纳米基低密高强水泥浆在赵东油田的应用

2023-08-15闫振峰李剑华

石油地质与工程 2023年4期

肖尧,闫振峰,李剑华

(中国石油渤海钻探工程有限公司第二固井分公司,天津大港 300280)

赵东区块地处河北省黄骅市赵家堡村以东5 m水深线以内的滩海一极浅海地区,区域构造位于歧口凹陷和埕宁隆起的交界处。开发区块属于埕北断阶区羊二庄赵家堡断裂带,断层发育,长期发育的赵北断层、羊二庄断层既是分界断层,同时又和不整合面形成了油气运移的通道,在断层两侧和不整合区形成油气藏,该构造具备形成多层系复合油气藏的优越条件。油层纵向上分布在第三系明化镇组、馆陶组、沙河街组,侏罗系和二叠系,含油井段长,油层埋深主要在为990～1 985 m,赵东油田的主力油层为明化镇组和馆陶组,埋深990～1 955 m。

平台自2003年投产以来,实现了10年百万吨稳产的历程,经历了“递减快、资源枯竭”等重重考验。该地区目前采用大斜度、大位移井开发,且海上平台存在井口槽少、井眼密度大、地质目标匹配难以及特高含水期高效井位优选难等困难,固井施工难度大,主要存在以下技术难点[1-3]:①该地区采用大斜度、大位移井开发时,易导致套管偏心和下入困难,且易垮塌,引起缩径或埋套管等事故;②长期注水开发,改变了地层的原有特性,形成多套压力层系,钻进过程中常出现井涌、井漏等复杂情况,因此防窜和防漏问题同时存在[4-5];③地质结构复杂、断层发育导致钻进过程中容易发生井漏、井塌等事故,建设方要求使用1.50 g/cm3低密度水泥浆体系,温度为50 ℃条件下24 h水泥浆抗压强度不小于15 MPa;④大斜度、大位移井型要求低密度水泥浆失水量低、沉降稳定性好和游离液为零[6]。

1 纳米基低密高强水泥浆体系研究

1.1 纳米减轻增强材料制备

针对赵东海上平台存在的尾管固井大斜度、大位移、易漏失等固井难题,解决低密度水泥浆24 h强度发展慢等问题,室内优选了四种主料[6-8]:①粒径为50.00～70.00 μm、密度为0.3～0.6 g/cm3的减轻材料;②粒径为0.02～0.07 μm、密度为1.1 g/cm3的纳米材料;③粒径为5.00～20.00 μm、密度为2.8 g/cm3矿物增强材料;④粒径为0.50～5.00 μm、密度为2.2 g/cm3的微硅(图1)。通过颗粒级配原理,复配出一种新型减轻增强剂BH-LW603S,密度0.7～0.9 g/cm3。

图1 材料粒径分布

1.2 减轻增强剂BH-LW603S对水泥浆性能影响

为了探究减轻增强剂BH-LW603S对水泥浆性能的影响,在相同条件下,对不同纳米减轻材料加量的低密度水泥浆体系的稳定性、游离液、抗压强度、静胶凝强度、耐压性能及稠化性能进行了室内测试。测试水泥浆配方为:G级水泥+BH-LW603S+降失水剂+消泡剂+水+缓凝剂,密度为1.50 g/cm3。

1.2.1 稳定性和游离液性能

水泥浆体系稳定性差,易堵塞环空通道,游离液在上部贴近井壁处形成一条水带,造成油气窜流,影响固井施工安全及质量,因此,必须保证稳定性好和无游离液存在。对相同温度、不同质量分数减轻材料下的水泥浆的沉降稳定性、游离液和稠化性能进行了评价,评价结果见表1。

表1 纳米减轻材料对水泥浆体系游离液、沉降稳定性及稠化性能影响结果

评价方法:将制备好的水泥浆使用常压稠化仪,在室温条件下搅拌升温至养护温度60 ℃,继续搅拌20 min,然后将养护好的浆体分别倒入250 mL和500 mL的量筒中,在60 ℃的常压养护箱内静置2 h;取出250 mL量筒上部析出的水分并进行测量,再测量500 mL量筒上部和下部的密度。游离液=析出量/250×100%,沉降稳定性为下步密度和上部密度的差值。

由表1可知,未加入纳米减轻材料的水泥浆量筒内有游离液,浆体出现沉降,加入纳米减轻材料后,浆体逐渐稳定,随着质量分数增大,水泥浆体系的游离液、沉降稳定性也越来越好,说明该纳米材料的粒径特性和表面特性悬浮效果良好,保障了浆体的持续稳定性。同时,随着材料质量分数的增加,水泥浆体系的初始稠度变大,稠化时间缩短,表明该材料对水泥浆体系具有一定的促凝作用。

1.2.2 抗压及耐压性能

水泥石的抗压强度是评价胶结质量好坏的重要指标,关系着固井质量与油气井开采,目前低密度水泥浆体系的水泥石24 h抗压强度普遍低于14 MPa,随着空心玻璃微珠的研发[9],低密度水泥石强度得到较大提高,但玻璃微珠低密度体系耐压性能较差,破珠后易导致水泥浆体系性能不稳定。

纳米基材料的高反应活性使水泥石抗压强度大幅提升,且由颗粒级配构建的材料耐压性能也是其水泥浆性能的一大特点,通过引入不同质量分数的纳米基减轻材料探究其对强度的影响。固井业内通用测试耐压性能的方法即在60.0 MPa压力条件下,养护30 min后测得的水泥浆密度与加压前测得的水泥浆密度的差值不大于0.03 g/cm3时,判定其具有较好的耐压性能。

耐压性能测试方法:测量制备好的水泥浆的密度,将其倒入高温高压稠化仪中,依照设计方案,将压力升至60.0 MPa后搅拌30 min,然后停机,取出水泥浆并测量养护后的水泥浆的密度。耐压性能等于养护后水泥浆的密度与养护前水泥浆的密度差值。对不同温度、不同质量分数减轻材料下的水泥浆的水泥石强度和耐压性能进行评价,由表2可以看出,在相同温度条件下,纳米减轻材料的质量分数小于30%时,水泥石强度有逐渐变大的趋势,加量在25%～30%时,强度值最大;随着纳米减轻材料质量分数的增加,水泥浆体系的耐压性能逐渐变差,但在60 MPa压力作用下,最大密度差为0.03 g/cm3,耐压性能较好。

表2 纳米减轻材料对水泥石抗压强度和水泥浆耐压性能影响结果

1.2.3 防窜性能

水泥浆的防窜性能主要取决于水泥浆由液体状态转化为固体状态时过渡时间的长短以及水泥浆空隙压力下降速率的大小。其中,水泥浆由液到固的过渡过程通过水泥浆静胶凝强度发展速率来测定。水泥浆空隙压力下降的主要原因是水泥浆体系向地层失水,其大小采用水泥浆失水速率作为主要指标进行判定。通过考察水泥浆的失水速率和静胶凝过渡时间,评价水泥浆的防窜性能与减轻材料质量分数的关系,失水速率值小于3时,表示水泥浆体系防窜性能好。由表3可知,加入纳米减轻材料后的水泥浆的静胶凝强度过渡时间小于40 min,质量分数达到20%以上时,失水速率值小于3,因此纳米减轻材料可大幅提升水泥浆体系的防窜性能。

表3 纳米减轻材料对水泥浆性能影响结果

2 水泥浆性能综合评价

通过对1.50 g/cm3低密高强水泥浆体系进行调配,以及该新型减轻材料对水泥浆性能的影响,通过对其质量分数的研究,构建了1.30～1.60 g/cm3的系列低密高强水泥浆体系,分别是:

1.30 g/cm3配方为:G级水泥+60%BH-LW603S+5%降失水剂+0.2%消泡剂+水+缓凝剂;

1.40 g/cm3配方为:G级水泥+40%BH-LW603S+5% 降失水剂+0.2%消泡剂+水+缓凝剂;

1.50 g/cm3配方为:G级水泥+25%BH-LW603S+5%降失水剂+0.2%消泡剂+水+缓凝剂;

1.60 g/cm3配方为:G级水泥+10%BH-LW603S+5%降失水剂++0.2%消泡剂+水+缓凝剂。

室内进行了不同密度下的低密高强水泥浆体系的综合性能评价,由表4可知,1.30～1.60 g/cm3的低密高强水泥浆体系,在温度为30～120 ℃范围内,水泥浆的耐压性能好,沉降稳定性良好,均控制在0.03 g/cm3以内,24 h抗压强度远高于标准(7 MPa/24 h),尤其1.50 g/cm3水泥浆体系24 h抗压强度值达18.1 MPa,满足赵东平台固井要求。

表4 纳米基低密高强水泥浆体系综合性能

3 现场应用

纳米基低密高强水泥浆体系在赵东油田CP2N-C4平台进行了现场应用,实验井为老井眼开窗侧钻井,井斜角高达86.5°,且多处狗腿度大,套管不易居中,封固段长达1 170.54 m,井底循环温度为50 ℃,存在漏失风险。设计水泥浆时,采用了低密度单凝高强防漏水泥浆技术,可以有效封固,防止油气、水窜,确保地层压力平衡,提高了长水平段的固井质量。低密高强水泥浆要求:密度1.50 g/cm3,24 h抗压强度值高于15.00 MPa,稠化时间180～200 min,静态滤失量小于50 mL。

现场作业时采用纳米基低密高强水泥浆单凝浆柱固井技术,密度为1.50 g/cm3,水泥浆失水量为40 mL,稠化时间为194 min(图2),失水速率2.39,游离液量为0,24 h抗压强度高达18.17 MPa,静胶凝强度过渡时间22 min。

图2 水泥浆稠化曲线

为有效提高套管居中度,井深为1 400～1 900 m处,对每根套管下入一只半刚性扶正器;井深为780～1 400 m处,对每三根套管下入一只半刚性扶正器;悬挂器至井深780 m处,对每根套管下入一只半刚性扶正器;套管到底后,先用小排量顶通正常后,再用大排量1.3 m3/min循环洗井两周,有效冲洗井眼,座挂悬挂器后循环一个内容积,确保管内畅通。施工过程中,钻井泵注入隔离液8 m3,排量0.6～1.0 m3/min,压力5.5 MPa;再使用固井泵注入冲洗液6 m3,排量0.6～0.9 m3/min,压力2.5～6.5 MPa;之后,使用固井泵注入水泥浆38 m3,排量0.5～1.0 m3/min,压力1.0～7.0 MPa,水泥浆密度平稳,施工曲线见图3,固井质量为优质。