长封固段大温差固井技术研究与实践

齐奉忠 于永金 刘斌辉 韩 琴

中国石油集团钻井工程技术研究院

随着油气勘探开发工作的不断深入，勘探开发对象日益复杂。国内剩余油气资源40%以上分布在深层，油气上产必须动用深层油气资源，深井超深井钻井数量越来越多，固井复杂程度增大，特别是长裸眼、大温差、多套压力系统并存，给固井工作带来了严峻挑战。复杂地层长封固段大温差固井技术已成为制约勘探开发的瓶颈技术问题之一。

中国石油集团钻井工程技术研究院（简称钻井院）针对长封固段大温差固井问题，通过分子结构设计结合降失水机理及缓凝机理，研制出抗200℃高温的降失水剂及适用高温温差80℃以上的大温差缓凝剂，解决了国内降失水剂抗高温抗盐能力差及缓凝剂适应温差范围窄的难题。通过技术集成形成的大温差固井配套技术，有效解决了高温深井、长封固段大温差固井存在的水泥浆超缓凝、顶替效率低、固井质量差等技术难题，并在现场进行了成功试验及推广应用，经济效益及社会效益显著。

1 长封固段大温差固井难点及存在问题

大温差水泥浆体系的核心技术是在大温差条件下使用的水泥浆外加剂生产与使用，以主要解决固井过程中水泥浆封固段长、水泥浆顶部与底部温差大造成水泥顶部强度发展缓慢甚至超缓凝等固井难题。

国外经过多年的研究与完善，斯伦贝谢、哈里伯顿等公司已经成功开发出高温外加剂体系。如斯伦贝谢公司开发的防窜胶乳降失水剂D700，适应温度为121～191℃，具有很好的降滤失和防气窜性能，已成功应用于多口深井超深井固井；开发的与UNIFLAC降失水剂配合的UNISET高温缓凝剂，抗温可达232℃，既可用于淡水水泥浆，也可用于盐水水泥浆。

国内对合成聚合物类降失水剂研究起步较晚，且高温外加剂攻关难度大、研究周期长；水泥在110～120℃存在晶相转化点，常规缓凝剂适应能力差，实验过程中易出现“鼓包”、“包芯”等问题，且水泥浆在高温下沉降严重，固井施工存在安全隐患。国内缺少耐温超过150℃且性能稳定的外加剂产品，井温超过180℃的外加剂主要靠进口，没有形成配套的工艺技术。长封固段大温差固井中易出现超缓凝、固井质量差等问题，天然气井易出现环空带压或井口窜气等问题，无法满足大温差固井的需要，制约了深层油气的勘探开发。

随着勘探开发向深层及复杂地层的发展，大温差长封固段固井越来越多。为此钻井院开展了相关研究工作，研制具有自主知识产权的大温差水泥浆体系，形成配套的固井工艺技术，以解决长封固段固井技术难题，为油气井的长期安全生产提供保障，满足深层油气藏勘探开发的需要。

2 长封固段大温差固井综合配套技术研究与进展

2.1 抗高温适应大温差固井的降失水剂技术

降失水剂分子结构研究主要从两方面入手：一方面提高分子链的刚性、耐热性能；另一方面提高降失水剂分子链对水泥粒子的吸附能力，使得在高温条件下降失水剂分子链热运动加剧时仍能够对水泥粒子进行有效吸附，从而使降失水剂在高温条件下能够控制水泥浆的失水量。研究中在降失水剂主链上引入磺酸基，磺酸基具有良好的耐盐性、水溶性、热稳定性和很强的水化能力，制备的共聚物降失水剂具有良好的抗高温、抗盐能力。通过优化聚合工艺，得到具有最佳分子量和分子量分布的降失水剂分子，使降失水剂性能达到最佳。

2.2 抗高温适应大温差固井的缓凝剂技术

通过在分子链中引入抗温、抗盐及宽温带缓凝控制等基团，研发适应大温差固井的缓凝剂，克服常规缓凝剂适应温差范围窄、超缓凝的难题。通过设计缓凝剂分子功能基团，使缓凝剂分子具有良好的耐温性能和缓凝能力；通过对缓凝剂分子中的功能基团相对位置设计，使缓凝剂在水泥浆中优先吸附在C3A成分表面，解决高温大温差条件下低温水泥浆超缓凝难题。缓凝剂生产采用一次投料生产工艺，通过对pH值和温度控制实现缓凝剂分子结构控制，使生产工艺简单，产品性能易控，有利于产品大规模生产。

2.3 大温差固井水泥浆体系技术

大温差长封固段固井水泥浆体系关键要克服4个难题：①降失水剂及缓凝剂的抗高温难题；②缓凝剂晶相转化点两侧的吸附难题；③常规高温水泥浆在低温下的超缓凝难题；④领浆及尾浆的稳定性问题。首先通过优选高性能敏感性低的缓凝剂与降失水剂来实现长封固段一次上返固井，防止顶面水泥浆超缓凝，另外采用紧密堆积理论，优化水泥浆中各材料的配比，使其具有最高的堆积密实度，低密度水泥浆（石）及高密度水泥浆（石）的性能达到最优，提高水泥浆的稳定性和水泥石的力学性能，提高防窜能力，保证固井质量。

2.4 大温差长封固段固井配套技术

大温差固井配套技术主要包括高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、套管安全下入等方面的配套措施，主要解决深井长封固段大温差固井水泥浆超缓凝、固井顶替效率低、固井质量差、层间窜流等技术难题。抗高温高效冲洗隔离液是大温差固井配套技术的关键，重点是研制抗高温悬浮稳定剂，主要是通过在大分子侧链上引入一些官能团，使用磺化改性提高聚合物抗温抗盐、悬浮性。抗高温悬浮稳定剂配合油基钻井液冲洗液、特色加重材料，研发出适应长封固段固井的冲洗隔离液体系，有效保证了长封固段固井的顶替效率。

3 适合大温差固井的外加剂及水泥浆体 系研究

3.1 水泥外加剂

（1）抗高温大温差降失水剂DRF-120L。作为通过水溶液自由基聚合反应制备的多元共聚物，具有良好的抗高温、抗盐能力[1]。通过调整降失水剂DRF-120L加量，均能够使淡水水泥浆及含盐水泥浆的API失水量控制在100mL以内。该降失水剂适用温度范围为90～200℃，具有一定的缓凝作用，在120℃以内可以通过改变加量来调节水泥浆的稠化时间，水泥石顶部强度发展快，适用于大温差条件下固井。

（2）抗高温大温差缓凝剂DRH-200L。该缓凝剂在高温下具有较强的缓凝作用，低温下表现为部分吸附，解决了水泥浆高温稠化时间长与低温强度发展缓慢的矛盾[2]。适用温度范围为70～200℃，与水泥浆常用外加剂配伍性良好。在有效的温度范围内，配制的水泥浆稠化时间易调，稠化时间与掺量线性关系好，水泥石强度高，对水泥浆的失水量等性能影响小。使用该缓凝剂的水泥浆体系，具有高温大温差条件下水泥石强度发展快的特点，可适用于70～100℃的温差条件（表1）。

表1 以降失水剂DRF-120L和缓凝剂DRH-200L为主剂的水泥浆体系抗温性能

循环温度为100～180℃时，水泥浆稠化时间为258～326min（图1、图2），温差为80℃时，48h水泥石顶部抗压强度均为10MPa以上，水泥石的早期强度较高，不会出现超缓凝问题，满足现场固井施工要求，表2和图1、图2为大温差水泥浆体系的性能评价情况，水泥浆密度为1.90g/cm3。

密度为1.50g/cm3的低密度水泥浆在高温温差80℃条件下（稠化时间试验温度180℃，养护温度100℃），72h水泥石抗压强度均能高于3.5MPa，可以满足72h测井要求。

高寒区土坝与泄水建筑物接触处，排水系统设施频繁的发生故障。侧墙后形成温湿度场的过程中，在泄水建筑物中形成由低温过程引起的复杂的温度应力状态，这种复杂应力状态包括冻胀、结冰、开裂和沉降等。因此，研究泄水建筑物周围回填土中温度应力状态的形成对于解决极端气候和地质条件下的排水系统周边坝体稳定性问题具有重要意义。本文对俄罗斯西伯利亚典型土坝溢洪道周围土体热应力状态进行监测与分析。

3.2 水泥浆体系

自主研制适应大温差固井的一种新型降失水剂DRF-120L及4种缓凝剂（DRH-100L、DRH-200L、DRH-310S、DRH-320S）。通过分子结构设计结合降失水机理及缓凝机理，研制出了抗200℃高温的降失水剂及适用高温温差80℃以上的大温差缓凝剂，达到国内领先、国际先进的水平。

图1 150℃条件下水泥浆稠化曲线

图2 井底温度180℃条件下水泥浆在80℃的强度曲线

表2 大温差水泥浆体系性能评价

（1）开发了3套适应不同温差的水泥浆体系：以DRF-120L降失水剂和DRH-100L缓凝剂为主剂，适用温度50～120℃的水泥浆体系；以DRF-120L降失水剂和DRH-200L缓凝剂为主剂，适用温度80～180℃的水泥浆体系；以DRF-120L降失水剂和DRH-310S、DRH-320S缓凝剂为主剂，适用温度90～190℃的水泥浆体系。

（2）取得了5项技术突破：突破了降失水剂及缓凝剂的抗高温问题；突破了缓凝剂晶相转化点两侧的吸附问题；突破了高温大温差条件下水泥浆超缓凝问题；突破了高温条件下水泥浆稳定性差的问题；突破了低密度超低密度水泥浆大温差条件下强度发展慢及稳定性差的问题。

4 现场试验及应用效果

通过深入攻关形成的大温差固井配套技术，解决了大温差水泥浆超缓凝的难题，有效保证了深井长封固段大温差井的固井质量，支撑了深层油气的勘探与开发及增储上产，该技术目前已在中国石油进行了全面推广应用。据初步统计，在塔里木盆地、川渝地区、长庆、大港、辽河、冀东、吐哈油田及海外的乌兹别克斯坦等地区已成功应用1125口井，取得了明显的经济效益和社会效益。

4.1 塔里木油田应用

塔里木油田为上产3000×104t，加大了复杂地质构造勘探开发力度，固井施工难度越来越大。开发密度为1.20～1.40g/cm3的大温差低密度水泥浆体系，解决了水泥浆稳定性差及顶部强度发展慢两大关键难点。大温差长封固段固井技术在塔里木台盆区的试验及推广应用，为实现简化井身结构（从最初的四开三完、三开分级固井，到目前的三开一次上返固井）、降低成本、钻井提速、保证深层开发提供了有效的技术手段，有效支撑了塔里木油田“新疆大庆”建设（图3）。

图3 采用大温差固井技术后台盆区井身结构变化情况

4.2 川渝地区应用

川渝地区是我国天然气工业基地、天然气产业利用示范区、西南地区能源供应保障中心。近年来，四川盆地勘探开发不断向纵深化和低渗透方向发展，所面临的油气藏日趋复杂，以川东北、安岳气田的高石梯—磨溪、川东石炭系为代表的高温、高压、高含硫气藏固井工作面临较大挑战。通过大温差固井配套技术集成，在高石梯—磨溪、龙岗、九龙山、剑阁、莲花山等地区成功应用150多口井，较好满足了后期增产改造需要，防止了环空带压或井口窜气问题的发生，为天然气井的长期安全运行奠定井筒密封的基础，有效支撑了四川天然气基地建设。莲花002-X1井φ177.8mm套管一次封固段长达4834.78m，创川渝地区固井纪录；中国石油集团风险探井双探3井φ177.8mm+φ193.68mm复合尾管下深7403m，一次封固长达3954.28m，固井质量合格率达82.4%，创川渝地区该尺寸尾管下深及悬挂长度纪录。

4.3 中亚及其他地区的推广应用

乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地油气藏多属于典型的“四高一超”油气藏，固井难度大，要求高，以前在该地区没有固井成功先例。形成的大温差固井配套技术在费尔甘纳盆地的吉达3井、吉达4井、南贡1井进行了成功应用。南贡1井创中国石油海外φ244.5mm套管下入最深纪录（5305.49m）、一次封固段最长（5305.49m）、固井温差最大（125℃）的纪录，保证了安全顺利钻进及成功试油，为费尔甘纳盆地深层油气勘探提供了强有力的工程技术保障。

长封固段大温差固井配套技术还在伊朗的南阿、北阿油田，伊拉克的绿洲、鲁迈拉、哈法亚项目，以及中亚的哈萨克斯坦、土库曼斯坦推广应用，为中国石油海外油田稳产增产做出了积极的贡献。

5 认识与结论

（1）大温差固井配套技术有效解决了高温深井、长封固段大温差固井水泥浆超缓凝、固井顶替效率低、固井质量差等技术难题。

（2）研发的适用温差高于80℃大温差缓凝剂，克服了常规缓凝剂适用温差范围窄、超缓凝的难题。

（3）研发的高效冲洗隔离液体系克服了超长封固段固井过程中冲洗效果差、顶替效率低的难题，为长封固段固井水泥浆的良好胶结创造了条件。

（4）在应用长封固段大温差固井技术时，必须结合高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、套管安全下入等方面的技术措施。

我国剩余油气资源40%以上分布在5000m以下的深部地层，近年来新发现11个大型油气田，深层占8个。深层是中国石油重要的增储上产领域。通过深入攻关形成的大温差固井配套技术，解决了大温差水泥浆超缓凝难题，有效提高了深井长封固段大温差井的固井质量，延长了井筒寿命，为简化井身结构、降低成本、实现提速提效及深层油气资源勘探开发提供了技术保障[3]。我国的几大油气区如塔里木盆地、准噶尔盆地、川渝地区、陕甘宁盆地、松辽盆地深层、环渤海湾等地区，以及中亚的乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、两伊地区等，均存在着大温差固井问题。随着大温差固井配套技术的规模推广应用，将进一步创造巨大的经济效益和社会效益，应用前景广阔。

[1] 于永金,刘硕琼,刘丽雯,等.高温水泥浆降失水剂DRF-120L的制备及评价[J].石油钻采工艺,2011,33(3):24-27.Yu Yongjin, Liu Shuoqiong, Liu Liwen, et al.Preparation and evaluation of high temperature cement slurry loss reduction additive DRF-120L[J].Oil Drilling and Production Tecnology,2011,33(3):24-27.

[2] 靳建洲,于永金,刘硕琼,等.高温大温差水泥浆缓凝剂DRH-200L的研究[A]//史兴全.2010年固井技术研讨会论文集[C]. 北京:石油工业出版社,2010:239-244.Jin Jianzhou, Yu Yongjin, Liu Shuoqiong, et al. Study of DRH-200L-high-temperature and large temperature difference cement slurry retarder[A]//Shi Xingquan.Collection of papers from 2010 cementing technology symposium[C]. Beijing: Petroleum Industry Press,2010:239-244.

[3] 齐奉忠,刘硕琼,沈吉云.中国石油固井技术进展及发展建议[J]. 石油科技论坛, 2017, 36(1): 26-31.Qi Fengzhong, Liu Shuoqiong, Shen Jieyun. Suggestions on CNPC cementing technological development[J]. Oil Forum, 2017, 36(1): 26-31.