推广应用前景。

固井；水泥浆；稠油热采；重油带；委内瑞拉；力学完整性

Faja地区位于委内瑞拉东部盆地的南部边缘地带，原始石油地质储量为1.908×1011m3，储量呈层状圈闭分布在中新世河流及滨海相储集层中［1］，截至目前还没有大规模开发。储层岩性以砂岩为主，并伴随少量气体；隔层则以泥岩、页岩为主。原油的相对密度为0.85～0.95 g/cm3，属于超重油。储层的复杂性和稠油资源给该区块固井带来了巨大挑战，影响该区块固井的地质因素主要体现在以下3方面：疏松砂岩、油田伴生气及非均质地层。针对委内瑞拉Faja区块的固井难题，采取正确的工艺措施和水泥浆方案，对提高固井质量具有重要意义。

1　Faja区块地质特点

1.1地层以砂岩为主，胶结疏松，井壁易垮塌

Faja区块位于盆地最南端，PDVSA（委内瑞拉国家石油公司）把Faja区块细分为4个区域（Boyaca，Junin，Ayacucho，Carabobo），如图1所示。渐新统Mere-cure组和中新统Oficina组河流三角洲砂岩是Faja区块主要的含油气层段，上中新统Freites组泥岩构成较稳定的区域性盖层，3者构成了一个由河流相为主逐渐向海相过渡的海侵沉积层序［2］。除在北部边缘见底、边水外，主体部位油藏为无边、底水的地层-岩性或构造-岩性复合超重油砂岩油藏。

储层岩性主要为石英砂岩，未固结，其次为黏土和其他矿物，地层疏松、易坍塌，这给建井及后续稠油开发带来了不小挑战，需要在钻井中加入稳定剂以稳定井壁。

图1　Faja区块分布图

1.2存在伴生气

在砂岩和粉砂岩中存在有少量气体。含气砂岩通常很薄，但可以通过测井利用中子-密度曲线上的交叉点确定，有些气体靠近煤层，地球化学分析表明气体很可能来自煤层［3］。伴生气的存在对固井水泥浆防窜性能有着很高的要求。

1.3地层非均质性强

通过调研该区域相关地质资料，重油带分布全区的主要盖层多为含油层段中的互层泥岩，此外，储层段中的固化沥青和煤也可对油气运移形成有效的遮挡。

砂岩储集层在平面上呈大面积连片状分布，表面看似均质，而实际的钻井结果却显示，储层内部具有复杂的非均质性［3］。录井结果几乎都是砂岩显示的层位，却突然钻遇到了厚层泥岩，并且该泥岩的发育规律不明确，延伸方向和距离也都难以判断。地层的非均质性对后续钻井及开发工作造成了极大阻力。

1.4稠油资源给建井、开发带来了很大挑战

Faja区块的平均渗透率为4.760 μm2，平均孔隙度为33.4%，属于特高渗油气藏［4］。该区块主要采用多分支水平井出砂冷采和315 ℃蒸汽驱热采相结合的开发方式。多分支水平井冷采可以利用多分支井增加油藏接触面积的方式来提高油藏采收率，而蒸汽吞吐及蒸汽驱开采在重油带及邻近油田有成功实例［5-6］。蒸汽驱通过注入井连续注入高干度蒸汽，一方面补充地层能量，另一方面加热油层降低原油黏度。

2　稠油热采井固井水泥浆研究

2.1固井难点及对策

Faja区块的储层垂直深度为518～762 m，平均地层温度为50 ℃，井型多为水平井，井身结构见表1，完钻井深在2 500 m左右，其中三开水平段采用筛管完井，派生的多分支水平井则采用裸眼完井。因此，二开产层固井质量的好坏是关键所在。

表1　委内瑞拉Faja区块典型三开井身结构表

1）针对地层疏松和伴生气，在固井工艺措施方面可以考虑下入封隔器，对疏松地层进行有效封隔，并使用防窜水泥浆体系固井，防止层间互窜。

2）为满足315 ℃蒸汽驱要求，固井工艺方面需采用预应力固井，并在水泥浆中加入60%～100%的高温稳定剂，使钙硅比维持在0.7～0.8之间，保证强度不衰退。

3）针对侧钻分支水平井要求，可以采取降低泵压、严控水泥浆性能、提高顶替效率等工艺措施。

4）为保证稠油的开采周期，PDVSA对水泥环的力学完整性提出了很高要求，对弹性模量、抗拉强度、黏聚力等指标均有要求。为了提高水泥环的力学性能，考虑采用增韧水泥浆体系，以降低水泥石的弹性模量、提高抗拉强度，满足后续稠油热采的开发需求。

2.2水泥浆组成

根据固井难点，确定了高、低密度的增韧防窜水泥浆体系，并考虑使用BCE-200S纤维、BCY-200S自愈合剂和BCG-300S增韧防窜剂作为备选增韧材料，氧化硅作为高温稳定剂。

2.2.1增韧材料的优选

如表2所示，通过对比BCE-200S纤维、BCY-200S自愈合剂和BCG-300S增韧防窜剂的耐温点、混拌方式和水泥石弹性模量等数据得到，BCG-300S的最高耐温达285 ℃，水泥石的弹性模量低且有一定的防窜效果，并作为干混材料，利于施工。因此选择BCG-300S为增韧材料。

表2　增韧材料性能对比表

2.2.2高温稳定剂加量的确定

根据相关文献介绍，在280 ℃以上的稠油热采固井作业中，选取0.7左右的钙硅比较为合适［7-8］。因此针对高低密度分别选择不同钙硅比的水泥浆，如表3所示。

表3　高温稳定剂在不同加量下的水泥石强度对比表

经过对比可以看出，领浆1和尾浆1在315 ℃养护5 d强度无衰退，且尾浆1在养护后水泥石抗压强度提升明显。最终确定领浆中高温稳定剂加量为100%，尾浆中高温稳定剂加量为60%。

通过增韧防窜剂BCG-300S中的韧性材料能够有效降低弹性模量，而加入高温稳定剂一方面可以吸收水泥水化时析出的Ca（OH）2，另一方面与水泥中的α-C2SH反应生成低硅钙酸盐，从而提高硅酸盐水泥在高温下的强度和热稳定性。考虑到BCG-200L基体抗侵防气窜剂也可作为降失水剂，可降低水泥石的渗透率，于是选择BCG-200L作为主剂并配套缓凝剂BXR-200L、减阻剂BCD-210L等，最终确定了以BCG-200L和BCG-300S为主体的耐高温增韧防窜水泥浆体系，领尾浆配方如下。

领浆100%G级水泥+100%硅石粉+增强材料PZW-A+微珠+防窜降失水剂BCG-200L+增韧防窜剂BCG-300S+缓凝剂BXR-200L+G603消泡剂+水

尾浆100%G级水泥+60%硅石粉+防窜降失水剂BCG-200L+增韧防窜剂BCG-300S+减阻剂BCD-210L+缓凝剂BXR-200L+消泡剂G603+水

在68 ℃养护后，领浆的流变数据为13、18、92、146、201，尾浆的流变数据为15、21、99、166、220。

2.3性能评价

2.3.1水泥浆常规性能

通过对水泥浆进行室内实验评价，结果显示水泥浆浆体稳定、失水量小、稠化时间可调，领尾浆的UCA过渡时间分别为20和13 min，水泥浆的常规性能良好，如表4、图2～图4所示。

表4　水泥浆常规性能

图2　领浆稠化曲线图

图3　尾浆稠化曲线图

注：1 lb/100 ft2=0.48 Pa

图4　领浆UCA曲线图

2.3.2水泥石热力学性能评价

考虑到后续稠油热采的需求，水泥环要满足周期性注入蒸汽的交替应力变化，对于水泥环的渗透率、高温养护强度等都有所要求；热学性能主要是比热容、热传导、热膨胀系数等方面。水泥石热力学性能见表5。

表5　水泥石热力学性能表

对于水泥环的力学完整性主要是评价弹性模量、泊松比、抗拉强度等几个方面。弹性模量作为油井水泥石韧性评价重要指标之一，一般认为弹性模量越低，水泥石形变能力越好，其韧性越好，越有利于水泥环完整性的保持。通过三轴试验机测得的结果如表6所示。从表6可以看出，领浆的弹性模量能够低至2.6 GPa；随着围压的增大，水泥石的抗压强度逐渐增大，弹性模量则有减小的趋势，这符合岩石的各项压缩效应规律；且在同等围压条件下，水泥石的抗压强度越低，弹性模量越小。轴向应力应变如图5、图6所示。

表6　三轴力学性能测试结果表

图5　领浆水泥石轴向应力应变曲线图（13.8 MPa围压）

图6　尾浆水泥石轴向应力应变曲线图（0 MPa围压）

通过巴西试验评价抗拉强度，由公式δ0=2P/ πDL（式中，P为破坏载荷，D为试样直径，L为试样长度）得到水泥石的抗拉强度。根据摩尔-库伦准则，通过软件绘制在6.9 MPa及13.8 MPa围压下的破坏包络线（见图7），经过处理计算得到内摩擦角、摩擦系数和黏聚力的数值，如表7所示。

图7　领浆破坏包络线

表7　三轴力学性能测试结果

通过对水泥浆和水泥石进行的常规性能和热力学性能评价，水泥浆在稠化时间、失水量、沉降稳定性等常规性能方面表现良好，作为评价防窜性能指标的UCA过渡时间在20 min以内，可定性评价为防窜能力强。而水泥石的力学性能如弹性模量能够大幅降低至2.6 GPa，抗拉强度大于1 MPa，热传导系数分别为0.65和1.13，水泥石的整体热力学性能良好。

3　结论

1.Faja区块地层条件的多变性和水泥基材料的固有缺陷，构成了长期影响固井质量的主要技术难点——水泥环脆裂、地层疏松、稠油热采和二界面胶结问题。正确认识地质特点和开发方式，把握好地层条件对固井的影响是做好固井工作的前提。

2.针对Faja区块存在的地层疏松、伴生气及稠油热采等固井难题，形成了一套耐高温增韧防窜水泥浆体系。通过室内实验评价，该水泥浆体系的稠化、失水、沉降稳定性、UCA过渡时间等性能良好，形成的水泥石在315 ℃条件下养护5 d强度不衰退，弹性模量、抗拉强度、渗透率、热传导系数等性能满足蒸汽驱开发要求，具有推广应用前景。

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Cement Slurry Used in Block Faja Venezuela

SONG Benling1， ZHANG Naifu1， ZHANG Weibin1， WEI Jijun2， LU Haichuan1， SUN Xiaojie1
（1. Tianjin CNPC Boxing Engineering ScienTec Company Ltd.， Tanggu， Tianjin 300451；2. The Cementing Branch of the Great Wall Drilling Company， Panjin， Liaoning 124010）

Geological factors affecting the cementing job quality and heavy oil production in block Faja， Venezuela， include: unconsolidated sandstone formations that are easy to collapse， associated gases， formation， heterogeneity that is disadvantageous to subsequent heavy oil production， long production time that imposes rigorous requirements on the mechanical integrity of cement sheaths. A high temperature anti-channeling cement slurry with enhanced toughness has been developed to solve these problems. Laboratory evaluation demonstrated that the cement slurry had good thickening performance， filtration behavior and sedimentation stability. The cement slurry had UCA transition time that is less than 20 min， and good anti-channeling performance. The elastic modulus of the set cement was greatly reduced to 2.6 GPa， the tensile strength was greater than 1 MPa， and the coefficient of heat transfer is 0.65 and 1.13，meaning that the set cement had good thermodynamic property. The set cement， after aging 5 d at 315 ℃， was not decreasing. All in all，the cement slurry has the potential to satisfy the needs for steam flooding， and is worth applying in other areas.

Well cementing； Cement slurry； Thermal recovery of heavy oil； Heavy oil zone； Venezuela； Mechanical integrity

TE256.6

A

1001-5620（2016）04-0092-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.019

宋本岭，高级工程师，现任中国石油集团海洋工程有限公司渤星公司副总工程师，主要从事固井技术研究工作。电话 （022）66316830；E-mail：songbl001@cnpc.com.cn/zhangwb01@cnpc.com.cn。

（2016-5-16；HGF=1604N2；编辑王小娜）