深水固井水泥浆技术难点分析及其防治措施研究

张俊，潘宏霖，张诗航，赵强，胡顺，杨晓榕

油气田开发

深水固井水泥浆技术难点分析及其防治措施研究

张俊1，潘宏霖2，张诗航3，赵强4，胡顺4，杨晓榕4

（1. 中国石化江汉石油工程有限公司钻井一公司固井工程公司， 潜江 湖北 433100； 2.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，湛江 广东 524000；3. 中石化江汉石油工程有限公司井下测试公司，武汉 湖北 430100； 4. 荆州嘉华科技有限公司，荆州 湖北 434000）

深水固井有着不同于陆上油田特有的储层环境，也存在着不同于以往的作业难点及防治方案。综述了近些年来深水固井领域所体现出的重难点及相对应的防治措施，分析了当下海洋油气深水开发上的诸多问题，旨在为深水油气资源开采技术上的进步提供一定的参考和借鉴。

深水； 固井； 防治措施； 综述

在对海洋油气资源的钻完井作业上，由于海底深水区域的低温条件和作业条件的限制，以及浅层流、天然气水合物等易影响地层稳定的因素存在，致使针对海洋深水储层的固井作业难度远高于陆上油田。例如：在位于南中国海的马来西亚海域的深水油田，由Murphy Sabah石油有限公司于2002年成功完成的5口深水井也都显示出存在浅层水流或浅层气流、天然气水合物和脆弱非固结地层的影响，这些井的水深在1 300~3 000 m范围，海底温度约为1.7 ℃，给钻井及后续作业造成了极大困难[1-5]。

也正是在这一背景之下，本文着力于从深水固井作业技术难点、固井技术方案等角度对之进行系统性综述和分析，旨在为深水固井作业提供一定的指导和借鉴。

1 深水固井难点及挑战

1.1 浅层流

浅层流是深水固井作业中所遇到的最主要的问题之一（图1），浅层流动即是在钻至深水上部地层砂时，由于超压含水带的侵入而形成不受控制的流动，继而在井口周围沉积大量的沉积物，这些沉积物削弱了井眼侧向支撑力，使得套管下入变得异常困难。这一问题在海底以下90~2 100 m深度区间内都有可能发生，在深水低温条件下，该情况所造成的危害更为严重，甚至一口井可能包含多个流动层，在固井环节中，浅层流喷发可能使井眼被过度冲刷，造成井径不规则，泥饼清除困难，固井界面胶结质量差，并使固井作业产生微间隙[6-7]；在固井水泥浆体系使用不当的情况下，浅层流还会在候凝时侵入环空水泥浆中产生窜流现象，出现微窜槽。微间隙和微窜槽会使固井水泥环封隔作用效果降低甚至丧失，危及防喷器和隔水管甚至整口井的安全。

图1 浅水层浅层流危害示意图

1.2 天然气水合物的分解

深水固井作业中另一项重要难点即是天然气水合物的存在，该产物形成于高压低温环境下，通常呈球粒状散布于细粒岩石中、或以固体形式填充在裂缝中，亦或是直接以大块固态水合物并伴随少量沉积物的形式存在。天然气水合物在不受干扰的环境中通常是稳定的，然而在钻井和固井过程中产生的热量会造成天然气水合物不稳定，从而产生浅层气体，浅层气除可能会造成井喷外，还会导致防喷器阻塞和压井管线形成天然气水合物塞、钻井液脱水、水泥完整性损失以及气体分离设备过载[8]。在井下深水环境中，海底较高的静水压力和较低的环境温度增加了生成气体水合物的可能性，钻井作业会导致井下温度和压力（图2所示）发生改变从而使得天然气水合物发生分解，进而导致地层胶结变弱，井壁支撑力下降，井径扩大或井眼堵塞，重则造成固井失败。

图2 气体水合物的相平衡温度及相平衡压力[9]

1.3 深水温度的变化

温度对水泥的水化产生较大的影响，温度越低，水泥的水化越慢，在海水深度达到2 000 m的情况下，海洋泥线的温度可能低到3 ℃以下，常规的G级硅酸盐水泥浆此时水化过程受到抑制，也就无法在一定的时间内释放和支撑套管并使钻井作业继续进行；低温下所引起的水泥浆的长期候凝将增加深水作业成本，特别是在目前深水平台日租金奇高的情况下，候凝时间的缩短可以相对降低整个作业费用。除此而外，即使水泥浆在低温下的凝固可以出现，但是在低温下的强度发展也极其缓慢，因此，海洋泥线的低温对水泥浆水化的影响，是深水固井作业中应该首先要解决的问题。

1.4 窄压力窗口

对于相同沉积厚度的地层来说，随着水深的增加，地层的破裂压力梯度不断下降。同时，泥线下地层的孔隙压力相对较高，致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄，这种工况下调整钻井液和水泥浆的密度和设计钻井液和水泥浆的施工泵送参数都遇到了较大的挑战，若是流体密度略高，地层可能被压漏，流体密度略低，地层孔隙流体将进入井眼环空，影响正常作业。

2 深水水泥浆性能要求

设计水泥系统来缓解各种条件是一项具有挑战性的任务。水泥系统必须通过几个设计标准才能满足深水标准。深水水泥泥浆最关键的工程参数是：

（1）稠化转化时间短

海洋深水固井水泥浆体系必须保持较短的稠化过渡时间以最大化减轻深水浅层危害所带来的影响。通常可以采用轻质材料、失液添加剂、硅酸钠、铝酸钠、微硅、硅灰和专门的多用途添加剂这类缩短稠化过渡时间的外掺剂，用以促进帮助稠化转化时间的发展。

（2）低滤失量

深水固井水泥浆的浆体滤失量应小于50 mL·30 min-1，且无游离液。过高的滤失量会导致水泥浆在前期混浆中出现脱水，过多的游离液会导致水泥浆中的流体窜流，导致套管/水泥和套管/地层界面脱粘，导致局部出现封隔失效。

（3）足够的强度

适用于深水固井的水泥浆体系必须在非常低的温度(低至0 ℃)下迅速凝固，并在井底低温环境下24 h内达到至少500 psi的抗压强度，以确保井下恶劣环境下水泥石具有足够的封固强度。

3 深水固井水泥浆体系

3.1 充氮泡沫水泥浆

为应对浅海或深水浅层流固井作业中所出现的气侵和水侵现象，较为普遍且热门的一项举措便是使用充氮泡沫水泥浆体系，该体系由水泥、含有泡沫分散剂和泡沫稳定剂等外加剂及氮气共同形成的三相可压缩流体。在基础性能方面，与常规水泥相比，泡沫水泥浆通常有着更高的黏度和屈服应力，这有助于改善水泥浆的驱替效果，使其具有良好的防窜能力和顶替效率，且由于其杨氏模量较低，泊松比较高，从而提高了对井筒内循环压力和温度的抵抗能力，表现出一定的弹塑性。而就泡沫水泥浆特性而言，泡沫水泥浆还具备较强的可压缩性和膨胀性，能有效补偿滤液损失和压力变化带来的影响。此外，泡沫水泥浆还具有强度发展迅速，添加剂用量少等优势。

Angela Doan[10]等对比研究了新型液体泡沫稳定剂和干式稳定剂的性能表现，研究发现干式泡沫稳定剂在混合过程中就易产生大量泡沫，若不使用消泡剂进行及时控制，会导致泵汽蚀的发生。而与之对应的新型稳定剂，在水泥浆中更易于分散，则能有效改善泡沫水泥的稳定性和均质性（密度均匀分布）。此外，现场应用实例表明，新型液体添加剂能有效改善与水泥浆的混浆性能，且无任何泵汽蚀问题的发生。与传统的干式稳定剂相比，新型液体泡沫稳定剂具有更好的稳定性和可靠性。

3.2 PSD水泥浆体系

PSD(particle size distribution)水泥浆体系是一种颗粒级配水泥浆体系，在水泥浆中，添加的固相颗粒与胶凝材料水泥形成一定颗粒级配，提高堆积密度，即提高单位体积内固相的含量，使固液比最大化。由于其具有较少液含量，因此有利于缩短水泥浆的凝固时间，提高抗压强度，减少水泥浆渗透率，从而提高水泥浆的整体性能。这种水泥浆可以适用于海水含盐度较大的低破裂梯度深水固井，也适合于配制密度较低的水泥浆。

陈英[11]等采用微细水泥作为低温低密度水泥浆外掺剂，在一定程度上增强了水泥石原生强度，经测试发现可使早期强度增加50%～100%以上，这为低密度，超低密度在低温情况下的使用提供了有力的保障，且微细水泥在低温，低密度体系中对水泥体系的沉降稳定性有很大的改善。

3.3 OPSD水泥浆体系

OPSD(Optimized Particle Size Distribution) 水泥浆体系是在PSD水泥浆体系基础上研制的，是一种最优化颗粒级配水泥浆体系，该水泥浆以传统方式混合，性能优于常规泡沫水泥浆，可以防止浅水流，通过添加外加剂还可以防止气窜、有助于胶凝强度的发展。

Fangzhu Xi[12]等基于高填料理论，在此基础上正确选择干混合料的组分，并优化颗粒混合料，使其具有良好的粒度分布。水泥浆与海水混合，由速凝剂、轻质材料和一系列助剂组成。该水泥浆可以满足深水井套管柱固井的一般要求。料浆密度可调节在1.2 g·cm-3和1.7 g·cm-3之间。该水泥浆具有4 ℃(4 MPa·16 h-1)抗压强度发展快、流变性好、抗迁移能力强、无沉淀等优良性能。

4 结束语

就系统性对深水水泥浆固井领域所面临的技术难点及解决措施的归纳总结上可知，目前针对海洋深水固井环境中所面临的问题主要体现在浅层流、天然气水合物的分解、深水温度的变化、压力窗口窄这四大方面，而对应的解决措施上，则主要体现在以提高水泥石早期强度、强化最终固化强度、缩短稠化过渡时间等一系列针对水泥浆配方进行调整的设计方案，这之中包括泡沫水泥、颗粒级配水泥、最优化级配关系水泥等能大大提高深水固井质量的水泥浆配方体系。

本文通过对深水固井难点及防治措施上进行系统性综述，旨在为未来深水固井领域的发展提供一定的参考和借鉴。

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Technical Difficulties Analysis and Prevention Measures of Deep Water Cementing Slurry

1,PAN Hong-lin ,3,4,4,4

（1. Well Cementing Engineering Company of Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co., Ltd., Qianjiang Hubei 433100, China; 2. Zhanjiang Branch of CNOOC (China) Co., Ltd., Zhanjiang Guangdong 524000, China;3. Downhole Testing Company of Sinopec Jianghan Petroleum Engineering Co., Ltd., Wuhan Hubei 430000, China; 4.Jingzhou Jiahua Technology Co.,Ltd., Jingzhou Hubei 434000, China）

Deep water cementing has a unique reservoir environment, so it is different from onshore oilfield, andthere are also different operation difficulties and prevention schemes. In this paper, the key difficulties and corresponding prevention measures in the field of deepwater cementing in recent years were summarized, and many problems in the development of offshore oil and gas in deep water were analyzed, so as to provide some reference for the development of deepwater oil and gas resources.

Deep water; Cementing; Preventive measures; Review

国家科技重大专项（项目编号：2016ZX05028-001-009）。

2020-10-10

张俊，男，工程师，2012年毕业于常州大学油气井工程专业，从事钻井液与完井液工程研究。

TQ 256

A

1004-0935（2020）11-1427-04