高温大温差水泥浆体系在胜利油田中的应用

吴波

摘 要：针对胜利油田深井封固段长、井底温度高、上下温差大、顶部水泥浆易出现缓凝甚至超缓凝等固井技术难题，开展了高温大温差水泥浆体系的研究。运用降失水剂KCM008L、缓凝剂KCM007L、分散剂KCM002L和抑泡剂KCM003，開发出了新型高温外加剂系列，并考察了其综合性能。实验结果表明，该水泥浆体系在高温大温差下性能稳定；在温差为80℃条件下，该体系起强快、候凝时间短，水泥石强度尤其是顶部强度高，能满足温度范围在105～175℃，封固段长（垂深差）1041～3577m，最大温差为73℃的油气井固井施工要求。

关键词：深井固井；大温差；高温外加剂；水泥浆

随着胜利油田勘探开发向中深井、深井以及超深井方向发展，油气井固井作业常遇到水泥封固段长（封固段大于2000m）、井底温度高、上下温差大的情况，上下温差常常高达60℃甚至更高。在超高温及大温差环境下，由于现场水泥浆体系均以井底温度进行设计，导致上部水泥强度形成缓慢，甚至长时间处于不凝固状态，既不传递液柱压力，又未形成胶结，极易造成油气水窜槽，降低了固井施工质量，影响了油气田的勘探开发效果。目前，人们主要采用特殊固井工艺技术解决长封固段固井难题[1]，如：分级固井[2]、多凝水泥浆体系[3]等。为了适应配套的固井技术，岳家平[4]、黎泽寒[5]等人对大温差水泥浆体系进行了研究。

结合胜利油田实际需要，我们研发了高温大温差水泥浆体系，开发了新型高温外加剂系列，使该体系能够在高温大温差下性能稳定、水泥石强度尤其是顶部强度高，综合性能优良，适应超深井长封固段固井作业的需要。

1 水泥外加剂的特点

1.1 降失水剂KCM008L

KCM008L的温度和水泥浆密度适用范围很广， 温度范围为37-204℃，水泥浆密度范围为1.44-2.40g/cm3。试验显示，KCM008L对水泥品种不敏感，但会提高水泥浆的粘度，含有KCM008L的水泥浆体系通常游离液较低，且KCM008L对浆体无缓凝作用。在高温井的固井施工中，KCM008L与绝大多数油井水泥外加剂相配伍，并且与KCM007L缓凝剂有协同效应。

1.2 缓凝剂KCM007L

KCM007L是无机物缓凝剂，对水泥的水化效率不产生影响。它的温度和水泥浆密度适用范围很广，温度范围为87-232℃，水泥浆范围密度为1.68-2.4g/cm3。KCM007L与大多数水泥浆有较好的配伍性，并且对配浆水（淡水、海水、盐水）、浓度、剪切力、温度等诸多因素不敏感。

1.3 分散剂KCM002L

KCM002L的加入降低了水泥浆的摩阻，因此水泥浆注入时较易获得紊流形态且泵送压力可降至最低。当KCM002L应用于小尺寸管柱固井和水泥浆粘度较高的施工时，其作用尤为明显。KCM002L可以有效地分散水泥浆中的固相颗粒并使其均匀地悬浮在水泥浆中，从而阻止了水泥浆沉淀并减少了游离液的产生。

1.4 抑泡剂KCM003

KCM003能在水泥浆中有效抑制泡沫产生，从而避免了在水泥浆的混配过程中产生的气泡。KCM003不是消泡剂，因此需要在气泡产生前加入到配浆液中。在低温井况应用时，需要进行适当的循环增加它的分散性能。

2 水泥浆体系的实验数据

2.1 基本性能

以表1和表2总结了高温大温差井的常用密度（1.89～2.15g/cm3）及井底静止温度（105～160℃）下水泥浆体系的基本API性能。体系的常温流变性能为PV100～180Pa·s/YP5～15Pa，85℃养护后变为PV 50～150Pa·s/YP 0～10Pa。失水在30～150ml范围内可调，游离液通常小于0.5%，24h抗压强度25～44MPa。

表2 高温大温差水泥浆体系基本性能

2.2 温度对水泥石的强度影响

图1列出了在不同温度下，密度为1.89g/cm3中高温大温差水泥浆体系的强度变化。数据表明：在井底静止温度为175℃，温差为80℃（底部175℃，顶部95℃）使用中高温大温差水泥浆体系固井时，体系具有起强及时而且候凝时间随温度变化不大的特点，为该体系在中高温大温差固井的应用提供了技术上的保障，使中高温大温差固井施工真正做到起强快、候凝时间短、施工风险小、现场可操作性强。

图1 抗压强度随温度的变化关系

3 现场应用情况

高温大温差水泥浆体系已经取得密度范围在1.6-2.3g/cm3，温度范围在105-175℃，封固段长（垂深差）1041～3577m，最大温差为73℃油气井固井施工的成功应用。以下是坨深4井水泥浆体系的实验情况：

3.1 坨深4井领尾浆配方

领浆：胜潍G级水泥591.29g+KCM002L 29.98g+KCM003 2.62g+KCM007L 27.39g+KCM008L 61.18g+硅粉206.95g+盐40g+水226.58g 密度1.91g/cm3

尾浆：胜潍G级水泥592.67g+KCM002L 30.05g+KCM003 2.63g+KCM007L 23.36g+KCM008L 52.56g+硅粉207.43g+盐43g+水237.28g 密度1.91g/cm3

3.2 试验结果

（1）领尾浆流变性能（如表3所示）。

（2）领尾浆稠化以及失水性能（表4）：

表4

图31 领浆稠化曲线（稠化时间421min/135℃*65MPa*60min）

高温大温差水泥浆体系在胜利油田已应用了50余口井，通过对水泥浆体系的调整优化，解决了一些高温大温差井固井施工中遇到的难题，提高了固井质量，该技术对提高油田勘探开发的整体效益具有深远意义和广阔的应用前景。

参考文献

[1]张华，冯宇思，靳建洲，等.大温差水泥浆体系的研究与应用[J].钻井液与完井液，2012，29（5）：54-57.

[2]严焱诚，肖国益，薛丽娜，等.川西地区须家河组气藏深井固井的难点及对策[J].天然气工业，2009，29（12）：38-40.

[3]房志毅，吴仕荣，姚坤全，等.三凝水泥浆体系在深井、超深井固井中的应用[J].天然气工业，2008，28（7）：58-59+69.

[4]岳家平，徐翔，李早元，等.高温大温差固井水泥浆体系研究[J].钻井液与完井液，2012，29（2）：59-62.

[5]黎泽寒，李早元，刘俊峰，等.低压易漏深井大温差低密度水泥浆体系[J].石油钻采工艺，2012，34（4）：43-46.