昆2加深井高温固井水泥浆室内研究及应用

金 凯 ，牛刚强 ，雷 彪 ，王学良 ，周 平 ，张忠祥 ，胡晓林 ，黄 艳

（1.中国石油青海油田公司钻采工艺研究院，甘肃敦煌 736202；2.中国石油西部钻探青海油田生产协调部，甘肃敦煌 736202；3.中国石油西部钻探青海钻井公司固井工程技术公司，青海茫崖 816400）

1 基本井况

昆2井是位于柴达木盆地阿尔金山前东段冷北斜坡上的一口预探井，位于鄂博梁-冷湖构造带之间。2006年完钻，完钻井深5 950 m，完钻层位E1+2，裸眼完井。为探索冷北低断阶E1+2底部、侏罗系、基岩的含气性，2017年决定在老井基础上加深至7 015 m。昆2加深井顺利钻至设计井深，并顺利固井完井，标志着青海油田的钻探能力取得了重大突破，为日后超深井的钻探技术积累下了宝贵的经验。昆2加深井实际井身结构（见表1）。

2 固井技术难点

（1）本井地温梯度2.81℃/100m，6 796 m井底静止温度高达191℃，7 015 m井底静止温度高达196℃，对水泥浆、水泥石的耐温性能和水泥浆的稳定性能提出了更高的要求[1，2]。

（2）油层尾管固井，环空间隙小，水泥浆注替压力高，安全保障难度大。

（3）钻井液体系对水泥浆污染严重，注替过程中水泥浆因“闪凝”造成固井失败。

（4）地层承压能力低，在井深6 800 m处进行了地层承压实验，钻井液当量密度1.90 g/cm3（未破）；钻至井深6 992.72 m发生井漏，漏失密度1.80 g/cm3的钻井液38.35 m3，漏失井段6 992.72 m～6 992.89 m，固井施工存在井漏风险。

3 昆2加深井水泥浆设计

3.1 水泥浆体系选择

（1）在体系中加入35%～40%石英砂，防止水泥石在高温下强度衰退[3]；为保持水泥浆的稳定性，提高水泥石的致密度，石英砂选择100目和250目～320

目两种粒径按一定比例复配，进一步保证水泥石强度[4]。

（2）针对昆2加深井套管与地层的间隙小，且四开固井有较长封固段（2 746 m），要求水泥浆必须具有良好的流变性能。在水泥浆配方中应用液体降失水剂和固体减阻剂，既能明显改善水泥浆流变性能，又能在一定加量下很好地控制失水。其中，液体降失水剂是AMPS/AM/AA/MA的四元共聚物，具有较宽的温度适应范围和良好的抗盐性能；固体减阻剂为酮醛缩合物，可耐高温，与其他外加剂配伍性良好。

（3）针对昆2加深井井底温度高、长封固段大温差（上下温差77℃）固井，选用AMPS多元共聚物类超高温缓凝剂，克服了天然糖类及其衍生物、有机酸等缓凝剂不抗高温、影响水泥浆早期强度发展等缺陷。既保证水泥浆高温下安全泵送，又满足顶部水泥石早期强度发展要求。

3.2 水泥浆配方确定

经过大量室内实验，确定Ф177.8 mm技术尾管水泥浆配方如下：

G级水泥（HSR）+35%石英砂+1.0%减阻剂+0.4%悬浮剂+12%降失水剂+8.0%缓凝剂。

Ф127 mm油层尾管水泥浆配方如下：

G级水泥（HSR）+40%石英砂+0.5%减阻剂+0.5%悬浮剂+13%降失水剂+5.8%缓凝剂。

4 水泥浆室内实验

4.1 水泥浆性能实验

从表2、表3可以看出，水泥浆失水小，浆体稳定，流动性好，顶部强度发展正常，各项性能可以满足固井施工要求。

4.2 水泥浆抗污染性能实验

水泥浆与钻井液接触污染往往给固井施工安全带来极大隐患。为了保证固井施工安全，对水泥浆抗污染性能进行了评价，实验结果（见表4，表5）。

表1 昆2加深井实际井身结构

表2 技术尾管水泥浆化验结果

表3 油层尾管水泥浆化验结果

表4 钻井液性能表

从表5的实验数据可以看出，水泥浆抗污染性能差，只要一接触就会存在严重的污染，出现了流动性变差、稠化时间缩短的现象。为了保证施工安全，决定采用新配钻井液作为隔离液[5，6]，新配钻井液主要降低了有害固相和黏度，室内评价结果（见表6）。

从表6可以看出，新配的钻井液与水泥浆抗污染性能良好，可以满足安全施工要求。

表5 水泥浆抗污染实验结果统计

表6 水泥浆抗污染实验（新配钻井液）

4.3 超高温缓凝剂稳定性实验

为进一步确保施工安全，分别评价了超高温缓凝剂对温度、加量、水泥浆密度波动的敏感程度，具体实验结果（见表7～表9）。

实验结果表明，其他化验条件不变，温度变化±3℃，稠化时间仍然能够满足固井安全施工要求。

实验结果表明，其他化验条件不变，水泥浆密度变化±0.02 g/cm3，稠化时间变化较小，完全能够满足现场安全施工要求。

实验结果表明，其他化验条件不变，缓凝剂加量变化±0.2%，加量增大未出现超缓凝现象，加量减小稠化时间能够满足现场安全施工要求。

通过上述系列实验证明，超高温缓凝剂抗高温性能好、对温度、加量、水泥浆密度波动敏感程度较小，保证了现场施工时稠化时间的可调性。

5 固井工艺技术

（1）入井流体依次为，新配制钻井液、冲洗液、隔离液、水泥浆、后置液、钻井液，利用新配制钻井液和前置液（冲洗液和隔离液）充分隔离钻井液和水泥浆。其中，冲洗液采用清水+10%冲洗剂，配制密度1.10 g/cm3的冲洗液。冲洗剂由三种表面活性剂、渗透剂及井壁稳定剂复合而成，可提高冲洗效果，同时降低环空液柱压力起到防漏效果；隔离液采用清水、悬浮剂、加重材料配制，悬浮剂由高分子聚合物、表面活性剂、黏土抑制剂组成。高分子聚合物可提高隔离液的黏度，降低其滤失量，表面活性剂可改变套管和井壁的润湿性，利于胶结质量的提高，黏土抑制剂可有效保护井壁，增加井壁稳定性。该隔离液配制方便，将悬浮剂加入清水中，充分水化后使用加重材料加重至设计密度即可。

表8 密度波动对固井水泥浆稠化时间的影响结果

表9 水泥浆缓凝剂加量波动对固井水泥浆稠化时间影响结果

（2）保证套管居中，设计合理的扶正器，技术尾管悬挂器以下5根套管，1根套管加1只扶正器，非气层段5根套管1只整体式弹性扶正器，气层段2根套管加1只扶正器。油层尾管悬挂器以下5根套管，1根套管加1只扶正器，重叠段3根套管加1只扶正器，其他井段2根套管加1只扶正器。

（3）为防止替空、保证浮鞋浮箍位置封固质量，技术尾管管内留塞300 m，油层尾管管内留塞200 m，顶替过程中替量超出0.5 m3未碰压停止施工。

（4）技术尾管采用Ф244.5×双锥内嵌式悬挂器，提高座挂成功率，同时增加过流面积。油层短尾管采用内嵌式+牵制短接悬挂器，解决轻尾管固井中遇到的丢手不易判断、尾管随送入工具提出等固井难题。

（5）顶替水泥浆到位后，先迅速起钻540 m，循环钻井液1.5周以上，采用环空憋压的方式候凝。

6 固井质量

技术尾管固井候凝72 h后，进行CBL测井，固井水泥返深4 031.59 m，平均声幅值23.54%，固井质量达到设计要求。

油层尾管固井候凝72 h后，进行CBL测井，水泥返深6 404.81 m，平均声幅值25.47%，固井质量达到设计要求。

7 结论

（1）通过水泥浆体系的优选、水泥浆性能的优化及水泥浆安全性能评价等一系列室内实验，形成了一套适用于昆2加深井技术尾管、油层尾管固井水泥浆配方。

（2）通过细致周密的现场组织，固井施工顺利实施，验证了该水泥浆体系基本可满足高温深井固井要求。解决了超深井昆2加深井高温、大温差、小间隙固井，水泥浆高温稳定性以及水泥浆抗污染等注水泥浆施工安全的问题。

（3）该水泥浆体系的研究与应用，为进一步优化柴达木盆地高温深井固井水泥浆打下了基础，积累了宝贵的经验。

（4）水泥浆在165℃附近出现了较明显的稠化时间“倒挂”现象，现场应用中不利于油气水防窜[7]。

（5）评价引进新的高温水泥浆体系，以保障柴达木盆地勘探开发需要，是固井工作者今后努力的方向。