MTA方法防气窜固井技术在涩北气田的应用

顾 军 何吉标 谯世均 蒲继才 周 福 张文平

1.中国地质大学（武汉）资源学院 2.中国石油青海油田公司钻采工艺研究院3.中国石油青海油田公司监督监理公司 4.中国石油西部钻探工程公司青海钻井公司

天然气井防气窜固井技术相关报道已有很多[1－6]，但固井二界面（水泥环与岩石或外层套管之间胶结面的简称）窜流问题仍是一个亟待解决的复杂性工程难题[7－10]，难点是固井二界面不能实现整体固化胶结[11]。鉴于此，提出了泥饼仿地成凝饼（mud cake to agglomerated cake，以下简称MTA）方法解决固井二界面问题的科学构想[12]，获得了MTA方法固井二界面整体固化胶结证据[13]，揭示了MTA与凝灰岩成岩的关联性[14]，研究了MTA的固化反应动力学和协调作用机理[15－16]，形成了 MTA方法防气窜固井新技术，并在胜利油田、大庆油田、河南油田、玉门油田等52口油井固井中取得了显著的应用效果，固井质量合格率达到100%，固井质量优质率（尤其是固井二界面的胶结质量）显著提高[17－19]。那么，该新技术适用于气井吗？本文以涩北气田相关样品为基础，实验评价了GM－Ⅱ型泥饼改性剂和GA－Ⅲ型凝饼形成剂与钻井液和水泥浆的配伍性，评价对比了MTA方法与目前方法的固井二界面胶结强度，并介绍了MTA方法防气窜固井技术在涩北气田中的应用情况。

1 室内评价实验

1.1 实验材料

实验用钻完井液和XY－27型降黏剂均取自涩北气田，其钻井液性能：密度为1.38g／cm3，黏度为36 s，API滤失量为8mL，泥饼厚度为0.3mm，pH值为9，含砂量为0.3%，初切力为1Pa，终切力为2Pa，塑性黏度为14mPa·s，动切力为12Pa；GM－Ⅱ型泥饼改性剂和GA－Ⅲ型凝饼形成剂均为中国地质大学（武汉）研制；水泥浆配方为G级油井水泥（葛洲坝水泥厂生产）＋1.8%M－83S＋0.5%SXY＋2%F－27A＋3%F－17A＋0.4%M－61L＋0.1%TW－200X（40Bc时稠化时间为78min，70Bc时稠化时间为86min），其中添加剂均取自涩北气田；仿地井筒的渗透率和孔隙度（模拟涩北气田的主要封固段）分别为450mD和25%，内筒直径为33mm，外筒直径为100mm，高度为55mm。

1.2 实验方法

钻井液流变性实验方法按 GB／T 16783.1—2006进行，样品养护温度为50℃，养护压力为常压，养护方式为用GRL－BX型便携式滚子加热炉滚动加热，养护时间为0、1d、2d、3d、4d、6d，GM－Ⅱ型泥饼改性剂的加量分别为0.8%、1.0%和1.2%（质量百分比，下同），XY－27型降黏剂的加量分别为0.3%、0.5%和0.7%。

油井水泥浆稠化实验方法按API RP 10B（油井水泥试验推荐方案）进行，实验温度为50℃，实验压力为常压，GA－Ⅲ型凝饼形成剂与油井水泥浆的比例分别为1∶1和1∶9。

固井二界面胶结强度评价方法参见本文参考文献[10]，样品养护温度为60℃，养护压力为常压，养护方式为浴养，养护时间分别为42h、360h、720h，泥饼厚度为0.5mm，GM－Ⅱ型泥饼改性剂的加量分别为0.8%、1.0%和1.2%，GA－Ⅲ型凝饼形成剂对泥饼的作用时间均为1.5min。

1.3 实验结果与分析

1.3.1 GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液流变性的影响

1）GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液初切力值的影响：测试结果（图1）显示随着热滚时间的延长，原浆的初切力值逐渐增大，且2d后增长明显，6d后初切力值达到了8Pa。加入0.8%～1.2%GM－Ⅱ型泥饼改性剂和0.3%～0.7%XY－27型降黏剂，随热滚时间的延长，钻井液初切力值均变化较小，且较为稳定，可以满足现场钻井施工要求。

图1 GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液初切力值的影响图

图2 GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液终切力值的影响图

2）GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液终切力值的影响：测试结果（图2）显示随着热滚时间的延长，原浆的终切力值先降低后增大，且热滚2d后增长明显，热滚6d后终切力值达到了17.5Pa。加入0.8%～1.2%GM－Ⅱ型泥饼改性剂和0.3%～0.7%XY－27型降黏剂，随热滚时间的延长，钻井液终切力值略有增大，但4d后终切力值的变化趋于平稳，可以满足现场钻井施工要求。

3）GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液表观黏度的影响：测试结果（图3）显示随着热滚时间的延长，原浆的表观黏度基本上呈下降的趋势，但变化幅度较小。加入0.8%～1.2%GM－Ⅱ型泥饼改性剂和0.3%～0.7%XY－27型降黏剂，随热滚时间的延长，原浆＋1.0%泥饼改性剂＋0.7%XY－27配方钻井液表观黏度变化波动较大，热滚1d急剧下降，热滚2d又急剧增大，但热滚3d后，表观黏度基本保持不变，其他配方钻井液的表观黏度变化趋势和原浆相似，可以满足现场钻井施工要求。

图3 GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液表观黏度的影响图

图4 GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液塑性黏度的影响图

4）GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液塑性黏度的影响。测试结果（图4）显示随着热滚时间的延长，原浆的塑性黏度基本上呈先增大后减小的趋势，但变化幅度较小。加入0.8%～1.2%GM－Ⅱ型泥饼改性剂和0.3%～0.7%XY－27型降黏剂，随着热滚时间的延长，虽有小幅的波动变化但在热滚4d后，塑性黏度均趋于稳定，且热滚6d后，与原浆的塑性黏度基本相同，可以满足现场钻井施工要求。

5）GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液动切力的影响。测试结果（图5）显示随着热滚时间的延长，原浆的动切力先降低后逐渐升高。加入0.8%～1.2%GM－Ⅱ型泥饼改性剂和0.3%～0.7%XY－27型降黏剂，随着热滚时间的延长，原浆＋1.0%泥饼改性剂＋0.7%XY－27配方钻井液动切力变化波动较大，其他配方则变化较为平缓，热滚4d后，动切力均趋于稳定，可以满足现场钻井施工要求。

图5 GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液动切力的影响图

根据上述实验结果，涩北气田GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量宜为钻井液重量的0.8%～1.0%（同时添加0.3%左右的XY－27降黏剂），能够满足钻井施工要求。

1.3.2 GA－Ⅲ型凝饼形成剂对水泥浆稠化时间的影响针对涩北气田固井实际情况，GA－Ⅲ型凝饼形成剂与油井水泥浆的比例分别为1∶1和1∶9的稠化实验结果如图6、7所示。

图6 GA－Ⅲ型凝饼形成剂与油井水泥浆的比例为1∶1的稠化实验图

图7 GA－Ⅲ型凝饼形成剂与油井水泥浆的比例为1∶9的稠化实验图

从图6、7可以看出，GA－Ⅲ型凝饼形成剂与油井水泥浆接触后的稠化时间较原水泥浆的稠化时间有所延长，且实验中也没有出现“闪凝”现象，不影响固井施工安全。

1.3.3 固井二界面胶结强度测试

固井二界面胶结强度的测试结果如表1所示。MTA方法固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数如图8所示。

由表1和图8可知，随着养护时间的增长，GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量为0.8%时固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数分别为7.10、18.27、10.52，GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量为1.0%时固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数分别为6.53、20.58、19.50，GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量为1.2%时固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数分别为9.43、21.70、23.21。因此，涩北气田现场试验的GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量为1.0%～1.2%。

表1 固井二界面胶结强度的测试结果表

图8 MTA方法固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数图

2 现场试验

2.1 MTA方法防气窜固井技术现场试验方法

不改变现在应用的固井工艺及水泥浆体系、钻井液体系，只需在钻进中和固井施工时做好以下2项基础工作：① 打开封固段前在钻井液中缓慢加入钻井液重量1.0%～1.2%的GM－Ⅱ型泥饼改性剂，同时缓慢加入钻井液量0.3%左右的XY－27型降黏剂，按该浓度维护钻井液钻至完井井深。② 固井施工时以GA－Ⅲ型凝饼形成剂为基础配制3m3前置液（确保与井壁泥饼的接触时间达到1.5～2min即可），即在水柜中先倒入GA－Ⅲ型凝饼形成剂A、B各6桶（1桶质量为50kg），然后放入水至3m3搅拌均匀后即可使用。

2.2 现场试验情况

涩北气田6口井的现场试验结果如表2所示。6口井钻进施工均正常，短起下顺利，固井施工一次成功率达100%，固井质量一次合格率达100%，固井一界面胶结质量优质率为95.16%～100%，固井二界面胶结质量优质率为80.01%～98.11%。

表2 涩北气田现场试验井的固井优质率表

2.3 应用试验情况

2.3.1 涩3－32井试验井基本情况

涩3－32井是柴达木盆地涩北一号气田的1口开发井，也是本次试验的第1口井。试验井段钻开目的层段的215.9mm井段，即693～1 400m。该井钻进至1 400m处正常完钻，下139.7mm套管循环正常后进行固井。固井采用上部注低密度水泥浆下部常规水泥浆的水泥浆体系。

2.3.2 GM－Ⅱ型泥饼改性剂添加情况

2013年4月9日21：00，井深693m，钻井液性能为密度1.38g／cm3，黏度38s（漏斗黏度，下同），滤失量8mL，泥饼厚度0.5mm。

2013年4月9日21：03，加入GM－Ⅱ型泥饼改性剂150kg和XY－27 100kg。22∶00钻井液性能为密度1.38g／cm3，黏度36s。

2013年4月9日22：03，加入GM－Ⅱ型泥饼改性剂750kg和 XY－27 125kg。22：40钻井液性能为密度1.38g／cm3，黏度35s。

2013年4月9日22：50，加入GM－Ⅱ型泥饼改性剂350kg和XY－27 50kg。2013年4月10日0：30钻井液性能为密度1.38g／cm3，黏度36s。

2013年4月10日10：30，井深856m，钻井液性能为密度1.37g／cm3，黏度37s，滤失量6mL，泥饼厚度0.3mm，初切力1Pa，终切力2Pa。

至此，累计已加入GM－Ⅱ型泥饼改性剂1 250kg（约占钻井液重量的1.0%）和 XY－27 225kg（约占钻井液重量的0.15%～0.2%）。钻进施工正常，短起下正常，即GM－Ⅱ型泥饼改性剂对钻井液性能无明显影响，且泥饼质量有所改善（即泥饼厚度从0.5mm降到0.3mm，滤失量从8mL降到6mL），满足钻井施工要求。

2013年4月10日15：30，井深932m，钻井液性能为密度1.37g／cm3，黏度39s。加入GM－Ⅱ型泥饼改性剂250kg。16：10钻井液性能为密度1.37g／cm3，黏度39s。

2013年4月11日16：30，井深1 201.61m，钻井液性能为密度1.33g／cm3，黏度38s，滤失量5mL，泥饼厚度0.2mm，初切力1Pa，终切力2Pa。

2013年4月12日6：30，井深1 259m，钻井液性能为密度1.32g／cm3，黏度40s，滤失量5mL，泥饼厚度0.2mm，初切力1Pa，终切力3Pa。

2013年4月12日10：00，井深1 297m，钻井液性能为密度1.32g／cm3，黏度40s。加入GM－Ⅱ型泥饼改性剂300kg。10：40钻井液性能为密度1.32g／cm3，黏度40s。

至此，该井累计已加入GM－Ⅱ型泥饼改性剂1.8 t（约占钻井液重量的1.0%）和XY－27 225kg（约占钻井液重量的0.15%）。钻进施工正常，短起下正常，即GM－Ⅱ型泥饼改性剂与钻井液配伍性好，对钻井液性能无明显影响，且泥饼质量有所改善（即泥饼厚度从0.5mm降到0.3mm，再降到0.2mm，滤失量从8mL降到6mL，再降到5mL），满足钻井施工要求。

实践表明，钻井、测井施工正常顺利。

2.3.3 固井施工情况

2013年4月17日，固井施工时在水柜中先倒入GA－Ⅲ型凝饼形成剂黑盖和白盖各6桶，然后加入水至3m3，循环均匀使用。钻井液性能为密度1.33g／cm3，黏度37s，滤失量6mL，泥饼厚度0.3mm，初切力1Pa，终切力3Pa，pH 值为9，含砂0.3%。

2013年4月17日涩3－32井固井施工过程：管线试压20MPa，注GA－Ⅲ型凝饼形成剂3m3，注API G级低密高强水泥25t（注入压力1MPa，水泥浆平均密度1.63g／cm3），注API G级常规水泥35t（水泥浆平均密度1.88g／cm3），倒闸门，替清水17.6m3（替压1MPa上升至9MPa，再降至5MPa，碰压22 MPa，稳压3min未降）。

实践表明，固井施工正常顺利，水泥浆返出地面。

2.3.4 固井质量情况

该井气层分布段较长，即试验井段693m内分布有69个气层或差气层。声幅—变密度测井（CBLVDL）解释结果表明（表3），涩3－32井从693m 到1 386m的封固段长为693m：固井一界面优质井段总长为675m（胶结质量中等18m），固井一界面封固优质率为97.40%；固井二界面优质井段总长为675m（胶结质量中等18m），固井二界面封固优质率为97.40%。主要气层段（埋深1 158～1 386m，分布有29个气层或差气层）的声幅—变密度测井（CBL－VDL）解释如图9。

3 结论

1）GM－Ⅱ型泥饼改性剂与钻井液配伍性好，对钻井液性能无明显影响，且泥饼质量有所改善（即泥饼厚度从0.5mm降到0.2mm，滤失量从8mL降到5 mL），满足钻井施工要求；GA－Ⅲ型凝饼形成剂与水泥浆配伍性好，固井施工均一次成功。

表3 涩3－32井试验井段固井质量情况表

图9 涩3－32井主要气层段CBL－VDL图

2）随着养护时间的增长，固井二界面胶结强度均较目前方法大幅度提高：GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量为0.8%时，固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数分别为7.10、18.27、10.52，GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量为1.0%时，固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数分别为6.53、20.58、19.50，GM－Ⅱ型泥饼改性剂加量为1.2%时，固井二界面胶结强度较目前方法的提高倍数分别为9.43、21.70、23.21。

3）现场试验结果表明，MTA方法现场施工工艺简单，安全可靠，固井一、二界面胶结质量优质率均超过了80%，为提高浅层天然气井固井质量开辟了一条新途径。

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