川西超高密度水泥漿固井技術

郭廣平 焦建芳

(中國石化西南石油局固井公司)

川西超高密度水泥漿固井技術

郭廣平 焦建芳

(中國石化西南石油局固井公司)

中國石化西南分公司在川西凹陷孝泉—新場構造帶上部署了一系列預探井，以探索孝泉構造上三疊統須家河組二段各砂組含氣性為主要目的。但在鉆進過程中出現多次復雜現象，特別是在三疊系上統須家河組五段至三段，井漏和溢流頻發，壓力系統多且存在異常高壓層段，固井施工難度極大。選取了該區塊具有代表性的新場12井技術套管固井為例，對該井地質構造、井身結構、井眼狀況等進行了介紹，對固井難點進行了分析，提出了的固井技術措施建議，特別針對新場12井在須家河組五段至三段異常高壓的情況，通過大量室內實驗，研究和配制了密度高達2.45g/cm3的水泥漿，經過充分的準備工作，成功進行了該井Φ193.7mm技術套管下深4697m的一次性固井施工，為解決川西地區超高壓氣井固井難題打下了良好的基礎。圖3表2參2

高壓氣井 超高密度 水泥漿 固井

0 概況

新場12井是目前川西同類型深井中地層壓力最高的一口井，該井位于孝泉—新場構造帶，即四川盆地西部坳陷中段鴨子河—孝泉—新場—合興場—豐谷構造帶之中段。

該井設計完鉆井深5100m，一開Φ339.7mm套管，下深 299.00m;二開 Φ273.1mm套管，下深2456.00m;三開采用Φ241.3mm鉆頭進入須二頂界，下入 Φ193.7mm油層套管，封固井段長達4697m，以封隔上部須四、須三異常高壓層段，保護須二層段。該井在蓬萊鎮組、沙溪廟組、須家河組油氣顯示頻繁，侏羅系中統遂寧組上部及以上地層為正常壓力帶，壓力梯度為 0.0100 MPa/m ～0.0160MPa/m，三疊系上統須家河組五段至三段為異常高壓段，壓力梯度為0.0180MPa/m ～0.0195MPa/m，須二為正常高壓段，壓力梯度為0.0150 MPa/m ～0.0160MPa/m，整個壓力梯度呈現低—高—低的特點。三開地層特性為:斷層多，泥頁巖水敏性強，地層不穩定，鉆進過程中易掉塊、坍塌，存在多次井漏和溢流現象，且油氣層分布廣泛，顯示異常活躍，特別是3749m～3849m為多個裂縫性氣層，存在異常高壓，目前井內泥漿密度2.40g/cm3才能基本滿足起下鉆要求，防氣竄難度極大，固井施工面臨巨大的挑戰。

1 固井難點分析

1.1 封固井段長，上下溫差大

本開采用單級一次性封固，固井封固段從井底4697m至井口，且要求水泥漿一次返至地面，固井一次性注入水泥漿量大，施工時間長。井底靜止溫度達到116℃，地面環境溫度約16℃，上下溫差達到100℃，對水泥漿性能提出了更高的要求。

1.2 氣層分布廣，顯示活躍，防氣竄困難

本開裸眼段2562m～4281m分布十幾個油氣層，油氣顯示異常活躍，特別是 3835.50m～3849.50m的裂縫性氣層存在異常高壓，給固井防氣竄帶來了巨大的挑戰。

1.3 井眼條件復雜，漏噴現象嚴重，壓力窗口窄

裸眼段地層壓力系統不統一，整個壓力梯度呈現低—高—低的特點。該井在鉆進過程中多次發生嚴重的漏失和氣侵，通過多次堵漏措施，鉆至設計井深，但在套管下到設計井深后，循環發生漏失，井口失返。總體表現在固井施工安全窗口窄，兼固防漏與防噴、防氣竄，極大地增加了固井的難度。

1.4 超高密度水泥漿設計困難

由于地層壓力高，泥漿密度達到了2.40g/cm3，且井眼情況復雜，在進行反復論證之后決定使用密度為2.45g/cm3的超高密度水泥漿固井，但設計超高密度水泥漿存在如下難點:

(1)漿體穩定性與流變性互為矛盾

若漿體流變性差、粘度大，加重材料就不會發生沉降，但是不利于泵注;若漿體流動性好，可能導致固相顆粒下沉，影響施工安全和固井質量。

(2)水泥漿稠化時間不好調節

在高溫高壓條件下，由于超高密度水泥漿處理劑抗高溫能力有限，常造成稠化時間不好調節，易出現鼓包等現象。

(3)超高密度導致水泥石強度難以達到工程要求

超高密度水泥漿的外摻料加量大，膠結相含量相對較少，造成水泥石強度低。

(4)高溫差導致水泥石強度難以達到工程要求

井底靜止溫度達到 116℃，井底壓力為110MPa，在如此高溫高壓且封固段長的情況下，首先需要優先保證水泥漿有足夠的稠化時間滿足施工的要求。但是由于上下溫差達到100℃，加之超高密度水泥漿中加入了大量外摻料，在保證施工安全的同時會導致水泥石強度發展緩慢，特別是近井口水泥漿由于環境溫度低，易出現超緩凝現象，從而影響上部井段的封固質量。

(5)超高密度水泥漿防氣竄困難

在低溫高壓時，由于水泥漿候凝時間長，候凝期間水泥石的早期強度發育緩慢，有可能引起環空氣竄發生。

1.5 干灰混配和漿泵注困難

超高密度水泥漿的外摻料與水泥密度相差大，干灰混配時外加劑、水泥和加重劑之間可能混配不均勻，同時混制的水泥灰在運輸過程中，可能產生嚴重的分層，造成灰樣整體均一性差，施工過程中配注水泥漿密度很難控制在設計要求范圍內。另外本次施工設計水泥漿密度高達2.45g/cm3，漿體的泵注難度大，對泵注設備要求很高，施工過程中有可能發生“高壓憋泵”等異常復雜情況。

1.6 頂替效率不易保證

由于壓力窗口窄，限制了施工排量，井內泥漿粘度高且含油，高密度水泥漿不能實現紊流頂替，同時井眼內通過多次堵漏后，部分堵漏材料粘附于井壁上，不能循環帶出。加之水泥漿在環空中的運移段長，各相流體在流動過程中相互污染，井壁和套管壁粘附浮泥皮與水泥漿的摻混等因素，影響水泥漿頂替效率，固井質量難以保證。

2 固井工藝技術方案

根據井眼情況，為了更好地封固高壓氣層，需要從管串結構設計、扶正器的選用與安放、前置液設計、固井水泥漿性能調整、固井頂替技術等多方面入手，主要采取了以下幾點措施:

(1)良好的井眼質量與井眼穩定是保證下套管及固井作業成功的關鍵。下套管前對遇阻卡的井段和縮徑井段進行認真劃眼處理和短程起下鉆作業，充分循環泥漿，保證井眼清潔通暢。調整泥漿性能，準備先導漿 30m3，密度為 2.42g/cm3、粘度小于50s、屈服值小于20Pa、不含油，保證井壁穩定同時提高頂替效率。

(2)為保證套管居中度，重疊段采用每5根套管加1個剛性扶正器，裸眼段每3根套管加1個彈性扶正器。

(3)使用沖洗液與加重隔離液組合的前置液體系，有效沖洗和懸浮沉砂，隔離鉆井液與水泥漿，并加大隔離液用量，合理設計施工排量，使沖洗液達到紊流，為水泥漿的有效頂替提供良好的先決條件。

(4)使用雙凝水泥漿柱結構，0～2656m井段采用密度2.45g/cm3的加重膨脹水泥漿體系;2656m～4697m井段采用密度2.45g/cm3的加重防氣竄水泥漿體系，防止氣竄;做好水泥漿高點、低點的全性能檢測，以滿足現場調整施工參數的需要。

(5)針對隔離液和水泥漿密度超高，隔離液采用批混的方式泵注，水泥漿采用過渡罐泵注，保證入井流體達到設計要求。

3 超高密度水泥漿技術

3.1 超高密度水泥漿設計思路

(1)要求水泥漿具有較好的穩定性。

(2)要求水泥漿具有較好的流變性能。

(3)水泥漿稠化時間可調性強，能夠保證施工安全。

(4)水泥漿強度發展快，特別是低溫下的早期強度。

(5)要求水泥漿具有較好的防氣竄性能。

3.2 加重材料的選擇

合理選擇加重劑是配制超高密度水泥漿體系的關鍵。重晶石、鈦鐵礦、磁鐵礦、赤鐵礦、砷鐵礦、方鉛礦均可用于水泥漿加重，但還必須從加重效果、雜質含量對流動性影響程度、化學雜質對外加劑的敏感性反應、貨源及加工運輸成本、細度可控范圍與穩定性要求等方面綜合考慮。

通過室內實驗，優選出赤鐵礦Ⅰ型(80目—120目、ρ:5.05g/cm3)和Ⅱ型(80目—120目、ρ:6.0g/cm3)作為水泥漿的加重劑。通過粒度級配后，與適當的外加劑配合使用時水泥漿密度在2.2 g/cm3～2.6g/cm3范圍內可調，且對水泥漿的稠化時間影響較小，既能有效提高水泥漿密度，又能解決漿體穩定性問題，同時能夠保證水泥石的膠結強度。

3.3 水泥漿外加劑優選

(1)降失水劑

對于超高密度水泥漿體系而言，要求選擇的降失水劑對水泥的早期強度、流變性、稠化時間、凝結時間等無不良影響。且降失水劑的相對分子質量大小、分子分布以及分子形態合理，高含鹽情況下穩定性好，不發生鹽析，有足夠的吸附基團，在鹽水中仍具有優異的降失水效果。

(2)分散劑

分散劑在超高密度抗鹽水泥漿體系中不僅要有高效的分散性能，而且必須具有良好的抗鹽性。SXY為磺化酮醛縮聚物，是目前國內使用最好的油井水泥分散劑，其抗溫性能達到130℃，且在飽和鹽水配漿情況下仍然具有良好的分散性能，被國內很多油田廣泛使用。

(3)緩凝劑

緩凝劑的作用主要是調節水泥漿的稠化時間，選擇的原則是對溫度敏感性低、與其他水泥外加劑配伍性好、性能穩定，另外水泥的稠化時間對緩凝劑的加量不能太敏感，否則稠化時間難以調節，且現場應用的風險極大。

(4)增塑劑

通過在水泥漿內加入一定量的增塑劑，提高水泥石塑性。

3.4 水泥漿性能評價

通過大量的實驗，得到超高密度水泥漿配方:

夾江G級水泥+70%加重劑(Ⅰ型+Ⅱ型)+1.0%降失水劑+1.5%膨脹劑+1.5%早強增塑劑+0.6%分散劑+0.2%消泡劑+0.5%高溫緩凝劑+水。

實驗條件為:溫度95℃，壓力110MPa，升溫時間60min。

配制的超高密度水泥漿的綜合性能數據列于表1。圖1是測得的水泥石柱上下密度差數據，稠化時間曲線和強度發展曲線分別見圖2、圖3。

表1 水泥漿綜合性能

圖1 2.45g/cm3水泥石柱密度變化

圖2 稠化曲線

圖3 頂部強度曲線

由上述圖表得:水泥漿密度達到2.45g/cm3的設計要求，可以壓穩氣層，且漿體綜合性能良好，API失水量僅為33ml，失水量遠遠低于固井規范上要求技術套管小于100ml的要求，使之在井下流動時水泥漿的良好流態得以保存，防止因失水產生高泵壓的危險情況。在流動度達到22cm的良好流態下還做到了無游離液，上下密度差小于0.025g/cm3的狀態，基本解決了超高密度水泥漿流動性與沉降穩定性之間的矛盾。

由圖1得，水泥漿初始稠度不高，且隨著溫度和壓力的升高水泥漿的稠度有明顯的降低，在施工過程中水泥漿的這種熱稀釋性能可有效減小泵壓，降低壓漏地層的風險。稠化曲線平穩，稠化時間滿足施工安全時間，而且過渡時間短，在這種高氣竄風險井中能發揮良好的防氣竄性能。

由圖2得，水泥漿膠凝值始終大于3000，具有良好的防氣竄性能，且起強度時間短，強度發展快，在40小時左右抗壓強度能夠達到20MPa，由此成功的解決了長封固段固井水泥石頂部早期強度不足的難題。

4 地面模擬配漿試驗

為了確保超高密度水泥漿連續施工和安全泵注，檢測固井設備及水泥漿配方，特組織車輛進行了地面模擬配漿試驗。整個混配過程連續順利，配置漿體均勻，設計水泥漿密度2.45g/cm3，實際配漿密度最高達到2.53g/cm3，漿體始終保持良好的流動性，現場取樣測得漿體密度2.45g/cm3，流變數據見表2。

表2 水泥漿流變性能

地面模擬配漿試驗成功為本次固井打下了成功的基礎。

5 現場應用

通過對超高密度水泥漿性能綜合考慮和檢測，現場施工設備的運行以及在施工過程可能出現的各種異常情況進行充分考慮，新場12井Φ193.7mm技術套管一次性長封固施工順利完成。施工水泥漿平均密度2.44g/cm3，施工排量1.0m3/min，井眼不涌不漏，水泥漿返至井口，全井筒試壓合格，井口無氣竄，固井質量優良，為下一開鉆進施工打下了堅實的基礎。

6 結論

新場12井超高密度水泥漿固井成功為今后四川地區高壓氣井固井提供了寶貴的經驗，從本次固井中得到以下結論:

(1)固井平均密度高達2.44g/cm3，固井質量完全達到了工程要求，是中國石化西南石油局固井公司首次超高密度水泥漿固井作業，同時也是中國石化同類型固井施工中固井水泥漿密度最高的一口成功實施井。

(2)地面模擬配漿試驗是本次固井成功的基礎。

(3)常溫水泥石早期強度發展快、強度高，解決了一次性超高密度固井技術難題。

(4)超高密度水泥漿顆粒級配相當重要，對加重劑的比例、粒徑、形狀的合理搭配提出了更高的要求。

(5)超高密度水泥漿的應用必須結合室內實驗和現場實際，通過對體系配方和現場設備的調整，使水泥漿的室內性能與入井性能保持一致，保證固井施工安全。

1 肖德勝.鈦鐵礦高密度水泥固井［J］.天然氣工業.1986(6):69－70.

2 郭小陽，楊萬盛.安4井超高壓固井技術研究［J］.西南石油學院學報，1999，21(1).

CEMENTING TECHNOLOGY USING ULTRA－HIGH DENSITY SLURRY FORWESTERN SICHUAN BASIN

GUO Guangping and JIAO Jianfang(Well Cementing Company，Sinopec Southwest Oil＆ Gas Company)．

In Xiaoquan－Xinchang structural belt of Western Sichuan Depression，a series of wildcat wells are placed to explore gas potential of T3x2in Xiaoquan structure．During especially drilling T3x5to T3x3，lost circulation and overflow are often found．Also，there exist multi－ pressure systems and abnormally high pressure layers．Therefore，it＇s so difficult to implement cementing construction．Taking intermediate casing cementing of Xinchang 12 well as an example，this paper first demonstrates its geological structure，casing program and borehole status，and then analyzes difficulties in cementing，at last advances a cementing treatment．According to abnormally high pressure of well，based on various lab experiments，slurry with ultra － high density of 2．45g/m3is developed．With good preparation，a successful cementing construction has been carried out using Φ193．7mm intermediate casing at well depth of 4697m．It lays the better foundation of solving cementing problem for ultra－high pressure gas wells in western Sichuan Basin．

high －pressure gas well，ultra－high density，slurry，cementing

郭廣平，男，1979年出生，工程師;1998年畢業于西南石油大學油田化學專業，目前在西南石油局固井公司生產技術科工作。地址:(618000)四川省德陽市廬山南路81號。電話:13908108089。E－mail:ggp0821@263.net

NATU-RALGAS EXPLORATION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3 ，pp．72－75，7/25/2011

(修改回稿日期 2010－09－14 編輯 景岷雪)