塔北YK5井超深井尾管固井水泥浆技术

胡晋军, 宋本岭, 张 伟, 黄志刚

(中国石油海洋工程有限公司渤星公司)

随着塔里木油田塔北地区的勘探开发，井深超过7 000 m的超深井逐渐增多，超深井井下条件复杂，固井难度大，固井质量差。该地区以往固井一般采用微珠加高温缓凝剂结合其它基础材料形成的水泥浆体系。微珠水泥浆沉降稳定性差，水泥石强度降低；高温缓凝剂对温度比较敏感，中低温条件下水泥浆超缓凝情况严重；水泥浆受盐水钻井液体系污染严重；这导致该地区超深井的固井质量较差。需要优选形成一套解决塔北地区超深井固井难题的水泥浆技术。

一、固井难点分析及技术对策

1.固井难点分析

(1)超深井井底温度、压力高。该井电测井底静止温度154℃，循环温度139℃，井底压力90 MPa。高温高压条件下对水泥浆体系的性能要求高[1]。

(2)多套压力层系。裸眼段存在三套压力层系，三开穿过石炭系、志留系进入奥陶系。固井过程中低压力层易发生漏失[2]。

(3)封固段长，封固段上下温差大。封固段长2 544.5 m，固井时漏失风险高；封固段上下温差55.6℃，顶部水泥浆稠化时间长，水泥石强度受影响。

(4)小间隙尾管。裸眼段下部Ø168.3 mm井眼与Ø139.7 mm套管接箍单边间隙7.32 mm，重叠段上层套管与Ø139.7 mm套管接箍单边间隙9.11 mm和12.26 mm，固井时憋堵风险高，为防止憋堵，固井注替排量小，影响顶替效率；施工时间长，水泥浆稠化时间长，水泥石强度发展缓慢。

(5)水泥浆受钻井液污染严重。水泥浆流动行程长，水泥浆与盐水钻井液掺混受污染严重，影响施工安全，对隔离液的性能要求高。

(6)复合井眼。二开使用钻头Ø241.3 mm钻进至井深6 735 m，由于井下复杂情况，下复合套管Ø200.3 mm×10.92 mm×(0～4 888.77 m)+Ø206.38 mm×17.25 mm×(4 888.77～5 251.3 m)后，完成二开固井施工。三开使用Ø168.3 mm钻头钻进至井深7 044.5 m完钻，产生“大肚子”“糖葫芦”井眼。封固段井眼两头细中间粗，中间大井眼处易发生混浆污染及窜槽，影响施工安全及固井质量。

2.技术对策[3]

(1)针对超深井井底温度、压力高，长封固段顶部水泥浆超缓凝等问题，需要优选高耐压减轻增强材料、抗高温缓凝剂及抗高温降失水剂形成综合性能良好的抗高温高耐压大温差水泥浆体系。

(2)针对封固段不同压力层系漏失风险，采用双密度浆柱结构，领浆采用1.40 g/cm3的低密度水泥浆降低液柱压力防止井漏，尾浆采用1.90 g/cm3的常规水泥浆保证下部井段固井质量。

(3)针对注替行程长、水泥浆受污染严重、窜槽等问题，需要优选抗高温抗盐冲洗剂配制综合性能良好的高抗污染隔离液。要求密度达到1.37 g/cm3，流动性能良好，高温下稳定性良好，与钻井液及水泥浆有良好的相容性；作为前隔离液、后隔离液、中间保护液分段注入；防止水泥浆污染影响施工安全。

(4)针对小间隙尾管固井憋堵风险高，注替排量受限，复合井眼顶替效率低等难题；加放旋流刚性扶正器，并应用壁面剪应力理论，优化入井流体动切力，提高顶替效率。

二、水泥浆体系优选

根据YK5井三开井下条件，采用抗高温高耐压大温差水泥浆体系。

1.水泥浆材料的优选[4]

1.1 高耐压减轻材料的优选

通过表1性能对比，减轻增强材料BCE-610S可有效降低水泥浆密度并可增强水泥石的强度，耐压达100 MPa，综合性能好。因此优选BCE-610S作为该水泥浆体系的减轻材料。

表1 减轻材料性能对比

1.2 高温缓凝剂的优选

通过表2试验对比，高温缓凝剂BCR-260L掺量敏感性适中且大温差下顶部强度发展快。因此优选BCR-260L作为该水泥浆体系的缓凝剂。

1.3 高温降失水剂的优选

通过表3试验对比，降失水剂BXF-200L及BCF-200S满足抗高温性能要求。BXF-200L作为液体材料有利于改善水泥浆的流动性能。因此优选出BXF-200L作为该水泥浆体系的缓凝剂。

表3 降失水剂性能对比

由此，高耐压减轻增强材料BCE-610S配合高温缓凝剂BCR-260L、高温降失水剂BXF-200L及其它材料形成了满足要求的BCE型抗高温耐压大温差水泥浆体系。

2.隔离液材料的优选

根据YK5井三开井下钻井液特点，采用高抗污染隔离液。试验温度90℃，要求密度1.37 g/cm3的隔离液，顶端和低端密度差小于0.05 g/cm3；抗盐能力可以达到30%(BWOW)；与钻井液及水泥浆相容，能够稀释和改善水泥浆流变性；通过改变悬浮剂和稀释剂的掺量可以调节隔离液的流变性。

冲洗剂的优选见表4。

表4 抗高温冲洗剂性能对比

通过对比，冲洗剂BCS-110L有较强的润湿翻转特性，有利于改善隔离液的流动性能，因此优选出BCS-110L作为该隔离液的冲洗剂。配合稀释剂BCS-021L及其它材料形成了流变性能良好的BCS型高抗污染隔离液。

三、现场应用

1.BCE型抗高温耐高压水泥浆体系

(1)低密度领浆。体系配方：阿克苏G级水泥+25%硅粉+75%减轻增强材料BCE-610S+12%降失水剂BXF-200L+5.5%缓凝剂BCR-260L+4%减阻剂+0.1%消泡剂+110%水+16.5%盐。

水泥浆性能：水泥浆密度1.40 g/cm3；稠化时间(139℃×90 MPa×90 min)534 min；密度高点1.44 g/cm3；稠化时间492 min；初始稠度19Bc；游离液0 mL；失水量42 mL；沉降稳定性0.03 g/cm3；48 h顶部(94℃)抗压强度7.5 MPa。稠化曲线见图1。

图1 低密度领浆稠化曲线图

(2)常规密度尾浆。水泥浆体系配方：阿克苏G级水泥+35%硅粉+6%降失水剂BXF-200L+4%缓凝剂BCR-260L+4%减阻剂+0.1%消泡剂+53%水+7.95%盐。

图2 常规密度尾浆稠化曲线图

水泥浆性能：水泥浆密度1.90 g/cm3；稠化时间(139℃×90 MPa×90 min)375 min；温度高点144℃；稠化时间297 min；初始稠度16 Bc；游离液0 mL；失水量45 mL；沉降稳定性0.02 g/cm3；24 h顶部(154℃)抗压强度26.4 MPa。稠化曲线见图2。

2.BCS型高抗污染隔离液

隔离液配方(BWOW)：水+5%冲洗液BCS-110L+6%悬浮剂+2%稀释剂+10%降失水剂+5%缓凝剂+0.3%消泡剂+15%盐+45%加重剂。按照不同比例进行掺混试验。实验条件：139℃×90 MPa×90 min，试验结果见表5。

表5 相容性试验数据表

分析得出，水泥浆与钻井液污染试验稠化时间未能满足安全施工要求，通过应用BCS高抗污染隔离液对水泥浆与钻井液进行隔离，其污染稠化时间达到了安全施工要求。

3.优化入井流体流变参数

通过优化入井流体的流变参数(见表6)，隔离液的动切力大于钻井液的动切力，保证隔离液对钻井液的有效驱替，有效驱替大井眼处不参与流动的钻井液，降低的窜槽风险；同时隔离液具有一定的悬浮性能充分携带井眼内的岩屑，清洁井眼，降低蹩泵风险。领浆的动切力大于隔离液的动切力，有效驱替隔离液；且领浆的流动性好可以对井壁的滤饼进行有效冲刷剥离，携砂能力强可以清洁井内的滤饼及砂子，提高胶结质量。尾浆的动切力大于领浆的动切力，有效驱替领浆，提高顶替效率。

表6 入井流体流变性能

4.应用与效果

该水泥浆体系及隔离液各项性能满足固井设计与现场技术要求，塔北YK5井三开尾管固井，隔离液注入15 m3，低密度水泥浆注入51 m3，常规密度尾浆注入15 m3，固井施工正常，电测质量优良，固井质量优于以往的水泥浆。

四、结论

(1)以耐高压减轻增强材料BCE-610S、高温缓凝剂BCR-260L及高温降失水剂BXF-200L为主剂调配的BCE型抗高温耐压大温差水泥浆体系具有良好的综合性能，能够满足塔北地区超深井高温高压长封固段小间隙尾管固井需求。

(2)以抗高温抗压冲洗剂BCS-110L为主剂调配的BCS型高抗污染隔离液抗污染性能良好，能够有效解决塔北地区盐水钻井液对水泥浆污染影响施工安全的问题。

(3)应用避免剪应力理论优化入井流体流变参数，使隔离液动切力大于钻井液动切力，领浆动切力大于尾浆动切力，能够有效提高顶替效率，能有效提高塔北地区复杂超深井小间隙尾管固井提高固井质量。