SN井區抗高溫液硅-膠乳防氣竄水泥漿

陳　超，王　龍，李鵬飛，楊忠祖，王偉志

（1.中國石化西北油田分公司石油工程監督中心，烏魯木齊830011 ；2.德州大陸架石油工程技術有限公司，山東德州253034；3.渤海鉆探工程技術研究院，天津300457）

SN井區抗高溫液硅-膠乳防氣竄水泥漿

陳超1，王龍1，李鵬飛2，楊忠祖3，王偉志1

（1.中國石化西北油田分公司石油工程監督中心，烏魯木齊830011 ；2.德州大陸架石油工程技術有限公司，山東德州253034；3.渤海鉆探工程技術研究院，天津300457）

陳超等.SN井區抗高溫液硅-膠乳防氣竄水泥漿［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：88-91.

SN井區井底靜止溫度高，氣層非常活躍，壓穩與防漏難度大，單純膠乳防氣竄水泥漿體系應用效果不理想。液硅乳液作為納米級防氣竄劑，活性SiO2顆粒可參與水泥水化反應，具有增強水泥石強度、降低水泥石彈性模量和滲透率作用。在優化硅粉加量和粗細硅粉復配的基礎上，研制出抗高溫液硅-膠乳防氣竄水泥漿，其具有API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1、防氣竄效果好、沉降穩定性好等特點；SEM和XRD分析顯示，水泥石致密性好，水化產物中無Ca（OH）2，而具有較多的雪鈣硅石和硬鈣硅石，高溫下水泥石表現出良好的強度穩定性。液硅-膠乳防氣竄水泥漿在SN井區進行了入井應用，實現了對高壓氣層的有效封固，取得了良好的效果。

氣井；固井；防氣竄膠乳水泥漿；液硅； 耐高溫

SN井區目的層位為奧陶系下統蓬萊壩組。四開鉆進穿過奧陶系卻爾卻克組、恰爾巴克組、一間房組和鷹山組。一間房組和鷹山組碳酸鹽巖儲層主要以裂縫和溶洞為主，一間房組和鷹山組地層壓力系數差異大，裂縫型氣藏易發生井漏和井涌，壓力窗口窄，井深7 000 m以下井底靜止溫度高達195℃。在一間房組和鷹山組鉆進期間有非常活躍的氣層顯示，即使使用井口控壓系統鉆進，起下鉆后循環均需要排氣點火120 min以上。通過調研國內外防氣竄技術，引進國外較好的液硅防氣竄水泥漿技術，以解決目前SN區塊存在的高溫、高壓、易漏、氣層活躍等多個固井難題［1-3］。

1　膠乳液硅水泥漿體系配方優化

加入膠乳可降低水泥漿的失水量，降低水泥石的滲透率，減少水泥石的收縮，提高水泥石的彈性，使水泥漿具有很強的防氣竄能力，而且水泥石不易受到沖擊載荷的破壞，保持水泥環的完整性。膠乳粒徑約為200 nm，比水泥顆粒粒徑小得多，膠粒具有彈性，水泥漿形成濾餅時，一部分膠粒擠塞、填充于水泥顆粒間的空隙中，使濾餅的滲透率降低。另一方面，膠粒在壓差的作用下在水泥顆粒間聚集成膜，這層膜覆蓋在濾餅表面，有利于平衡地層孔隙壓力，防止氣體侵入。現場應用結果表明， 部分井使用膠乳水泥漿體系后固井質量優于使用常規水泥漿體系的井， 但是仍然存在氣層封固質量差、 氣竄明顯的問題。分析認為單純的膠乳水泥漿體系已不能較好地封固SN井區的氣層段。

1.1納米液硅改善水泥石性能的作用

納米液硅作為一種新型抗高溫防氣竄劑在國外高溫高壓氣井固井中得到了成功應用。納米液硅平均粒徑為160 nm。超微細粒徑使其具有高達21 m2/g的比表面積，能束縛水泥漿中的間隙水， 控制和減少游離液；同時， 納米級SiO2顆粒具有較高的活性，可參與水泥水化反應， 使水泥漿快速形成膠凝結構， 增強水泥石強度（見表1）。通過“超微細顆粒填充”作用，減少水泥漿失水量和降低水泥石滲透率，提高防氣竄效果。

室內評價了不同納米液硅加量下水泥石強度改善效果，結果如表1所示。

表1　不同納米液硅乳液加量下水泥石抗壓強度發展情況

納米液硅加量分別為0、5%、 10%、 15%、 20%時，水泥漿彈性模量分別為14.1、11.6、9.6、8.6、8.4 GPa。水泥漿中加入15%納米液硅后，水泥石21 d強度增加33%。彈性模量降低39%，有效改善了水泥石整體力學性能。

實驗測得納米液硅乳液加量分別為0、 10%、15%時水泥石滲透率為0.326×10-3μm2、 0.112×10-3μm2、0.097×10-3μm2。由此可知，加入納米SiO2防竄乳液后，水泥石滲透率降低明顯，特別是在乳液加量到15%時，水泥石滲透率降低幅度可達到70%，提高水泥石自身防氣竄能力。

1.2復合硅粉改善水泥石高溫穩定作用

針對SN井區井底異常高溫情況，硅粉加量與粒徑選擇與常規情況下差別較大，因此需優化硅粉加量與粒徑選擇。室內優選了0.08和0.18 mm的2種粒徑硅粉，分別考察了在30%～70%加量下水泥石高溫高壓養護1 d和7 d時強度發展情況，實驗數據見表2。由表2可知，溫度高于150 ℃時，隨著硅粉加量的增加，水泥石強度增大，而且硅粉粒徑越小，其強度增高得越大；150 ℃下硅粉加量應大于40%，180 ℃硅粉加量大于50%。考慮硅粉大摻量下水泥漿的流動能力，采用水泥漿粗細硅粉復配方法，既保證水泥漿冷漿流動性，又保證水泥石高溫強度穩定。

表2　硅粉粒徑及加量對水泥石高溫抗壓強度的影響

2　抗高溫液硅-膠乳水泥漿性能

2.1水泥漿性能

通過分析前期單純膠乳水泥漿體系應用效果，通過引入納米液硅防氣竄劑，結合硅粉加量優化與粗細硅粉復配方法，形成液硅-膠乳防氣竄水泥漿體系，其常規性能如表3所示。密度為2.05 g/cm3液硅-膠乳防氣竄水泥漿的稠化曲線見圖1。

表3　膠乳水泥漿體系與液硅-膠乳水泥漿體系常規性能

圖1密度為2.05 g/cm3液硅-膠乳防氣竄水泥漿稠化曲線

通過表3和圖1可知， 液硅-膠乳防氣竄水泥漿體系與單純膠乳水泥漿體系相比， 其高溫API失水量更低， 高溫水泥石強度更高， 水泥漿直角稠化，SPN值小于1，進一步增強了水泥漿防氣竄性能。

2.2水泥石高溫強度

室內評價了水泥漿沉降穩定性和不同溫度下液硅-膠乳防氣竄水泥石10 d抗壓強度發展情況，結果如表4所示。由表4可以看出，液硅-膠乳防氣竄水泥漿沉降穩定性良好；150 ℃和180 ℃下，隨著養護時間增加，水泥石強度逐漸增加，無強度衰退問題；200 ℃和205 ℃下，1 d和10 d抗壓強度發展平穩，水泥石高溫穩定性好。

表4　膠乳液硅增強型水泥漿體系強度及穩定性測試

2.3水泥石微觀結構分析

通過X射線衍射對不同溫度下液硅-膠乳水泥石水化產物進行了分析，并通過掃描電鏡對水泥石微觀結構進行分析，結果分別如圖2和圖3所示。由圖2可知， 水化產物中未發現晶態Ca（OH）2， 認為SiO2將晶態Ca（OH）2消耗殆盡， 且隨著溫度升高，雪鈣硅石和硬鈣硅石反應越明顯，說明高溫下生成較多的雪鈣硅石和硬鈣硅石，從而保持水泥石高溫強度穩定。由圖3可知， 水泥石微觀結構均勻致密，水泥石中可觀察到無機纖維，顯示出其優異的抗高溫性能，液硅-膠乳水泥石顯示出良好的高溫穩定性。

圖2　液硅-膠乳防氣竄水泥石X射線衍射圖譜

圖3　液硅-膠乳防氣竄水泥石掃描電鏡

3　現場應用

3.1基本井況及固井難點

SN井區φ177.8 mm尾管固井存在以下難題：固井作業壓穩困難，固井質量難以保證；井眼壓力窗口窄，當量密度為1.90～2.05 g/cm3，壓穩與防漏矛盾突出；對水泥漿的抗高溫性能要求高，水泥石強度容易衰退，水泥環長期穩定性難以保障；井底溫度高，對入井附件的抗高溫性能要求較高。

3.2采取的技術措施

為確保該區塊固井施工順利，主要進行了以下幾方面技術措施：①進行地層承壓試驗，使全裸眼段（動態）承壓能力達到施工要求的當量密度，保證固井作業有足夠的安全窗口。②嚴格控制套管下放速度，每根套管下放時間不少于45 s，每立柱鉆具不少于110 s。③利用固井設計軟件，固井全過程參數模擬，為現場施工參數提供科學參考，提高固井設計的針對性和有效性。精確計算井眼循環、水泥漿注入、頂替和凝固過程中井底壓力變化。④依據地層壓力窗口，通過平衡控壓設備實時調整井口回壓值，用旋轉控制頭對井口施加一定回壓，確保下套管、固井施工及水泥漿失重過程動態控壓，實現地層壓力＜井底壓力＜破裂壓力。⑤優化水泥漿性能，采用雙凝抗高溫液硅-膠乳防氣竄水泥漿體系，有利于水泥漿在失重時對氣層的壓穩。

3.3水泥漿配方與參數

水泥漿配方如下，性能見表5。

領漿AG水泥+鐵礦粉+硅粉（0.09 mm）+硅粉（0.18 mm）+微硅+纖維+DZJ-Y+DZH-3+膠乳DC200+SD-1+1.5%DZX+液硅SCLS+DZS+水

尾漿AG水泥+鐵礦粉+硅粉（0.09 mm）+硅粉 （0.18 mm） +微硅+纖維+DZJ-Y+DC200+SD-1+ DZH-3+DZX+液硅SCLS+DZS+67%水

表5　SN井區水泥漿性能

3.4施工效果

以SN7為例，該井使用井口旋轉控制頭，使用自動控壓設備，通過終端設定、調整、監控控壓值，確保了自動控壓平衡固井的實現， 如圖4所示。根據環空壓力補償分析，在不同階段采取不同的井口控壓設計，確保地層壓力＜井底壓力＜破裂壓力。

圖4　固井全過程自動控壓情況

該水泥漿體系在SN井區施工了3口井，3口井均掃塞及試壓合格，未出現該井區其他井的固井后氣竄的現象，較好地實現了氣層的有效封固。

4　結論與建議

1.適量加入液硅防氣竄劑可有效改善水泥石力學性能，納米液硅加量為15%時水泥石強度提高33%，彈性模量降低39%，水泥石滲透率降低70%；液硅改善水泥石強度的同時，通過優化硅粉加量、粗細顆粒復配方法提高水泥石高溫穩定性。

2.液硅-膠乳防氣竄水泥漿具有API失水量小于50 mL，直角稠化，SPN值小于1，沉降穩定性好等特點，較單純膠乳防氣竄水泥漿性能更加優良；液硅-膠乳水泥石在205 ℃下10 d內水泥石強度發展平穩，SEM和XRD分析顯示， 水泥石中結構致密，水化產物中無Ca（OH）2， 隨著溫度升高生成較多的雪鈣硅石和硬鈣硅石，從而保持水泥石高溫強度穩定。

3.液硅-膠乳防氣竄水泥漿體系在SN井區成功施工，表明該體系在高溫高壓氣層顯示活躍的固井作業中有較好的表現。但對高溫高壓氣井固井，建議繼續開展相關的油氣井井筒密封性研究工作。

［1］姜宏圖，肖志興，魯勝，等. 丁苯膠乳水泥漿體系研究及應用［J］.鉆井液與完井液，2004，21（1）：32-35.

JIANG Hongtu， XIAO Zhixing， LU Sheng， et al. Styrene-butadiene latex cement slurry system and its application［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid，2004，21（1）：32-35.

［2］劉艷軍，李晶華，王宗華，等. 膠乳水泥漿在復雜井固井中的應用效果分析［J］. 鉆井液與完井液，2013，30（3）：85-87.

LIU Yanjun， LI Jinghua， WANG Zonghua，et al. Application analysis of latex cement slurry in complicated wells［J］.Drilling Fluid & Completion Fluid， 2013，30（3）：85-87.

［3］鄒建龍， 徐鵬， 趙寶輝， 等. 微交聯AMPS共聚物油井水泥防氣竄劑的室內研究［J］.鉆井液與完井液， 2014，31（3）：61-64.

ZOU Jianlong， XU Peng， ZHAO Baohui，et al. Study on slight crosslinking AMPS copolymer as gas channeling agent in well cementing［J］. Drilling Fluid & Completion Fluid， 2014，31（3）：61-64.

HTHP Anti-channeling Liquid Silica Latex Cement Slurry Used in Block SN

CHEN Chao1， WANG Long1， LI Pengfei2， YANG Zhongzu3， WANG Weizhi1
（1. Petroleum Engineering Supervision Center of Sinopec Northwest Oil Field Company， Urumqi， Xinjiang 830011；2. Shelfoil Petroleum Equipment & Services Co.， Ltd.， Dezhou， Shandong 253034；3. Research Institute of Engineering， CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Tianjin 300457）

Wells drilled in the Block SN have high bottom hole temperature under static conditions， and the gas zones are very active. Prevention of well kick and lost circulation during drilling is quite difficult. Latex anti-channeling cement slurry alone has been used in the past in well cementing， but it didn't work well. Liquid silica latex， as a nanometer anti-channeling agent， has active SiO2that will take part in the hydration reaction of cement. It thus helps increase the strength， reduce the elastic modulus and permeability of set cement. By optimizing the amount of silica used and the ratio of coarse particle over fine particle silica， a high temperature antichanneling liquid silica latex cement slurry was developed. This cement slurry had filter loss less than 50 mL， a right-angle thickening curve， an SPN less than 1， good anti-channeling performance and settling stability. SEM and XRD analyses demonstrated that a dense set cement can be acquired. Tobermorite and xonotlite， instead of Ca（OH）2， were found in the hydrated cement， and this results in a stable strength of the set cement at elevated temperature. High pressure gas zones in wells drilled in Block SN have been effectively cemented with this anti-channeling liquid silica latex cement slurry.

Gas well； Well cementing； Anti-channeling latex cement slurry； Liquid silica； High temperature tolerance

TE256.6

A

1001-5620（2016）05-0088-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.019

中石化科研項目“順南高壓氣井安全鉆井配套技術研究”（P14013）。

陳超，男，工程師， 2006年畢業于西南石油大學石油工程系，目前主要從事固井、井控等現場監督工作。電話 （0996）4687305/13779306193；E-mail：chenchao0018@163.com。

（2016-5-5；HGF=1605M6；編輯馬倩蕓）