超深超高温裂缝性气藏固井水泥浆技术

2019-06-21李斐路飞飞胡文庭

石油钻采工艺 2019年1期

李斐路飞飞胡文庭

中石化西北油田分公司石油工程技术研究院

顺南井区位于塔中北坡，是西北油田分公司重点探区之一。该区气藏埋深6 300～7 705 m，地层温度 170～195 ℃，地层压力系数 1.2～1.94，含 H2S 和CO2酸性气体，属超深、超高温、高压、含酸性气体的干气气藏。对于气藏固井技术，国外经过多年的发展，开发了以聚合物胶乳液为主的防气窜水泥浆体系，但我国深井固井起步较晚，对高温固井水泥浆体系的研究不足，仍缺乏新型性能优良的高温、超高温防气窜固井水泥浆体系［1-8］。常规水泥浆在温度低于110 ℃条件下具有较好的强度和稳定性，但当温度高于130 ℃时，水泥石强度明显降低；当温度超过150 ℃后，水泥石强度再次发生明显衰退，甚至产生裂缝，为后续施工带来了风险。顺南501井使用的丁苯胶乳水泥浆体系，24 h后强度发展至最高12.41 MPa，97.8 h后强度降至8.83 MPa，水泥石衰退率高达28.8%。同时，该区多井钻遇裂缝，漏失严重，纤维对孔洞、裂缝均具有一定的堵漏效果，但其加量及长度对裂缝性地层的封堵能力并不明确，为此，开展了超高温条件下气藏固井水泥石强度衰退预防及漏失控制技术研究，逐步改善顺南井区气藏固井质量，进一步发展了超高温裂缝性气藏固井技术。

1 室内实验

顺南区块固井主要封固一间房组、鹰山组，最高井温达195 ℃。前期该井区使用发气型、盐水胶粒、抗高温胶乳弹性等防气窜水泥浆体系，但气藏段仍未能得到有效封固，后期多口井环空出现带压现象。分析原因，主要是两方面：一是高温下水泥石强度发生衰退，后续作业过程中水泥石失去了其封固效果，气体可沿水泥石通道上窜至井口；另一方面，裂缝性储层承压能力不清，钻遇裂缝发生漏失后，纤维对漏层的堵漏能力不清楚。针对上述问题，室内通过探究硅粉加量对水泥石强度的影响规律，得到高温条件下水泥浆体系合理的硅粉加量范围；另外通过评价不同纤维长度及加量对一定宽度缝板和一定直径孔板的堵漏实验，得到水泥浆体系具备一定堵漏和承压能力下的纤维加量建议范围。在硅粉和纤维加量确定的情况下，优选关键外加剂，形成抗高温防气窜水泥浆体系。

1.1 防衰退实验

前期研究表明［9-10］：在水泥中加入一定量的硅粉，能有效地控制水泥石在高温下的强度衰退。为此，在水泥中加入一定量的硅粉，将C/S摩尔比降到1.0左右，并形成雪硅钙石或硬硅钙石，使水泥石保持较高的强度和较低的渗透性。针对顺南井区的井下高温，室内采用80目硅粉，配制了水泥浆体系：G级油井水泥+30%～70%硅粉+44%H2O，密度1.90 g/cm3，利用超声波强度仪考察了180 ℃条件下水泥石强度。由图1可得：(1)随着硅粉加量的增加，水泥石强度增大；(2)当硅粉含量大于50%，水泥石强度随着养护时间的延长呈现先降低后升高的趋势；(3)保持180 ℃的高温稳定性所需硅粉加量至少在50%以上。原因分析：硅粉与水化产物间的反应是靠反应物质的界面接触及通过最初产物层扩散接触而进行的，温度增高使得硅粉参与反应的速度加快并形成高强度产物C5S6H5，所以硅粉含量越大，温度越高，水化反应越充分，早期强度越高，一定程度上延缓了水泥石强度的衰退，且衰退后仍能保持在较高强度范围内。

图1 不同硅粉加量下水泥石强度(180 ℃)Fig.1 Strength of the set cement with different fine silica dosages (180 ℃)

1.2 堵漏实验

将配制好的纤维水泥浆在89 ℃条件下养护40 min，利用水泥浆静态堵漏仪，对纤维水泥浆体系的防漏、堵漏能力进行评价。

1.2.1 封堵1 mm缝宽实验

水泥浆体系配方为：G级水泥+55%硅粉+0.6% 6/10 mm纤维+2%降失水剂+0.5%分散剂+2.3%缓凝剂+1.2%消泡剂+44%H2O。其在不同压力下的滤失量见表1，纤维水泥浆堵缝效果见图2。

表1 不同纤维水泥浆封堵1 mm缝实验结果Table 1 Experimental result of plugging 1 mm fracture by using the slurry with fiber

图2 纤维水泥浆封堵1 mm缝Fig.2 Plugging 1 mm fracture by using the slurry with fiber

从表1及图2可知：对于1 mm缝，只需加入0.6%的6 mm的纤维即可成功堵住。在加大加量、加入更长纤维的情况下，堵漏效果会更好。

1.2.2 封堵2 mm直径孔实验

水泥浆体系配方为：G级水泥+55%硅粉+0.8%～1.5% 6/8/10 mm纤维+2%降失水剂+0.5%分散剂+2.3%缓凝剂+1.2%消泡剂+44% H2O。从表2、图3可知：当加入0.8%的长度为6 mm和8 mm纤维情况下，堵漏失败；当加入0.8%的长度为10 mm纤维，成功堵住了孔隙。当加量增加到1%情况下，加入长度为6 mm纤维堵漏失败，换用长度为8 mm纤维成功堵漏。在0.8%、1%、1.2%的加量下，6 mm纤维均不能堵漏，只有在1.5%加量下才能堵住，但是在此加量情况下，水泥浆太稠，不利于施工。

表2 纤维水泥浆封堵2 mm孔实验结果Table 2 Experimental result of plugging 2 mm fracture by using the slurry with fiber

图3 纤维水泥浆封堵2 mm孔Fig.3 Plugging 2 mm fracture by using the slurry with the fiber

2 抗高温防气窜水泥浆体系性能评价

集目前纳米液硅防气窜剂和胶乳防气窜剂优势于一体，结合水泥石防衰退技术提高水泥石耐高温稳定性，掺混无机纤维提高水泥浆体系堵漏性能，优选抗高温防气窜剂、抗高温缓凝剂及其他外加剂，并最终形成抗高温防气窜水泥浆体系，典型配方如下：

1#领浆：G级水泥+55%硅粉+1.0%纤维+2.0%降失水剂+0.5%分散剂+10%胶乳+1%稳定剂+8%液硅+2.3%缓凝剂+1.2%消泡剂+44%水；

2#尾浆：G级水泥+55%硅粉+1.0%纤维+2.0%降失水剂+0.5%分散剂+10%胶乳+1%稳定剂+8%液硅+2.0%缓凝剂+1.2%消泡剂+44%水。

2.1 基本性能

该水泥浆体系基本性能如表3所示，稠化实验曲线如图4所示。

表3 抗高温防气窜水泥浆体系基本性能Table 3 Basic properties of high-temperature resistance and gas channeling prevention slurry system

图4 抗高温防气窜水泥浆稠化实验曲线Fig.4 Thickening experiment curve of high-temperature resistance and gas channeling prevention slurry

2.2 强度及稳定性

其强度及稳定性测试结果见表4。

表4 抗高温防气窜水泥石强度及稳定性测试结果Table 4 Strength and stability test results of high-temperature resistance and gas channeling prevention slurry

2.3 防气窜性能

常用的防气窜性能评价方法为SPN值法和静胶凝强度值法。

经计算，1#配方和2#配方体系的SPN值分别为0.42和0.56，均小于1(0≤SPN≤3，防气窜效果好)，显示出优异的防气窜性能。

室内使用超声波静胶凝强度分析仪考察了2#泥浆体系的静胶凝发展情况，评价其防气窜性能，结果如图5所示。

图5 2#配方水泥石强度发展(160 ℃)Fig.5 Development of the strength of No.2 formula set cement (160 ℃)

由表3、表4可看出，抗高温防气窜水泥浆体系具有很好的高温稳定性，流变性及失水等各项性能满足要求；由图4、图5可知，水泥浆稠化过渡时间短，呈直角稠化，2#配方水泥石在160 ℃、7 d条件下强度发展良好无衰退，30 h后强度发展平稳且保持增长态势，水泥浆静胶凝强度由48 Pa升至240 Pa的时间仅为6 min，表明该体系具有较强的防气窜性能。

3 现场应用

以该区顺南6井为例，目的层为奥陶系下统蓬莱坝组，为实现分开测试的地质目的，设计五级井身结构，四开气藏采用Ø177.8 mm尾管封固，下深7 248 m，悬挂器位置5 910 m，套管到位顶通循环，排量0.2 m3/min，点火成功后循环排后效。投球悬挂器坐挂后，试压30 MPa合格。注加重隔离液20 m3，密度 1.80 g/cm3，排量 0.6 m3/min，压力 12 MPa；注领浆 20 m3，平均密度 1.91 g/cm3；尾浆 14 m3，平均密度 1.93 g/cm3，排量 0.6 m3/min，压力 12～8 MPa；替浆 76.7 m3，排量 0.8～0.3 m3/min，压力 10 MPa，正常碰压，压力9～15 MPa；卸水泥头，起钻5柱；反循环洗井，排量 0.6～0.9 m3/min，压力 10 MPa(洗出水泥浆约4 m3)；起钻2柱，反挤0.6 m3，挤注压力最高13 MPa；憋压13 MPa候凝。该井应用抗高温防气窜水泥浆体系，固井后通过声幅曲线显示整体固井质量有所提高，固井优良率达到75%，裸眼段均达合格及以上，且后期无带压现象出现。