川深1井超高溫高壓尾管固井技術

羅 翰 ， 何世明， 羅德明

（1. 西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都 610500；2. 中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川德陽618000；3. 中石化西南石油工程有限公司固井分公司，四川德陽 618000）

川深1井位于四川省閬中市，是中國石化部署在四川盆地川中隆起北部斜坡帶柏埡鼻狀構造的一口風險探井，主探震旦系燈影組地層含油氣情況，兼探寒武系龍王廟組地層含油氣情況，完鉆井深8 420.00 m。該井四開采用?241.3 mm鉆頭鉆進，在6 880.00～8 060.00 m 井段下入?206.4 mm+?193.7 mm套管，尾管下至井深8 059.50 m，尾管懸掛器位于井深6 527.20 m處。該開次鉆遇二疊系、志留系、奧陶系、寒武系地層，累計鉆遇14個氣層，氣層壓力系數1.77～1.89，鉆井液密度1.97 kg/L，井底靜止溫度172 ℃。由于地層的儲集空間為裂縫和溶洞，井筒內流體與縫洞中氣體的置換作用強，液柱壓力不能有效壓穩氣層，鉆進過程中油氣顯示活躍。該井四開井段固井作業屬于典型的超深井超高溫高壓固井，須封住裸眼井段內的多套高壓地層，為五開低壓地層（壓力系數為1.10～1.20）鉆進及后期測試提供合格的井筒條件[1]。

高壓氣井固井作業時，由于水泥漿膠凝失重，環空液柱壓力降低，不能壓穩氣層，氣體會竄入水泥環與套管或水泥環與井壁之間的間隙，造成層間互竄甚至竄入井口，導致水泥環密封失效。而且在高溫（＞110 ℃）環境下，水泥石的強度會衰退，造成水泥石滲透率增大，導致水泥環失去密封能力。為防止氣竄，國內外主要采取應用加入膠乳、納米液硅等防氣竄劑的防氣竄水泥漿的方法；為防止水泥石強度衰退，主要采用在水泥中添加硅粉的方法。但對于高溫高壓氣井，這些方法均不能有效解決氣竄問題。因此，根據川深1井四開固井需求，將高溫苯丙膠乳與納米液硅結合，通過優化設計超高溫高密度防氣竄水泥漿，并優化固井技術措施，實現了四開超高溫高壓地層的有效封固，為五開低壓地層鉆進及后期測試提供了合格的井筒條件。

1 固井主要技術難點

1.1 氣竄風險高、防氣竄難度大

1）高壓氣層防氣竄難度大。該井四開累計鉆遇14個氣層，氣層顯示活躍。對7 507.00～7 511.00 m、7 661.00～7 666.36 m和7 731.00～7 757.00 m井段鉆遇的氣層進行了測試，氣體上竄速度最大達到458 m/h，最大全烴值99.7%，進出口鉆井液密度差0.12 kg/L；裸眼段氣層壓力最大達到142 MPa，氣層壓力梯度達到1.89 MPa/100m，潛氣竄因子GFR為10.8，屬于固井后環空氣竄高危井。

2）重疊井段氣竄風險高。該井四開固井環空返速設計為1.0 m/s，而重疊段內漿體的環空返速僅為0.49 m/s，頂替效率低，環空會殘留鉆井液，重疊段的固井質量通常都較差。同時，重疊段為領漿封固，為確保固井施工安全，將領漿稠化時間設計為500 min，頂部強度發展緩慢，氣竄風險高。上層套管鞋以下1.50，10.00和70.00 m位置處存在3個氣層，重疊段防氣竄難度極大。

3）縫洞型地層氣液置換效應強。氣測顯示明顯的氣層位于茅口組、洗象池群、陡坡寺組、龍王廟組、滄浪鋪組、仙女洞組等地層，均為碳酸鹽巖地層，裂縫和溶洞較發育，氣液置換作用強，依靠液柱壓力不能阻止氣體進入環空。

1.2 超高溫高密度水泥漿性能調整困難

1）超高溫條件下高分子水泥添加劑性能會降低。超高溫環境下降濾失劑、分散劑、膠乳、緩凝劑等有機高分子水泥添加劑的性能降低，水泥漿的防氣竄能力、降濾失性能、高溫分散性、穩定性等都得不到有效控制。以降濾失劑為例，國內目前使用的超高溫降濾失劑均為AMPS共聚物，當前廣泛使用的AMPS降濾失劑高溫老化前后（老化條件為在180 ℃條件下養護3 h）的特性黏數測試結果見表1。由表1可知，該類降濾失劑高溫老化后的特性黏數損失率均超過25.79%，這說明高分子降濾失劑在高溫條件下均會發生高溫降解，從而影響水泥漿的性能。

表1 AMPS降濾失劑高溫老化后的特性黏數損失率Table 1 Intrinsic viscosity loss rate of AMPS fluid loss additive after high temperature aging

2）水泥石需具備長期封固能力。根據API的規定，在溫度達到110 ℃時，需在G級油井水泥漿中加入30%～40%的硅粉抑制水泥石強度衰退，但常規加砂水泥漿加入硅粉后并不能滿足高溫固井需求。室內研究表明：常規加砂水泥石在180 ℃條件下養護14 d后，用掃描電鏡可以觀察到針狀、片狀或者粒狀產物，膠結物不致密（見圖1）；高溫養護后其強度急劇衰退，降至5 MPa左右；孔隙度和滲透率增大，滲透率可增至10 mD，導致水泥環失去密封能力。同時，常規高溫高密度水泥石的彈性模量達到12 GPa以上，表現為硬脆性，難以滿足五開鉆進及后期射孔、測試等作業對水泥環密封完整性的需求，因此，該井四開固井，要求水泥石具備一定的彈韌性[2]。

1.3 頂替效率難以保證

該井四開所用鉆井液的密度為1.97 kg/L，黏度為56 s，動切力為10 Pa，且鉆井液中混有3%的原油，固相含量高達34%，難以將井壁上的油膜沖洗干凈；鉆井液與隔離液的密度差僅為0.05 kg/L，井深7 300.00 m以深井徑擴大率僅有1.05%，?206.4 mm小接箍套管無法安裝扶正器，套管居中度低，提高頂替效率難度大[3]。

圖1 常規加砂水泥石高溫養護后的SEM結果Fig. 1 SEM results of set cement by conventional sandadding after high temperature curing

2 超高溫水泥漿優化設計

2.1 設計思路

通過研究不同溫度下水泥石強度的發展規律，優化硅粉粒徑和加量來抑制水泥石強度在高溫下的衰退。針對單一防氣竄劑不能有效解決高壓氣竄的問題，將膠乳和液硅進行復配使用，利用膠乳成膜和液硅堵塞的防氣竄特性，增強水泥漿防氣竄能力，提高水泥石的彈性，降低其滲透率。

2.2 優化加砂參數控制強度衰退

當井底溫度高于150 ℃時，常規加砂水泥石的強度快速衰退，孔隙結構變大，水化產物為以板塊狀C2SH與CH為主的混合物[3]。解決常規加砂水泥石強度高溫快速衰退的主要方法是將硅粉加量增大到50%～60%，并優選粗硅粉和細硅粉的配比，進一步降低水泥石的鈣硅（Ca/Si）比，消耗CH與高溫下生成的C2SH。選取80目（粗）與200目（細）2種硅粉，將加入不同量硅粉（粗硅粉和細硅粉配比）常規加砂水泥漿形成的水泥石在180 ℃下進行養護，測其在不同養護時間下的抗壓強度，結果見圖2。由圖2可知：加入50%粗硅粉和60%粗硅粉形成的水泥石，在養護到3 d時抗壓強度達到最大，隨后抗壓強度出現衰退，在養護到14 d時抗壓強度分別為22.2和26.7 MPa，衰退幅度分別為38.0%和32.4%；80目與200目硅粉復配可以顯著抑制水泥石強度的衰退，30%粗硅粉與30%細硅粉復配，養護14 d時抗壓強度為34.2 MPa，衰退幅度為4.5%。因此，選用30%粗硅粉與30%細硅粉復配。粗細硅粉復配增大了二氧化硅的比表面積，在二氧化硅加量相同的條件下可以消耗更多的C2SH與CH，其水化產物結構致密（見圖3）。

圖2 硅粉加量及粗細硅粉配比對水泥石強度發展的影響Fig. 2 Effect of silicon powder dosage and coarse-fine silicon powders ratio on the strength development of set cement

圖3 添加30%粗硅粉和30%細硅粉加砂水泥石在180 ℃下養護14 d時的SEM結果Fig. 3 SEM results of set cement with adding 30% coarse silicon powder vs 30% fine silicon powder at 180 °C for 14 d

2.3 復合納米添加劑增強水泥漿的防氣竄能力

1）添加膠乳改善水泥漿性能。a. 膠乳能提高水泥漿的防氣竄能力。選用玻璃化溫度90 ℃的苯丙膠乳提高水泥漿的高溫防氣竄能力，膠乳粒徑為300～400 nm，其具有“成膜”防氣竄和“堵塞”防氣竄的作用。正壓差作用下膠乳顆粒在水泥顆粒間聚集成膜，膜覆蓋在濾餅表面可以阻止氣竄的發生。同時，膠乳也具有顆粒堵塞作用，可降低水泥石的滲透率。b. 膠乳能改善水泥石的力學性能。膠乳顆粒具有彈性，膠乳水泥漿固化后可以顯著降低水泥石的彈性模量。c. 膠乳能進一步降低水泥漿的濾失量、提高水泥漿的高溫沉降穩定性[4-8]。

2）納米液硅改善水泥漿的性能[9]。納米液硅中含有45%活性納米二氧化硅微球，粒徑10～300 nm，中值粒徑160 nm。a. 提高水泥漿的防氣竄能力。納米二氧化硅“硬球體”和膠乳“軟球體”填充在水泥顆?？紫独铮豢椩谝黄?，可以增強其堵塞能力，提高水泥漿的高溫防氣竄能力。b. 提高水泥石高溫強度的穩定性。納米液硅中二氧化硅的比表面積達到了25 m2/g，可以顯著提高水泥石高溫強度的穩定性。

2.4 超高溫高密度水泥漿配方與性能評價

2.4.1 超高溫高密度水泥漿配方

依據超高溫高密度水泥漿設計方法及性能需求，優選抗高溫的降濾失劑（高溫黏度損失率小于10%）和緩凝劑（抗溫200 ℃，耐溫差60 ℃）等，通過優化形成了超高溫高密度水泥漿配方：水泥+30.0%硅粉（80目）+30.0%硅粉（200目）+30.0%鐵礦粉+2.5%降濾失劑（SCF200L）+10.0%苯丙膠乳（SCJR）+10.0%納米液硅（SCLS）+x%緩凝劑（SCR-3）+1.0%抑泡劑（SCXP）+48.0%水。其基本性能為：密度2.05 kg/L；稠化時間可調，緩凝劑加量為7.5%和5.0%時，在155 ℃、155 MPa條件下的稠化時間分別為571 和293 min，稠化過渡時間1 min，均為直角稠化；濾失量38 mL；流動度21 cm；流性指數0.75，稠度系數 1.28 mPa·sn；自由液 0 mL；無沉降；72 h 頂部強度15.3 MPa；水泥石在180 ℃條件下養護14 d時的強度可達41 MPa，未見強度衰退。

2.4.2 性能評價

1）防氣竄性能。根據稠化時間、稠化過渡時間和API濾失量計算出超高溫高密度水泥漿的防氣竄系數SPN值為0.20～0.43。使用7150型防氣竄模擬分析儀評價了超高溫高密度水泥漿的防氣竄能力，結果見圖4。由圖4可知，當水泥漿處于“失重”（膠凝）狀態時，未見氣竄現象發生。超高溫高密度水泥漿形成的水泥石在180 ℃下養護7 d時的氣測滲透率為0.008 1 mD，僅為常規水泥石的3%，說明苯丙膠乳和納米液硅結合防氣竄作用顯著。

2）水泥石力學性能評價[10-11]。超高溫高密度水泥漿形成的水泥石在180 ℃、21 MPa條件下養護7 d，單軸彈性模量為7.54 GPa，較常規水泥石降低了30%。這是由于超高溫高密度水泥漿中的膠乳為有機顆粒，其在高溫下具有較好的彈韌性；納米液硅中的納米二氧化硅顆粒填充在水泥顆粒間，通過參與水化反應，生成CSH凝膠來修補水泥石中的微觀缺陷（微裂縫等），改善了水泥石的力學性能，提高了水泥石的彈性形變能力，有利于在井下溫度、壓力條件下及壓裂施工時，保持水泥環的完整性，提高環空密封能力。

圖4 水泥漿防氣竄模擬試驗結果Fig. 4 Anti-gas channeling simulation test results of cement slurry

3 現場施工

3.1 固井技術措施

針對該井四開固井防竄難度大、頂替效率低的技術難點，采用了“替凈”、“壓穩”和“封嚴”等技術措施來提高固井質量。

1）“替凈”技術措施包括：a. 使用性能良好的低黏低切先導漿，占裸眼段長度2 000.00 m；b. 優化漿柱流變性能，控制隔離液屈服值大于鉆井液的屈服值、小于水泥漿的屈服值；c. 設計隔離液占裸眼段長度1 500.00 m，沖洗時間25 min；d. 使用洗油型隔離液，隔離液潤濕點30%，提高界面水潤濕性，增強界面膠結能力。

2）“壓穩”技術措施包括：a. 使用分段壓穩設計模型，以確保壓穩氣層，壓穩系數設計為1.05；b.為確保施工過程中全程壓穩，采用加重沖洗液，其密度為2.0 kg/L；c. 環空加壓5 MPa候凝。3）“封嚴”技術措施是使用帶頂部封隔器的尾管懸掛器，在水泥漿頂替到位后，坐封頂部封隔器，切斷氣體上竄的通道。

3.2 固井施工

注入30 m3密度1.97 kg/L的低黏低切先導漿；注入20 m3密度2.02 kg/L的加重隔離液；注入密度2.03 kg/L的領漿和尾漿，注入量分別為22和18 m3；下鉆桿膠塞，替入1 m3密度2.02 kg/L的壓塞液，排量0.50 m3/min；替入26 m3密度1.97 kg/L的井漿，排量1.53 m3/min；替入14 m3密度2.02 kg/L的保護液，排量0.88 m3/min；替入57 m3密度1.97 kg/L的井漿，排量1.50 m3/min；用泵車替入2.8 m3密度1.00 kg/L的清水，排量0.70 m3/min；泄壓，放回水斷流；下壓500 kN，坐封頂部封隔器；憋壓5 MPa，驗封正常；起鉆15柱，正循環洗井一周；關井憋壓5 MPa候凝。

3.3 固井質量

候凝72 h后，通井后檢測井深7 273.00 m以深固井質量，第一界面優良率94.8%，第二界面優良率為96.4%，整體固井質量達到良好。在五開鉆進過程中，未發生氣竄等異?，F象，滿足了超深井超高溫高壓地層的長效封固需求。

4 結 論

1）根據膠乳水泥漿防氣竄、加入硅粉控制水泥石強度衰退的思路，通過優化形成了適用于超高溫高壓地層固井的高密度防氣竄水泥漿。該水泥漿加入30%的80目硅粉和30%的200目硅粉控制水泥石強度高溫衰退，再加入10%納米液硅改善水泥石高溫強度的穩定性，形成的水泥石在180 ℃下養護14 d強度達到了41 MPa，未見強度衰退現象。

2）超高溫高壓高密度防氣竄水泥漿利用高溫苯丙膠乳“軟球體”和納米液硅“硬球體”提高水泥漿高溫高壓下的防氣竄能力，防氣竄模擬試驗未見氣竄現象，形成水泥石的氣測滲透率僅為0.008 1 mD，單軸彈性模量為7.54 GPa。

3）川深1井四開采用超高溫高壓高密度防氣竄水泥漿，采取“替凈”、“壓穩”和“封嚴”等技術措施，實現了對四開井眼內多個氣層的有效封隔，為后期鉆井、測試等作業提供了安全的井筒條件。