高温大温差低密度水泥浆体系的室内研究

刘鑫

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆163413）

随着油气田勘探开发的不断深入和钻井技术的不断发展，钻遇的地质结构日趋复杂，对深井超深井固井质量的要求也日益提高，使得大温差、长封固段井固井质量越来越受到重视。目前，针对长封固段大温差井的固井施工作业主要采用水泥浆体系设计与固井工艺相结合的方法来解决。然而，对于封固段底部循环温度大于110℃、顶部静止温度小于90℃的油气井，大部分水泥浆体系易在长封固段顶部出现缓凝甚至超缓凝现象，不仅增加了钻井周期，还可能影响固井质量。在该类油气井固井时，大多通过分级固井、尾管悬挂固井等特殊固井工艺技术来降低封固段上下温度差值，减小封固段顶部水泥浆出现过缓凝的风险(如：辽河油田兴古7-16)[1]，但固井工具使用时工序复杂、成本较高。因此，本文从水泥浆体系的设计入手，通过对其不同温度区域内各项性能的改进与完善，可望缩短钻井周期、降低运行成本并为固井质量的提高提供有益的技术支持。

高温大温差固井用水泥浆体系既要解决高温下的安全泵送时间短及静止后沉降稳定性差的难题，又要保证其在顶部低温区域内具有凝结时间短、早期强度高的特性，这给水泥浆体系的设计带来了严峻挑战[1]。本文以强化粘度效应、悬浮结构、提高活性物质含量等理论为指导，通过对外加剂的研选和复配，设计出一套高温大温差低密度水泥浆体系，并对其综合性能进行了评价。结果表明，该体系具有密度低、强度高、失水量小、流变性及高温稳定性好、耐高温等特性，对于提高高温大温差长封固段井的固井质量具有一定的指导和借鉴意义。

1 高温大温差低密度水泥浆的设计

高温大温差低密度水泥浆体系的高温沉降稳定性和低温区域早期强度是衡量其性能优劣的两个重要指标[2]。以强化粘度效应、悬浮结构、增加活性物质理论为指导，提高Si/Ca比、增加悬浮颗粒，提高水泥浆体系的密实程度，可以使高温大温差低密度水泥浆体系的强度和悬浮稳定性大幅度地提高。在设计时要注意以下问题:

（1）较好的高温稳定性：水泥浆在一定的条件下，浆体不发生分层离析，形成的水泥石纵向密度分布要基本一致，析水小、体积收缩小。

（2）较高的早期强度：不能盲目追求水泥浆的流变性能和滤失量控制，而损害水泥浆的抗压强度和稳定性。选择合适的增强剂以提高早期强度[2]。

（3）合适的流变性和密度：选择减轻剂的类型和级别粒径，不能盲目增大用水量，用水量应严格控制在所选择减轻剂的最大允许范围内。

因此，选用哈尔滨水泥有限公司的太行低密度油井水泥及石英砂、微硅配制高温大温差低密度水泥浆，在较低液固比时，即可获得较低密度的水泥浆，并且加入适当的外加剂可以使其具有较高的早期强度。

2 实验仪器和药品

2.1 实验仪器

30-60型瓦林搅拌器、4207型压力试验机、7025型高温高压稠化仪，美国CHANDLER公司；35SA型旋转粘度计，美国Fann公司；岩芯渗透仪、高压失水仪、高温高压养护釜等。

2.2 实验材料及药品

太行低密度油井水泥；石英砂，200目；微硅、DCS增强剂、DHTR400缓凝剂、DHTF3降失水剂、DHTS190悬浮剂以及DMP无机凝胶，大庆钻井研究院自制。水泥浆配置过程中，太行低密度油井水泥与8%石英砂、3%微硅及无机凝胶干混，其它药液与自来水搅拌均匀后待用，液固(W/S)比为0.68时体系密度1.60g/cm3。

2.3 高温大温差低密度水泥浆配方

根据以上低密度水泥浆设计原则，经过外加剂的优选，配制出了一套高温大温差低密度水泥浆体系，配方为：100%太行低密度油井水泥+8%石英砂+3%膨胀剂+2%~6%DHTR400+4%~8%DHTF3+0.3%DMPH无 机 凝 胶+2%~4%DHTS190+1.5%DCS增 强 剂（W/S为0.68）。其中DCS增强剂为NCS液硅；悬浮稳定剂为无机类DMP-H无机凝胶与有机类DHTS190杂化而成。

3 综合性能分析

3.1 水泥浆综合性能评价

高温大温差低密度水泥浆体系的综合性能见表1。由表1可以看出，该水泥浆体系流动度大于24cm；API滤失量：28mL(6.9MPa×90℃×30 min)；稠化时间：380min/100Bc(140℃×76.5MPa)；水泥浆上下密度差为0g/cm3；水泥浆凝结过程中无游离液析出，浆柱的稳定性好；渗透率为0.015×10-3μm2；流性指数n为1.03，稠度系数k为0.035Pa·sn，具有良好的流变性能，有利于减少水泥浆摩阻从而降低注水泥泵注压力，满足现场固井对水泥浆流性指数n≥0.6、k≤0.35的要求。该水泥浆体系优异的综合性能，完全满足现场固井作业要求。

表1 高温大温差低密度水泥浆体系综合性能

3.2 水泥浆体系稠化性能

140℃×76.5MPa的稠化曲线图（图1）可以看出：该水泥浆体系稠化曲线平稳，温度和压力曲线无明显波动，说明在高温条件下水泥浆性能良好，没有出现“鼓包”等现象。条件下的稠化曲线基本呈直角稠化，浆体性能较好，过渡时间短。

图1 140℃×76.5MPa时水泥浆体系的稠化曲线图

3.3 水泥浆体系水泥石抗压强度

通过缓凝剂DHTR400与DCS增强剂的协同作用，能够在保证稠化时间的情况下，有效提高水泥石的早期强度。室内考察了不同温度下水泥浆体系的抗压强度，由表2可知，低温区域95℃区域72h抗压强度在14MPa以上；160℃条件下随着养护时间的增加水泥石抗压强度逐渐增加。该水泥浆体系可以有效解决低温区域早期强度低的问题，满足现场固井施工要求。

表2 高温大温差低密度水泥浆体系的抗压强度实验

3.4 水泥浆体系沉降稳定性

低密度水泥浆的稳定性在宏观上主要表现为水泥浆上、下密度差异[3]。本文基于这一原理对该体系的沉降稳定性进行了室内评价。在稠化仪中，将高温大温差低密度水泥浆加热到试验温度(BHCT)后，搅拌30min后，测量上层和下层的密度[4]，进而得出水泥浆体系上下层密度差，用于评价水泥浆体系的沉降稳定 性。实验结果见表3。

表3 不同循环温度高温大温差低密度水泥浆体系上下层密度差

从表3可以看出，95℃条件下水泥浆上下密度差为零；160℃条件下水泥浆上下密度差为0.005g/crn3，均小于0.02g/crn3，高温大温差低密度水泥浆体系在高温条件下也具有较好的稳定性。能够有效防止固井施工中上部水泥环胶结疏松，水泥石抗压强度下降以及因水泥沉降带来的固井安全隐患，有助于保证施工安全，提高固井质量。

3.5 声阻抗

目前，大庆油田评价固井质量的测井方法为声幅测井与声波变密度测井，根据声波测井原理，入射波的能量一部分被界面反射，另一部分透过界面在第二介质中传播。反射波的幅度取决于两种介质的声阻抗[4]。因此，声波测井结果与水泥石的声阻抗变化存在直接的关系。室内对高温大温差低密度水泥浆体系的声阻抗值进行了测定，实验结果见表4。

表4 高温大温差低密度水泥浆体系声阻抗测定

通过测试发现：该高温大温差低密度水泥浆体系声阻抗值随着养护时间的增加而增加，说明水泥浆硬化体的微观结构和形貌发生了显著变化，密实程度有所提升，不会对测井造成影响。

4 结论

（1）以强化粘度效应、悬浮结构、增加活性物质为指导，通过合理设计水泥浆外掺料组成，优选抗高温性能良好的外加剂，最终得到一套密度为1.60 g/cm3的高温大温差低密度水泥浆体系。

（2）该水泥浆体系具有高温区域沉降稳定性好、滤失量低、稠化时间可调、水泥浆强度发展良好等优良性能，水泥石72h（95℃）抗压强度达到14MPa以上。

（3）该水泥浆体系在保证良好施工性能的基础上，拓宽了温度应用范围，对缩短施工周期、改善固井质量具有一定的积极作用。