致密砂巖水平井固井水泥漿體系研究及應用

仝繼昌，張　娜，郭進忠，王炳紅，馮名正，陳　平

(中國石化河南油田分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450000)

致密砂巖水平井固井水泥漿體系研究及應用

仝繼昌，張娜，郭進忠，王炳紅，馮名正，陳平

(中國石化河南油田分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450000)

摘要：安棚深層系致密砂巖水平井-安HF1井、安深3-1HF井固井施工主要存在以下技術難題：儲層溫度較高(135 ℃)，二開技術套管封固段長(3 500 m以上)，水泥環上下溫差大(超過100 ℃)，對水泥漿性能要求高；二開井段穿越多段泥頁巖，易垮塌；井徑不規則，易形成“糖葫蘆”井眼；頂替效率差。針對上述技術難點，配制了大溫差低密度水泥漿體系和高溫韌性水泥漿體系，并研究了相關的施工工藝。實踐證明，兩種水泥漿體系解決了安棚深層系致密砂巖水平井固井施工難題。

關鍵詞：安棚深層系；致密砂巖；水平井；大溫差水泥漿

河南油田致密砂巖位于泌陽凹陷安棚深層系的趙凹-安棚鼻狀構造軸部，主要埋深3 300～3 600m。油氣資源豐富。為提高難動用儲量的勘探開發效果，采用水平井用三開井身結構：一開采用φ444.5mm鉆頭，φ339.7mm表層套管下至400m；二開采用φ241.3mm鉆頭，φ177.8mm技術套管下至A靶(約3500m)，固井水泥漿返至地面；三開水平段采用φ152.4mm鉆頭鉆至完鉆井深(約4 500m)，下入φ114.3mm尾管，采用裸眼封隔器+投球滑套完井方式。

安棚深層系儲層溫度較高(135 ℃)，封固段長(3 500m以上)，水泥環上下溫差大(100 ℃以上)，針對以上難點，開展了大溫差低密度水泥漿體系和高溫韌性水泥漿體系及相關的施工工藝研究。

1大溫差低密度水泥漿體系研究

1.1減輕劑的優選

(1)優選漂珠作為大溫差低密度水泥漿的減輕劑，不同減輕劑配制的大溫差低密度水泥漿在低溫下的強度實驗結果見表1。

表1　大溫差低密度水泥漿在低溫下的強度實驗結果

(2)將漂珠與水混合，置于橡膠隔膜套中，密封后置于高壓釜中，用液壓泵分別加壓至65MPa和80MPa，保持1.5h，然后減壓取出混合物，用水漂洗，將沉于水底的漂珠烘干，然后再進行漂洗，靜置一段時間后，將沉于水底被擠毀的漂珠再次烘干，實驗結果見表2。從中可以看出，進口的3M玻璃微球和馬鞍山玻璃微珠HP15000的破碎率相對較低，均符合要求，但進口3M玻璃微球價格遠高于馬鞍山玻璃微珠，考慮成本，優選馬鞍山玻璃微珠做為低密度水泥漿體系減輕劑。

1.2高溫緩凝劑的優選

在深井長封固段固井中，水泥漿頂部與底部的溫差較大，另外水泥漿體系中加入了大量的高溫緩凝劑，水泥漿的頂部強度發展很難保證，所以要選擇適當的高溫緩凝劑。為此，分別選取了BXR200L、BCR-260L和BCR-300L緩凝劑進行實驗，其評價結果見表3。從中可知，在稠化時間接近的情況下，BCR-300L和BXR-200L的水泥漿抗壓強度均未達到要求，故選擇BCR-260L作為水泥漿體系的緩凝劑。

表2　不同漂珠承壓破碎實驗結果

表3　不同緩凝劑水泥漿的綜合性能

為進一步驗證配方的可靠性，在低于稠化測試溫度條件下，采用膠凝強度分析儀測得低密度水泥漿強度(表4)。具體配方如下：

配方1：水泥+10%漂珠+4.8%降失水劑+

1.7%緩凝劑+0.5%早強劑+0.2%消泡劑+48%水

配方2：水泥+10%漂珠+4.8%降失水劑+

2.2%緩凝劑+0.5%早強劑+0.2%消泡劑+48%水

表4　大溫差低密度水泥漿強度實驗結果(60℃)　　MPa

對減輕劑及高溫緩凝劑等主要處理劑進行性能評價，結果見表5，最終形成大溫差低密度水泥漿體系配方：水泥+10%玻璃微珠(HP1500)+4.8%降失水劑+(1.5～2.2)%緩凝劑+0.5%早強劑+0.2%消泡劑+48%水。

表5　大溫差低密度水泥漿性能評價結果

2高溫韌性水泥漿體系研究

2.1抗沖擊高韌性材料的優選

選取膠乳、膠粉和纖維等材料，評價其抗沖擊力、彈性模量、應力及應變關系，結果見圖1、圖2。

圖1　膠乳、膠粉和纖維三種材料彈性模量實驗情況(48 h)

圖2　膠乳、膠粉和纖維三種材料抗沖擊功實驗情況(48 h)

由圖1、圖2可知，膠乳和膠粉雖然顯著降低了水泥石的彈性模量，但水泥石的抗沖擊能力較低；雖然膠乳可以降低水泥石的脆性，但不能提高水泥石的抗沖擊能力。纖維材料不僅可以降低水泥石的彈性模量，而且還具有顯著提高水泥石的抗沖擊能力，故選纖維作增韌劑。

2.2高溫韌性水泥漿體系基本配方及性能

高溫韌性水泥漿體系主要用于技術套管下部井段的封固(斜深1 600～3 500m，溫度80～120℃)。在原有80 ℃水泥漿配方的基礎上，開展了水泥漿配方實驗。通過調整高溫緩凝劑品種與加量，確定了高溫韌性水泥漿體系，其基本配方為：G級水泥+33%硅粉+2.0%纖維增韌劑+2.0%晶體膨脹劑+1.6%降失水劑+1.1%早強劑+0.5%緩凝劑+0.4%高溫緩凝劑+0.8%降阻劑+50%水。實驗結果見表6、表7。從表6可以看出，高溫韌性水泥漿體系在80～120℃條件下，與基漿相比，沖擊能力提高50.8%～54.5 %，彈性模量降低16.7%～18 %，滲透率為0，并具有微膨脹功能。從表7可以看出，高溫韌性水泥漿體系在120 ℃條件下，工程性能滿足施工要求。

表6　 水泥漿體系力學性能(養護48 h)

表7　高溫韌性水泥漿體系基本性能

3固井工藝

(1)安棚深層系致密砂巖水平井水泥漿封固段長達3 500m，生產套管采用“尾管+裸眼封隔器+壓裂滑套”的完井方式。考慮后期壓裂對套管柱的要求，安棚深層系致密砂巖水平井固井采用單級注水泥方式。

(2)該區滲透層位于1 800～2 500m，漏失壓力35MPa。為減少滲透性漏失、降低施工壓力，采用雙密度水泥漿體系:0～2000m井段，采用低密度水泥漿(1.60g/cm3)；2 000～3 500m井段，采用正常密度水泥漿(1.90g/cm3)。

(3)安棚深層系致密砂巖水平井技術套管固井，水泥漿量遠大于替漿量，前置液返出套管鞋時尚在注水泥階段，要保證紊流頂替(排量≥40L/s)，注水泥排量必須大于前置液紊流臨界排量，其水泥漿、前置液流變參數見表8。

表8　水泥漿、前置液流變參數

4現場應用

安HF1井技套下深3 560.01m，注水泥123m3，其中，低密度水泥漿81m3，替漿68.5m3，碰壓20MPa，現場施工順利，水泥漿順利返出地面，碰壓正常，固井質量良好。

安深3-1HF井技套下深3 490m，注水泥159m3，其中，低密度水泥漿114m3，替漿67.2m3，碰壓20MPa，現場施工順利，水泥漿順利返至地面，碰壓正常，固井質量良好。

5結論與認識

(1)首次完成了封固段3 560m的單級注水泥固井作業，現場兩口井施工順利，為河南油田致密砂巖油氣藏的勘探開發提供了有力的技術支撐。

(2)大溫差低密度水泥漿體系高溫性能好，稠化時間240min以上；低溫強度高(10.8～16.1MPa)，濾失量小(小于50mL)；該體系適應溫度差達到100 ℃，高溫稠化時間及低溫抗壓強度均能滿足現場施工要求。

(3)高溫韌性水泥漿體系具有韌性好、滲透率低及微膨脹等特點，水泥石高溫抗壓強度達15.8～19.9MPa，與基漿相比，水泥石沖擊功提高50.8～54.5 %，彈性模量降低16.7%～18%，耐溫達120 ℃，可在深層水平井固井施工中應用。

(4)針對安棚深層系致密砂巖水平井的完井方式、井身結構、注水泥方式等特點，研究優化了與之相適應的固井工藝，確保了固井施工順利完成。

參考文獻

[1]鐘福海，孫萬興，鐘德華，等.中古514井超長封固段固井技術[J].鉆井液與完井液，2013,30(3)：64-66.

[2]李善云，解忠義，謝意，等.費爾甘納盆地長封固段大溫差固井技術研究與應用[J].鉆采工藝，2011,34(5):31-33.

[3]岳家平，徐翔，李早元，等.高溫大溫差固井水泥漿體系研究[J].鉆井液與完井液，2012,29(2):59-62.

[4]瞿佳.大溫差超高密度水泥漿固井技術研究與應用[J].鉆采工藝，2012,35(3):17-20.

[5]馮建建，宋維凱，馬春旭，等.低密度大溫差水泥漿體系在古城8井的應用[J].科技信息，2013,25(2):328-329.

[6]張華，馮宇思，靳建洲，等.大溫差水泥漿體系的研究與應用[J].鉆井液與完井液，2012,29(5):54-57.

編輯：劉洪樹

文章編號：1673-8217(2016)02-0130-03

收稿日期：2015-12-02

作者簡介：仝繼昌，工程師，1983年生，2008年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事鉆井工程設計及鉆井工藝技術研究。

基金項目：中石化股份公司科技攻關項目“河南油田非常規油氣勘探開發工程技術”(P12067)。

中圖分類號：TE256.1

文獻標識碼：A