松科2井超高溫水泥漿固井技術

李韶利，　宋韶光

（中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮陽457000）

松科2井設計井深為6 400 m，是迄今為止中國最深的大陸科學探井，也是國際上在沉積巖環境中實施最深的大陸科學探井。與國內外已竣工的各類深部科學鉆井工程相比，其工程固井實施存在的難點為施鉆區域大于4 000 m井深時平均地溫梯度達3.9 ℃，該井6 000 m以深的井溫將超過230℃，完鉆之前可能超過260 ℃（距該井6 000 m處的古龍一井于井深6 300 m營城組完井時的井溫即達226 ℃），井溫環境要求固井技術上有大的突破。水泥漿超高溫下穩定性不易保證，水泥漿“熱稀釋”現象嚴重，表現為水泥漿失水量大、穩定性差、析水量大，而且水泥石超過110 ℃易發生衰減，上部水泥漿強度發展緩慢等；尾管固井，環空間隙小，要滿足安全提取鉆具的需要，要求水泥漿在提鉆時間內保持良好的性能，因此超高溫水泥漿設計是一大技術難題[1]。中原固井研究人員通過對超高溫緩凝劑和降失水劑的研究，優化石英砂細度及比例，加入纖維增韌防竄材料，設計了耐260 ℃（井底靜止溫度）的超高溫水泥漿體系，通過評價其在松科2井四開尾管中的應用，水泥漿各項性能均滿足松科2井固井要求，創下超高溫固井新記錄。

1　超高溫水泥漿設計

1.1　超高溫緩凝劑及降失水劑的優選

根據資料研究[2-10]，采用“四元”共聚抗高溫降失水劑和三元共聚復合膦酸鹽類緩凝劑，提高耐溫穩定性，避免了“熱稀釋”現象帶來的風險。

優選2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸（AA）、 丙烯酰胺（AM）和N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）合成的四元共聚物降失水劑JSJ-Ⅱ。N-乙烯基吡咯烷酮（NVP），分子結構中的內酰胺基極性較大，具有親水和親核性基團的能力，而其分子環上及形成的聚合物長鏈中，又具有非極性的亞甲基和次亞甲基，使其具一定的疏水性，因此含有NVP單體的聚合物具有部分疏水締合聚合物的特性。該四元聚合物降失水劑的分解溫度為370 ℃左右，比一般的聚合物降失水劑要高，主要是因為在高分子鏈上引入了剛性的磺酸基和內酰胺基，提高了分子鏈的剛性，分子鏈的內旋轉位阻增大，使得分子鏈的熱運動困難，從而提高了聚合物的耐溫性能。

優選的緩凝劑是由2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、富馬酸（FA）和衣康酸（IA）三元共聚物PAC與乙二胺四亞甲基膦酸鈉（EDP）復配的一種抗高溫緩凝劑HNJ-Ⅱ。該緩凝劑抗溫達180 ℃，與降失水劑配合，抗溫可達250 ℃，對水泥漿有一定的分散作用，加量在0.8%～2.0%時對抗壓強度無不良影響，30～180 ℃下加量呈線性關系，溫度在140～180 ℃范圍內，稠化時間變化很小，在此溫度區間內性能穩定。

1.2　硅砂的優選

選擇合理的硅砂細度及加量，使硅鈣比接近于1，以防止水泥石后期強度的衰退。普通硅酸鹽油井水泥在大于110 ℃的高溫下，強度驟然下降，水泥石滲透率急劇增大，為防止水泥石高溫強度衰退，必須在水泥中添加高溫穩定劑——硅砂（SiO2）。當水泥中加入SiO2后，SiO2一方面吸收水泥水化時析出的Ca（OH）2，降低液相中的Ca2+濃度，打破了C2SH2或C2SH（A）等高鈣水化硅酸鹽的水化平衡，同時與水泥中的α-C2SH起反應，生成一種低硅鈣酸鹽——托勃莫來石（C5S6H）和硬硅鈣石（C6S6H），這2種單體的強度可達到32 MPa以上，因此提高了硅酸鹽水泥在高溫下的強度和熱穩定性。硅砂（石英砂）是高含SiO2材料，所以提高了整個混合物中的硅和鈣的物質的量的比，使物質的量的比更接近于1，這樣有利于阻止高溫非滲透水泥漿滲透率下降，內部結構更加密實，提高了水泥石抗壓強度，防止了水泥石后期強度的衰退。

為保持水泥漿的穩定性，提高水泥石的致密度，根據顆粒匹配及緊密堆積原理，對硅砂的粒徑和加量進行篩選，結果見表1。根據表1粒徑組合實驗確定了硅粉粒徑組合為30% 80目（0.180 mm）+30% 120 目（0.125 mm）+37% 200 目（0.076 mm）+3% 270目（0.056 mm）。

根據表2硅砂不同加量下水泥石的強度實驗，可以看出，60%硅砂加量基礎強度值低于14 MPa，加量為40%、50%硅砂的水泥石均無強度衰退，且加量50%時強度增加的更多，由此確定硅砂的最佳加量為50%。

表1　硅砂粒徑組合的優選

表2　硅砂不同加量下水泥石強度實驗

1.3　優選彈塑劑

固井水泥石是一種先天帶有一定缺陷和微裂縫的脆性材料，在射孔、高溫高壓注氣、注水、酸化壓裂等過程中會受到損傷，引起膠結面破壞或使水泥環產生徑向破裂，地下流體對套管和水泥環的腐蝕加劇，套損率上升，引起油氣井產量大幅度降低。為了提高水泥環的彈韌性，降低水泥環的脆性，通過在水泥漿中添加適當的增韌材料，來提高水泥石的性能。彈塑性材料顆粒充填于水泥石內部的孔隙中，與水泥的結晶體形成能夠束縛微裂縫產生和發展、吸收應變能的變形結構中心，彈性材料產生的柔性膨脹補充水泥石體積收縮，改善水泥石的脆性，提高水泥石的變形能力。對普通水泥石和彈韌水泥石進行了三軸應力實驗，結果見圖1。

優選的新型彈韌性材料TR-G，由顆粒和纖維共同組成，改變了纖維單一材料塑性擴展區大的缺陷，提高水泥石的彈韌性；同時該彈塑劑可使纖維表面粗糙，提高與水泥石的摩擦力；親和性強，提高了與水泥石的黏結力，而且在水泥漿中分散性好，不易結團。水泥石在大型壓裂作用下不發生破裂，保持了水泥環的完整性，減少氣竄發生。經測試，在70 MPa下彈韌水泥石的變形量大于φ177.8 mm套管的變形量。

圖1　水泥石三軸應力實驗（圍壓為30 MPa，溫度為90 ℃）

2　超高密度水泥漿性能評價

通過優選抗高溫外加劑材料，經過實驗，研究出了抗180～240 ℃的超高溫水泥漿體系，即G級油井水泥+ 50%砂+（7%～10%）降失水劑JSJ-Ⅱ+ （3.0%～7.0%）緩凝劑HNJ-Ⅱ+（2.0%～3.0%）彈性劑TR-G，對其基本性能進行了評價。

2.1　水泥漿性能

2.1.1沉降穩定性

配制超高溫水泥漿，在增壓稠化儀中分別在180、 210、 240 ℃及 90 MPa下養護 1 h后，拆出倒入500 mL量筒，靜置2 h，測水泥漿上中下密度差，實驗結果見表3。實驗結果表明，超高溫水泥漿體密度差不大于0.03 g/cm3，漿體穩定性好。

表3　超高溫水泥漿沉降穩定性實驗

2.1.2稠化性、失水量及流變性

實驗測定了超高溫水泥漿的基本性能，結果見表4。由表4可以看出，該水泥漿可抗240 ℃高溫，漿體流動性好，稠化時間可調，具有直角稠化的特點，其失水量可控制在100 mL之內。實驗水泥漿配方如下。

1#G級油井水泥+7%降失水劑JSJ-Ⅱ+50%砂+ 3.0% 緩凝劑HNJ-Ⅱ+2.0%TR-G

2#1#+3%JSJ-Ⅱ+2.5%HNJ-Ⅱ+0.5%TR-G

3#2#+1.5%HNJ-Ⅱ

表4　超高溫水泥漿基本性能

2.2　水泥石強度性能

根據松科2井固井設計要求，評價了頂部160℃和180 ℃及底部靜止溫度260 ℃的抗壓強度。

表5　超高溫水泥石強度實驗

由表5可知，該超高溫水泥漿體系形成的水泥石飽滿無收縮，壓裂過程中保持了模塊的完整性，有一定的韌性，最大的特點是強度高，超高溫下后期強度無衰退，48 h強度大于14 MPa，21 d強度大于30 MPa。

3　固井工藝及技術措施

松科2井四開設計井深為5 800 m，φ177.8 mm套管下入深度為5 798 m，采用尾管懸掛方式固井，尾管懸掛于井深4 370 m處，采用尾管固井工藝，具有井深、尾管懸掛段長、環空間隙小，套管扶正居中困難，水泥漿在環空容易發生偏流，造成混漿帶竄槽，井底液柱壓力高，下套管及固井過程中漏失風險大。深井尾管懸掛固井，施工工藝流程相對復雜，對固井工具、附件的抗高溫和安全可靠性能要求高，井底溫度高，對水泥漿的抗高溫、高壓等性能要求高，封固段內水泥漿頂、底溫差大，頂部水泥漿凝結時間長等難點。為確保本次固井施工成功，制定了以下技術措施。

1）所有入井的套管工具、附件必須滿足抗溫260 ℃以上的要求，浮鞋采用帶側循環孔的加長浮鞋，浮鞋上部使用2個彈浮式浮箍，生產廠家要在地面進行浮力裝置的模擬實驗，確保浮力設備關閉可靠。

2）懸掛器位置為井深4 369.13～4 374.17 m，固井采用密度為1.90 g/cm3的雙凝抗高溫水泥漿體系，雙凝界面5 200 m，水泥漿返至井深4 269.13 m，懸掛器上部留水泥塞100 m。

3）為保證套管下到設計井深，測完井后采用本次完鉆時鉆具結構加雙扶正器通井（通井鉆具的剛性不低于套管的剛性)，對起鉆遇阻、卡井段做短程起下鉆和劃眼，確保井眼暢通，對下入懸掛器處150 m進行刮壁作業，通井到底后大排量（排量不能低于鉆進時最大排量）循環鉆井液，確保井底無沉砂后，裸眼段打封閉液全封，為套管順利地下入做好準備，對封閉液做抗老化實驗。

4）下套管灌漿要求根根灌漿，每10根套管灌滿漿1次，鉆桿每5柱灌滿1次，灌滿后才能繼續進行作業，下完全部套管后直接接上循環短接進行循環1周，破壞鉆井液結構，當接上懸掛器后要鎖死轉盤，防止倒扣。下入下部附件時，與附件相聯接的套管要涂強力密封膠，其他套管絲扣要涂好螺紋密封脂。

5）固井時采用高效耐高溫沖洗隔離液，有效沖洗固井界面，隔離鉆井液與水泥漿，提高漿體的頂替效率。

6）為防止井漏，要求做好以下4個方面： ①下尾管前對漏失井段進行堵漏，做好地層承壓實驗（井口加壓為14.2 MPa），全井當量鉆井液密度為1.54 g/cm3，上層套管鞋當量密度為1.61 g/cm3，與施工結束后環空當量密度相差0.16 g/cm3，如果壓力無法穩住，則從井底向上進行分段加壓實驗，查找漏點，在鉆井液中加入堵漏劑，進行分段循環堵漏； ②嚴格控制套管下放速度，下放速度控制在0.46 m/s保持勻速下放，禁止猛提猛放，防止引起壓力激蕩壓漏地層，并在返出口安排專人觀察返漿情況；③套管下完后先單凡爾小排量頂通，將井底鉆井液循環至上層套管后，再根據現場泵壓及井下情況逐步增大循環排量至正常排量（15～25 L/s），循環洗井2周，泵壓無異常，振動篩處無明顯巖屑，固井前調整好鉆井液的性能；④根據現場實際情況，適當降低鉆井液的黏度和切力；優選注灰排量和替漿排量，理論上返速度為0.8～1.0 m/s，現場根據環空返漿的情況及施工壓力的變化，隨時做出合理地調整。

7）地層壓漏校核。沖洗液和隔離液各占環空高度400 m（在上層套管內共占630 m），對井深5 600 m處進行壓漏校核，模擬頂替壓力，井底環空壓耗按6.0 MPa計算。

懸掛器下深為4 369.13 m，水泥漿返至井深4 269.13 m，4 270～5 912 m井段的水泥漿密度為1.90 g/cm3。計算當量密度如下。

ρ當=[600+630×1.05+（5600-4269.13）× 1.90+（4269.13-630）×1.34]÷5600=1.54 g/cm3

因此要求井口破試壓力達到14.2 MPa，才能保證固井過程中井底不發生漏失。

此時上層套管鞋處鉆井液當量密度為1.54+14.2/4269.13=1.61 g/cm3。

8）為了降低施工時的替漿壓力，保證施工安全，同時防止浮箍浮鞋失效導致水泥漿倒返回尾管，要求井隊準備密度為1.90 g/cm3的加重頂替液35 m3，保證入井24 m3（套管內體積為27.45 m3）。

9）替漿大小膠塞重合時降低替漿排量，前后4 m3要根據廠家要求降低排量，以確保大小膠塞重合。

10）替漿采用流量計、鉆井液罐液面人工計量、累計泵沖3方面共同計量，確保替漿到位，若替漿量到位后仍不碰壓可以允許比理論計算替量附加1 m3后停止替漿，不強行碰壓。

11）固井施工結束后迅速起出鉆具4柱，以25～30 L/s的排量循環洗出多余水泥漿。然后再循環洗井6 h以上，補充水泥漿失重減少的壓力，保證水泥漿封固質量，然后起鉆至井口候凝，起鉆過程中做到邊起邊灌，確保井筒灌滿鉆井液（如果地層有后效，循環結束后，再起10柱鉆具，現場根據實際情況加回壓）。

12） 候凝大于72 h后（最終根據實驗情況而定），方可鉆開尾管懸掛器處水泥塞，測聲幅前不得改變井內介質密度，禁止進行套管試壓等作業，起鉆完后及時灌滿鉆井液，等待測聲幅。

13）固井前做好水泥漿化驗及水泥漿混漿實驗，現場做好水泥漿復試實驗后方可進行下套管作業。

14）為保證套管居中度，裸眼井段加1只彈性扶正器/2根套管，套管重疊段加1只彈性扶正器/3根套管，懸掛器附近3根套管1只剛性扶正器/1根套管。

4　現場應用

根據設計，松科2井四開設計井深為5 800 m，底部靜止溫度為260 ℃，循環溫度為210 ℃，實驗壓力90 MPa。要求水泥漿在超高溫下有良好的穩定性、相容性，稠化時間可調，強度不衰退等特性，為了保證套管串安全，特別要求在140 min時停機40 min，水泥漿性能仍能滿足施工要求。表6為松科2井四開尾管超高溫水泥漿性能實驗，表7為混漿性能實驗。水泥漿配方如下。

領漿G級油井水泥+50%砂+10%JSJ-Ⅱ+5.0% HNJ-Ⅱ+2.5%TR-G

尾漿G級油井水泥+50%砂+10%JSJ-Ⅱ+4.2% HNJ-Ⅱ+2.5%TR-G

表6　松科2井四開尾管超高溫水泥漿性能（210 ℃）

表7　松科2井四開混漿性能

水泥漿各項性能滿足設計要求，嚴格按照設計制定的施工控制措施進行施工，現場施工順利，固井質量良好，順利取心，得到甲方的高度贊揚。

5　結論

1.通過對抗高溫緩凝劑及降失水劑等材料的優選，研制了抗260 ℃（井底靜止溫度）的超高溫水泥漿體系，漿體穩定性好，稠化時間可調，失水量小，水泥石抗壓強度高，后期強度無衰退，保證了松科2井的固井質量。

2.合理選配石英砂的細度及加量，在高溫體系中不但能防止水泥石強度衰退，還能保證水泥漿的懸浮穩定性。

3.增韌材料的加入，改善了超高溫體系水泥石的脆性缺陷，防止氣竄。

4.采用尾管懸掛固井工藝，確保工具附件的耐溫性，嚴格控制循環當量密度，確保不壓漏地層，同時采用耐高溫高效沖洗隔離液，提高頂替效率，保證了固井施工順利。

5.超高溫水泥漿體系在松科2井井深5 800 m處的成功應用得到了中國大陸科學研究院的高度認可，為下一步最終井深6 400 m的固井奠定了基礎。