大慶油田低密度低溫防竄水泥漿體系

侯力偉

大慶油田低密度低溫防竄水泥漿體系

侯力偉

（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶 100142）

侯力偉.大慶油田低密度低溫防竄水泥漿體系［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：79-82.

針對大慶油田低溫淺層氣井長封段固井中，低密度水泥漿終凝時間長，膠凝強度發(fā)展緩慢，失水大，防竄性能差，易產(chǎn)生環(huán)空氣竄及管外冒氣等現(xiàn)象，影響了固井質(zhì)量。研究了低密度低溫防竄水泥漿體系，采用復合型早強劑、聚丙烯酸酯聚合物膠乳降失水劑、可分散聚合物膠粉防竄劑，改善低密度水泥漿綜合性能，在低溫條件下，凝結時間縮短了50%，早期強度提高了46%，滲透率降低了50%，界面膠結強度提高了47%?，F(xiàn)場應用18口井，固井優(yōu)質(zhì)率提高了11.1%，管外冒發(fā)生率降低了1.6%，低密度低溫防竄水泥漿體系能夠滿足固井施工作業(yè)要求，提高了低溫淺層長封井固井質(zhì)量。

低密度；復合型早強劑；防竄水泥漿；膠凝強度；固井質(zhì)量

大慶油田從北到南，存在淺氣層、氣頂氣層的區(qū)塊較多，埋深在100～800 m之間，部分淺氣區(qū)域內(nèi)已上竄至100 m以上井段，并且部分油水井存在著易漏層、高壓層、淺氣層共存的問題［1］，在鉆井過程中多次發(fā)生過井噴、管外冒等事故，為降低鉆完井施工的風險和井控難度，采用低密度水泥漿封固上部淺氣層。但使用低密度水泥漿時，在低溫30 ℃以下，受到低密度水泥石凝結時間長，早期強度發(fā)展緩慢、防竄性能差，界面膠結強度低等因素的影響下［2-3］，低溫淺層固井質(zhì)量難以保證，固井施工及后續(xù)作業(yè)中發(fā)生油氣水侵、管外冒事故頻發(fā)。據(jù)統(tǒng)計，薩南區(qū)塊淺層氣井復雜發(fā)生率達到26.3%，增加了安全和環(huán)境保護的壓力，影響了油田生產(chǎn)開發(fā)。

為此研究了復合型早強劑，采用該早強劑能夠縮短水泥漿的凝結時間，提高水泥石早期強度。采用聚丙烯酸酯聚合物膠乳降失水劑，控制水泥漿失水量，解決了低溫下降失水劑超緩凝問題；采用可分散聚合物膠粉防竄劑，提高水泥石防竄性能，增強水泥環(huán)界面膠結強度，提高淺氣層封隔能力，保障固井質(zhì)量，預防固井后層間竄及管外冒發(fā)生［4-5］。

1　低密度低溫防竄水泥漿

1.1低密度水泥組成

根據(jù)大慶油田調(diào)整井地質(zhì)情況及鉆井設計要求，采用1.60 g/cm3低密度水泥漿固井，利用外摻料本身密度較低和部分減輕材料具有膠凝作用的特性，實現(xiàn)了水泥漿的低密度，主要由粗微硅（粉煤灰）、細微硅等組成［6］。

1.2低溫早強劑的研選

采用硅酸鹽與胺類有機物復合型早強劑，利用多相加速、分散增溶原理，依靠每種組分含有不同的官能團，提高水泥漿體的離子強度，增強堿性漿體的活性強度和水泥中硫鋁酸鈣的數(shù)量，促使相互交叉搭接形成水泥初期骨架，C—S—H凝膠和其它水化產(chǎn)物不斷填充固化，使水泥的凝結時間縮短，早期強度得到明顯提高［7］。通過自由排列組合的方式，對早強劑進行復配，最終確定了早強劑配方A∶B∶C∶D=5∶2∶1∶1?？疾炝嗽撛鐝妱λ酀{基本性能的影響，結果見表1。由表1可知，水泥石早期抗壓強度隨著早強劑的加量增加而增大，加量5.5%時，抗壓強度提高了4.2 MPa；初凝時間縮短至205 min，終凝時間縮短至35 min，水泥漿性能穩(wěn)定，滿足施工要求。

表1　早強劑性能評價實驗數(shù)據(jù)表

1.3低溫降失水劑的研選

針對水泥漿在候凝中失水量大、水泥環(huán)體積收縮誘發(fā)淺層氣外竄、低溫下降失水劑超緩凝等問題，采用聚丙烯酸酯聚合物膠乳降失水劑，通過大分子鏈共聚形成交聯(lián)網(wǎng)絡，將水泥漿自由水束縛起來，控制水泥漿失水量，防止水泥環(huán)收縮。同時，利用聚丙烯酸酯聚合物中的甲基丙烯酸中含有不飽和鍵，與水泥凝膠相互連接搭橋，縮短硬化時間，避免了低溫下降失水劑超緩凝。實驗以低溫早強劑加量4.5%為基礎，結果見表2。由表2可知，隨著降失水劑加量的增加，水泥漿的失水量明顯降低；降失水劑對稠化時間和凝結時間影響不大，降失水劑加量大于8%時，水泥漿的失水量小于50 mL，低溫降失水劑與低溫早強劑具有良好的配伍性。

表2　降失水劑加入低密度水泥漿的實驗數(shù)據(jù)表

1.4低溫防竄劑的優(yōu)選

為了提高水泥石防竄性能，采用可分散聚合物膠粉作為防竄劑，通過聚合物顆粒沉積作用和靜電效應吸附在水泥顆粒表面，與水泥水化物黏結成包裹狀的堅硬固體，改善水泥石的結構形態(tài)［5］，并在水泥基質(zhì)材料微孔隙中形成穩(wěn)定的高柔性和高彈性聚合物防水膠膜，改善了水泥石的柔性和彈性，降低了水泥石的滲透性，起到防竄的作用。同時，聚合物膠粉中含有大量的聚乙烯醇，具有良好的黏結性能，可改善水泥環(huán)界面過渡區(qū)結構，提高黏接強度，改善弱界面現(xiàn)象［8-9］，提高淺氣層封隔能力。

在低溫早強劑加量為4.5%、降失水劑加量為8%、防竄劑的加量為3%時，考察了不同溫度水泥石滲透率、界面強度，結果見表3、表4。由表3可知，在低溫下，低密度低溫防竄水泥石具有較低的滲透率，與原漿相比，低密度低溫防竄水泥漿滲透率降低了50%，有利于預防管外冒的發(fā)生。由表4可知，低密度低溫防竄水泥漿體系具有較好的界面膠結強度，與原漿相比，在27 ℃、48 h下一界面的膠結強度提高了47%，有利于提高低溫淺層封固質(zhì)量。

表3　不同水泥漿體系在不同溫度下的滲透率

表4　不同溫度下一界面膠結強度

1.5低密度低溫防竄水泥漿評價

為滿足低溫淺層固井施工要求，考察了不同溫度下，低密度低溫防竄水泥漿體系的常規(guī)性能，結果見表5。由表5可知，該水泥漿在低溫下，基本性能滿足固井施工要求，與原漿相比，具有較高的早期強度，27 ℃、8 h的抗壓強度提高了50%；具有較快的凝結時間，凝結時間降低了46%；具有較低的失水量，有利于提高低溫淺層井固井質(zhì)量。

表5　不同溫度下低密度低溫防竄水泥漿體系常規(guī)性能

2　現(xiàn)場試驗

2.1試驗區(qū)概況及地質(zhì)難點

葡南區(qū)塊斷層發(fā)育，有50余條，斷距為10～50 m；油層有效孔隙度為23.5%，有效滲透率為47×10-3μm2；高壓層層位集中分布在葡一組，最高壓力系數(shù)達1.71；最低破裂壓力系數(shù)為1.27～1.38，以往完鉆25口井，管外冒4口，發(fā)生率為16%。

新站油田注水開發(fā)層位為黑帝廟和葡萄花2套油層，葡萄花油層為異常高壓油層，黑帝廟、嫩二段發(fā)育天然氣層，葡萄花層油氣比高，易氣侵；由于葡萄花層儲層物性差，高壓注水，導致葡萄花油層裂縫開啟，油層整體地層壓力高，易發(fā)生油氣侵；黑、葡油層破裂壓力低，最低破裂壓力系數(shù)為1.20～1.44，易發(fā)生井漏。該區(qū)塊鉆完井過程中壓穩(wěn)與防漏矛盾突出，易發(fā)生復雜（油氣水侵、漏失等），給固井帶來難度。

2.2現(xiàn)場試驗情況

低溫防竄水泥漿體系在復雜疑難井進行現(xiàn)場試驗，現(xiàn)場應用18口井，固井優(yōu)質(zhì)率為72.2%，合格率為100%，應用井無管外冒情況發(fā)生。與常規(guī)對比井相比，固井優(yōu)質(zhì)率提高了11.1%，管外冒發(fā)生率降低了1.6%。例如：葡110井完鉆井深為1 010 m，上部應用低密度低溫防竄水泥漿封固淺層，下部應用低溫防竄水泥漿原漿［10-11］，封固高壓油層，固井質(zhì)量見圖1。由此可以看出，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，無管外冒情況發(fā)生。通過現(xiàn)場試驗，低密度低溫防竄水泥漿體系能夠有效防止低溫下環(huán)空氣竄和管外冒的發(fā)生，提高固井質(zhì)量。

圖1　葡110井聲幅圖

3　結論

1.采用理論分析及實驗方法研選出的硅酸鹽與胺類有機物復合型早強劑、聚丙烯酸酯聚合物膠乳降失水劑、可分散聚合物膠粉防竄劑，確定了低密度低溫防竄水泥漿體系的配方。

2.低密度低溫防竄水泥漿體系，在低溫環(huán)境下，具有凝結時間短，早期強度高，滲透率低，界面膠結強度高等特點，滿足低溫淺層長封固井要求。

3.通過現(xiàn)場試驗表明，低密度低溫防竄水泥漿體系能提高高壓層固井質(zhì)量，預防淺層氣井固井后發(fā)生管外冒。

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Low Density Low Temperature Anti-Channeling Cement Slurry Used in Daqing Oilfield

HOU Liwei
（Research Institute of Drilling Engineering Technology， Daqing Drilling Engineering Corporation，Daqing， Heilongjiang 163413）

In commenting the long， low temperature wellbore with shallow gases in Daqing， the low density cementing slurries used had long final setting time， slowly developing gel strengths， high filter loss， and poor anti-channeling performance. All these factors contributed to channeling in annular spaces and bubbling outside the casing string， indicators of poor cementing job. In studying the low density low temperature anti-channeling cement slurry， the cement slurry was treated with a compound early strength agent， a polyacrylate filter loss reducer and a dispersible polymer anti-channeling agent， all being used to improve the overall performance of the slurry. At low temperatures， the setting time was shortened by 50%， the early strength increased by 46%， permeability reduced by 50%， and the bond strength of the interface enhanced by 47%. The cement slurry formulation has been used in 18 wells， and 11.1% of the cementing jobs were of excellent quality， bubbling outside the casing string was reduced by 1.6%. The use of the low density low temperature anti-channeling cement slurry improved the quality of the cementing jobs.

Low density； Compound early strength agent； Anti-channeling cement slurry； Gel strength； Cementing quality

TE256.6

A

1001-5620（2016）04-0079-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.016

中國石油天然氣股份有限公司“重大鉆井技術集成配套與裝備現(xiàn)場試驗”（2014D-4410）。

侯力偉，工程師，工學學士，1979年生，現(xiàn)在從事鉆完井技術研究工作。電話 （0459）4985582；E-mail：houliwei@cnpc.com.cn。

（2016-04-18；HGF=1604C2；編輯王超）