浅层大位移井固井水泥浆体系研究

胡润泽，谢 昊，路 旭，胡 洁，曾 铮，赵志宇

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

随着陆地油气资源的日益枯竭，勘探开发面临着向海洋开进的趋势。渤海油田地质储量丰富，但含油气圈闭呈零散分布，海洋钻井平台又具有空间有限且机动性差的特点，难以形成工业化规模的开发，需要探索更有效技术手段。大位移井水垂比大、水平段长，能够达到钻遇多套砂体的目的，增大了井筒与储层接触面积，极大提升了渤海油田勘探开发效率。固井能够有效封隔易喷、漏、塌的复杂地层，是钻完井风险管控的重要环节，但由于渤海不同区块地质条件各异，水泥浆体系性能受环境因素影响较大，固井作业面临一系列风险和挑战[1-2]。

K 油田位于渤海南部，是渤海油田重点开发项目。该油田第三系地层中含油层位较多，勘探开发初期以浅层大位移井为主，浅部地层泥质胶结及压实情况较差，具有“两低”（地层温度低、孔隙压力低）特点。固井作业时，低压疏松地层易诱使水泥浆容易向地层漏失，导致固井质量差，严重时甚至影响固井安全。同时在低温条件下水泥水化作用慢，候凝时间长，水泥石强度发展慢，导致固井候凝等待时间长，增加海上作业成本[3-4]。针对这一问题，本文从优化水泥浆密度及封堵性、提高早期强度、增强体系稳定性三个角度进行了技术研究，形成了一套适用于浅部疏松地层的大位移井固井水泥浆体系，对该油田安全开发具有一定意义与价值。

1 现有水泥浆体系存在问题

渤海浅层极疏松地层大位移井对固井水泥浆体系性能提出了两方面的要求：需要保证体系具有低密度的特点，避免水泥在套管与井筒环空中上行过程中发生井漏；需要水泥浆在海洋低温环境下具备较好的早强性能，提高水泥胶结面抗压强度，保证固井质量[5]。针对低温低密度水泥浆体系的研发，目前国内外院所、油田企业都投入了巨大的资源，从固井材料（水泥和外掺料）、水泥外加剂以及相关理论等方面开展了广泛而深入的研究，形成了以下四种性能优良的体系：

（1）DeepCRETE 水泥浆体系。Schlumberger 公司的DeepCRETE 水泥浆体系采用颗粒级配技术优化不同尺寸固相颗粒的比例，使固液最大，空隙中消耗的水更少，有效提高水泥浆性能和水泥石的机械性能。水泥浆密度范围1.02～1.68 g/cm3，温度适用范围4～27 ℃，特别适用于漏失风险较高的地层固井，也适用于可能有浅层流危险的固井[6]。

（2）DeepSetTM泡沫水泥浆体系。BJ 公司的泡沫水泥浆的基浆密度为1.68～1.9 g/cm3，冲入氮气后泡沫水泥浆密度可低于0.6 g/cm3，泡沫体系压缩性能有效控制浅层水流和浅层气，具有低失水、高强度、隔热性好、压缩性好、与多种水泥添加剂配伍等优点。

（3）DeepWater Flo-StopTM水泥浆体系。Hallyburton公司的DeepWater Flo-StopTM水泥浆体系有较宽的密度范围，在低温条件下的过渡时间短（小于30 min）、失水量低（小于50 mL/30min），具有较强的可压缩性，可以维持过渡期传递到地层上的压力，防止浅层流危害。低温低密度条件下抗压强度远远大于传统水泥浆的强度，能有效支撑井壁[7]。

（4）微粒填充水泥体系。中海油服和长江大学合作研发的微粒填充水泥体系密度为1.58 g/cm3，具有过渡时间短、低温下胶结强度高等优点。2007 年，应用于珠江口盆地东部地区的第一口深水探井LW3-1-1 井表层固井作业取得较好效果，水泥浆体系强度从30 BC到100 BC 的过渡时间为20 min，16 ℃条件下养护24 h，胶结水泥石的强度为8.88 MPa。

针对渤海K 油田浅层大位移井固井，当前水泥浆体系还存在以下问题：

（1）早强剂适用性较弱。目前深水固井水泥浆的可水溶类早强剂以氯化物为主，存在水化放热大，腐蚀套管及水泥等副作用；而非水溶类早强剂又只能用于有干混设备的井场，存在一定的应用局限且对温度较敏感，只能适用单一的温度条件[8]。

（2）现场适应性差。快凝石膏水泥体系和高铝水泥体系对温度敏感性较差，不适用于深水固井温度更低的情况，且水化放热过快，对污染物敏感，后期强度衰减，不利于油气井的长期稳定性；泡沫水泥浆体系水泥浆、PSD 水泥体系和高强水泥浆体系的性能随着井底温度和压力的变化极不稳定，只是片面的追求了抗压强度的发展，但对稠化时间等性能影响较大，容易发生固井事故，而且其技术复杂，成本过高[9-10]。

2 低密高强水泥浆体系构建

2.1 低密度材料优选

经调研发现，现有低密度水泥浆的减轻原理可总结为三类：以气体为减轻材料的充气泡沫水泥浆，这类水泥浆的密度受水泥浆基浆密度、充气量和井底压力共同影响，因浅层大位移井垂深较浅而使用受限；以膨润土、粉煤灰、微硅、膨胀珍珠岩、火山灰等超细粉末为减轻材料，这类水泥浆由于抗压强度较低，流变性不易调节使用受限；依靠材料本身的低密度减轻的，如硬沥青、细小的耐压中空微珠或陶瓷球等，经过与增强材料颗粒级配后，这类水泥浆具有较高的抗压强度且水泥石渗透性较低，较适用于K 油田浅层大位移井固井。

选用本身密度较低的人造空心玻璃微珠和比表面积大、吸水性强、活性高的胶凝材料作为水泥浆的减轻剂。

2.1.1 降密材料 人造空心玻璃微珠具有质轻、密闭、粒细（颗粒粒径为40～250 μm，比水泥颗粒大3～4 倍）和活性等特点，其壳体主要由硅铝玻璃体质组成，能与水泥水化产物Ca（OH）2和矿物中的CaSO4作用，生成具有胶凝特性的产物，从而有利于水泥石强度的发展和渗透率的降低，是一种良好的减轻剂。因为漂珠密度低，且是封闭的玻璃珠，配制水泥浆时不吸水，只需少量的水润湿漂珠的表面，使水泥浆具有一定的流动性即可，所以随着漂珠加量的增加，可配制出一般减轻剂难以达到的低密度水泥浆。在同一密度情况下，漂珠低密度水泥的强度高于其他类型的低密度水泥的强度。

2.1.2 凝胶材料 此外，微硅、矿渣、粉煤灰等胶凝材料，其主要成分为介态的SiO2，具有以下特点：（1）粒径小、比表面积大和强的吸水性，能降低水泥浆的游离水和减少失水量，提高浆体的稳定性；（2）大量的无定型SiO2具有很高的反应活性，水化早期和低温条件下的促水化作用显著，提高了水泥石的早期抗压强度和胶结强度；（3）此类凝胶颗粒能分布于水泥颗粒之间，进一步降低水泥颗粒间的孔喉，改善水泥石的孔隙结构并降低渗透率，提高水泥强度；（4）能与Ca（OH）2快速发生火山灰效应生成低C/S 比的C-S-H（Ⅱ）的水化硅酸钙，此种低C/S 比的C-S-H（Ⅱ）具有优越的抗腐蚀性能。同时由于水泥浆体系中Ca（OH）2含量下降，也削弱了溶蚀和降低了离子交换能力，再加上水泥石较低的渗透率，都有利于提高水泥石的抗硫酸等腐蚀能力[11]。

2.1.3 混材配比 针对K 油田固井对水泥浆的性能要求，需要将低密材料、凝胶材料与水泥颗粒混配形成减轻剂。采用Mastersize 2000 激光粒度仪，对水泥、人造玻璃微珠和常用凝胶材料的粒径分布进行测定，由实验可知，水泥颗粒粒径为10～30 μm，人造空心玻璃微珠粒径为40～60 μm，凝胶材料粒径为8～11 μm。根据Furnas 颗粒堆积最密实级配原理，通过大量实验进行了材料复配，最终形成了K-YK 低密材料，该材料具有材料活性高，性能稳定，与其他外加剂配伍性良好的特点。

2.2 早强剂优选

早强剂能减少水泥浆稠化时间，提高水泥石早期强度。目前，已经应用到现场作业的早强剂类型主要有无机盐类、有机物类和复合型三大类早强剂。无机盐类主要有氯化物、硫酸盐、硝酸盐、亚硝酸盐、碳酸盐以及钠、钾、铵的氢氧化物等；有机物类主要有三乙醇胺、三异丙醇胺、甲酸、乙二醇等；复合型有无机盐与无机盐、有机与无机盐、有机与有机三种组合。渤海油田开发早期固井使用的早强剂为复合型，由醇胺类液体（PCDA93L）和无机盐类固体（PC-A92S）组成，随着钻井技术的进一步发展，目前存在水泥浆水化程度弱、经济实用性差等问题[12]。

针对这一问题，优选研发了一种纳米子晶类早强剂C-A98L，具有性能稳定且与其他添加剂配伍性良好的特点，可极大提高水泥石在低温条件下的早期强度。该药剂早强机理是基于晶核效应，即纳米尺寸的特定添加物掺入水泥中，可以在水泥水化过程中定向诱导各种矿物离子的迁移，并且为各类水化产物或晶体的生长提供成核中心，从而加速水化产物的生长速率并提高水泥水化程度。

2.3 纳米增强剂

增强剂的选择要与低密度体系中的常用减轻剂配套使用，以使外掺料之间能够充分的填充和进行颗粒级配，并且能够有效地提高水泥浆稳定性，减少游离液含量[13]。

本次优选的纳米增强剂C-GS12L 主要成分为无定型二氧化硅，由于其有很高的活性，可填充在水泥颗粒间，能显著提高水泥石早期强度，增加水泥石致密性，提高水泥浆的防窜能力和防腐能力，适用于深水防浅层流和深井防气窜的固井作业；在淡水和海水体系中性能表现良好，具有一定悬浮功能，能够保持水泥浆均质性并抑制过多自由水的生成，提高了低密度浆体的稳定性；能够在水泥浆中增加“火山灰效应”，增加深水低密度水泥浆体系低温强度。

3 体系性能评价

依据渤海K 油田浅层大位移井固井技术要求，对上述优选出的材料进行配比，构建了一套低密高强固井水泥浆体系：海水+50%低温早强水泥颗粒+25%KYK 低密混合材料+10%纳米子晶类早强剂C-A98L+5%纳米增强剂C-GS12L。对于该低温低密高早强水泥浆体系，依据现场实际应用条件，进行了水泥浆体系流变及强度性能评价。

3.1 流变性能评价

将该水泥浆体系置于低温32 ℃、低压8 MPa 条件下，测试体系稠化特征，经过实验可知，在设定温度压力下，体系稠度前期稳定在25 BC 左右，经过335 min后稠度激增，达到水泥胶结稠度，相比常规水泥浆体系具有稠度变化速度快的优点。未达到稠化时间时可以保持较好的流动性，稠化时间到后又能保证水相迅速聚合。

3.2 水泥强度性能

通过实验测试该体系水泥浆的强度性能，实验条件为0～15 min，将反应釜内温度逐渐调高至32 ℃，保持该温度24 h，观察水泥浆的强度变化规律。由实验可知，该体系在573 min 时开始起强度，700 min 后强度达到3.45 MPa，12 h 后强度达到4.41 MPa，24 h 后强度达到19.4 MPa。相比常规固井水泥浆，相同时间内强度约是常规水泥浆的3 倍，能够保证浅层低温下的固井质量。

4 结论

（1）K 油田浅层大位移井井段具有泥质胶结及压实情况较差、地层温度及压力较低的特点，固井作业时，水泥浆易向低压疏松地层中漏失，低温条件又会导致水泥浆水化作用慢、形成水泥石强度低，极大影响了固井质量和钻井安全性。

（2）根据现场实际需求，从降低水泥浆密度、提高水泥石强度、强化水泥浆体系稳定性三个角度，研发优选了以人工玻璃微珠和凝胶为主体的低密度混材（KYK）、加速水化产物生长速率和水化强度的早强剂（CA98L）和提高水泥浆稳定性的纳米增强剂C-GS12L。

（3）对优选材料进行配比，形成了一套适用于渤海K 油田浅层大位移井的低密高强固井水泥浆体系：海水+50%低温早强水泥颗粒+25%K-YK 低密混合材料+10%纳米子晶类早强剂C-A98L+5%纳米增强剂CGS12L。通过性能评价实验发现，该体系相比常规水泥浆具有稠度变化速度快、相同时间内水泥强度高等优点。