元坝气田超深探井小尾管防气窜固井技术

杨红歧 陈会年 邓天安 李小江 魏浩光

1. 中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院；2. 中国石化西南石油工程有限公司固井分公司

元坝气田构造位置位于四川盆地川中低缓构造带北缘，通南巴构造带和九龙山背斜构造带向川中低缓构造带过渡地区，是全球首个7 000余米超深高含硫生物礁大气田，累计获得探明天然气地质储量 2 195.82×108m3，含气面积 350 km2，气藏平均埋深6 673 m，最深7 730 m，以二叠系长兴组为主要目的层［1］。于2014年年底投产，年产气 40×108m3，至今已稳产5年，累计生产天然气160×108m3，是迄今为止我国埋藏最深的大型海相气田，也是目前我国第二大酸性气田。元坝气田具有超深层、高产、高温、超高压、高含硫和多压力系统等特点［2］，是世界上建设难度大、风险高的气田之一。

随着勘探开发的持续深入，固井工作面临更大的挑战，Ø139.7 mm小尾管的固井难题主要是超深、高温、高压和高含酸性气体条件下实现固井水泥环的水力密封长期有效。通过优选耐温200 ℃的防气窜乳液和防腐蚀剂，研发出了抗高温胶乳-纳米硅乳液增强型防气窜防腐蚀水泥浆体系；通过优化硅粉粒径及掺量，基于紧密堆积设计原理设计高密度水泥浆配方，提高了水泥石的高温强度稳定性；通过数值模拟优化水泥浆、前置液、钻井液密度差和流变参数，解决了窄环空间隙条件下的顶替效率难题；现场应用取得了良好效果，形成了高酸性气田超深层小尾管固井配套工艺。

1 地层特性及固井技术条件

1.1 地层特性

元坝气田沉积层序自上而下为白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组，三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、吴家坪组、茅口组等，雷口坡组及以下为海相沉积，须家河组及以上为陆相沉积［3］。开发的目的层为长兴组，元坝7井、川深1井等部分井已探至吴家坪组、茅口组、栖霞组、梁山组、筇竹寺、灯影组。地层主要岩性以灰岩和白云岩为主，裂缝型气藏发育，含有H2S和CO2等酸性气体。完钻时钻井液密度普遍较高，如元坝7侧1井钻至茅口组时气侵严重，气测值居高不下，通过长时间循环排气，并将钻井液密度由1.93 g/cm3提高至2.20 g/cm3才压稳气层。

1.2 固井技术条件

(1)超深井，井身结构复杂、套管程序多。如元坝7侧1井和川深1井均为五级井身结构(见图1)，元坝7侧1井完钻井深6 988 m，川深1井完钻井深8 420 m，最后一层Ø139.7 mm小尾管固井时井眼尺寸为Ø165.1 mm，环空间隙小(理论环空间隙12.7 mm)，固井施工时由于受压力限制，施工排量低，不易提高水泥浆顶替效率。

图1 川深1井井身结构Fig. 1 Casing program of Well Chuanshen 1

(2)海相深层井下温度高。川深1井井底静止温度176 ℃，对水泥浆外加剂抗温性和防气窜性能要求高，且要求水泥石高温下强度不衰退。

(3)钻探层位地层压力高。元坝7侧1井长兴组为裂缝型气层，在6 795～6 801 m油气上窜速度达60.03 m/h，高度达270.14 m，为了有效压稳，钻进过程中逐渐提高钻井液密度，完钻时钻井液密度为2.20 g/cm3。

(4)储层中腐蚀性气体含量高［4-5］，H2S平均含量5.15%，CO2平均含量8.86%，酸性气体对水泥石腐蚀后，会造成水泥石强度降低、渗透率增加，降低水泥环的密封效果。

2 固井关键技术

2.1 抗高温防气窜防腐蚀水泥浆体系设计

水泥浆性能应达到以下要求：(1)密度1.88～2.25 g/cm3；(2)防气窜性能系数SPN值≤2；(3) 48 h、180 ℃水泥石抗压强度≥14 MPa，且高温下水泥石强度稳定，弹性模量≤8 GPa；(4) H2S和CO2共同腐蚀后水泥石抗压强度损失率和渗透率增大率≤20%；(5)具有良好的沉降稳定性，水泥浆柱上下密度差≤0.03 g/cm3；(6)稠化时间可调，曲线稳定。

2.1.1 防气窜与防CO2、H2S腐蚀技术

元坝超深探井井下温度高、气层压力高、含有腐蚀性酸性气体，缝洞型储集体发育，气窜速度快，从增强防气窜性能和耐腐蚀方面进行外加剂优选。

(1)纳米硅防气窜乳液与胶乳防气窜剂［6-8］。纳米硅防气窜乳液是将球形纳米SiO2颗粒通过特殊的处理工艺与水混合形成的乳液，主要成分是球形SiO2，有效固含量达45%为无机材料，耐温超过200 ℃。粒径10～300 nm，一方面提高了水泥浆滤饼的致密性，另一方面有效降低了水泥石渗透率。SiO2表面含有大量硅羟基，具有很高的化学活性，可与水泥水化产物CH反应生成C—S—H凝胶，迅速提高水泥浆的胶凝值，增加了气体在水泥浆中运移阻力，防止气窜。同时SiO2参与水泥水化反应，能够提高水泥石的抗压强度。胶乳是一种聚合物乳液，粒径 150～170 nm，固含 44.9%，耐温达 200 ℃。该乳液的玻璃化温度是90 ℃，在高温下表现出良好的弹性，依靠柔性乳液粒子颗粒填充与聚结成膜作用防止气窜，同时还能降低水泥石的弹性模量。将无机与有机防气窜乳液复配使用，基于胶乳成膜、纳米硅防气窜乳液致密充填与活性胶凝于一体，协同增强防气窜效果。

(2)防CO2、H2S腐蚀外加剂。微观结构分析发现水泥石内部存在许多微孔和喉道，CO2、H2S利用这些孔道和喉道作为储存空间和流动通道，对水泥石进行腐蚀。阻止H2S、CO2混合气体腐蚀水泥石的关键是提高水化产物的耐腐蚀性，降低水泥浆体碱度和水泥石孔隙度、渗透率［9-10］。基于防腐蚀机理，研发了防腐外加剂，其主要成分是Al2O3和SiO2，活性硅铝成分可参与水泥水化反应生成CaAl2Si2O8，从而最大限度降低水泥浆的碱度。同时水泥浆中粒径为纳米-亚微米级的纳米SiO2和胶乳乳膜可充填在水泥石的微孔中，降低了水泥石的孔隙度和渗透率(图2)，协同防腐蚀剂进一步提高水泥石的抗腐蚀能力。

图2 纳米SiO2充填和胶乳乳膜充填水泥石扫描电镜照片Fig. 2 SEM photograph of the set cement filled with nano-SiO2 and latex film

2.1.2 水泥石高温强度衰退控制技术

高温下水泥石强度会发生衰退，固井时通常在水泥中掺入35%～40%的硅粉来改善水泥石高温强度稳定［11-12］。但室内研究发现，当温度超过160 ℃后，虽然加入35%的硅粉，但水泥石强度仍然会发生衰退(图3)。硅粉与水泥水化产物间的反应靠参与反应物质的界面接触及通过最初产物层扩散接触而进行, 温度增高有助于提高反应的速度。当温度超过160 ℃后，硅粉参与反应的速度加快, 与水泥的水化反应几乎同时进行, 但在强度曲线上并不存在明显的强度再增长的迹象［13］，随着时间的延长反而出现了降低的趋势。因此，加入35%硅粉并不能有效解决超高温下水泥石强度衰退的问题。

保持超高温下水泥石强度稳定的主要方法是改善水泥浆中CaO-SiO2-Al2O3物相比例，降低物相中CaO、提高SiO2-Al2O3量，使水泥中Ca/Si摩尔比接近1，有效降低水泥石中氢氧化钙(CH)，减少高碱性水化硅酸二钙(C2SH2)生成，反应产物更多的是高温下强度较高、渗透率较低的雪硅钙石(C5S6H5)和硬钙硅石(C6S6H)，水化产物扫描电镜照片见图4。

图3 160 ℃下加入35%硅粉水泥石强度发展曲线Fig. 3 Strength curve of set cement with 35%fine silica under 160 ℃

图4 180 ℃下水泥水化产物电镜图Fig. 4 SEM image of the hydration product of cement under 180 ℃

硅粉最佳加量为50%～70%，其中粒径180 μm占硅粉总加量的30%，80 μm的占硅粉总加量的70%。而且水泥浆中加入的纳米硅乳液和防腐蚀剂富含SiO2和Al2O3，高温下SiO2先参与水泥水化反应，Si—O键打开，因部分Si—O键与Al—O键共用氧原子，Al—O键也随之被打开，参与水化反应。对加入50%硅粉的水泥石进行XRD分析，产物主要为沸石结构的硅铝钙Ca(AlSiO4)2，在高温下强度稳定。

2.1.3 高密度水泥浆设计方法

高密度水泥浆既要确保具有良好的流动性，又要提高体系的稳定性，基于颗粒级配原理，进行高密度水泥浆设计［14］。主要材料包括水泥、加重剂、硅粉、防腐蚀剂和微硅及水泥外加剂。G级油井水泥颗粒直径 20～100 μm，加重剂颗粒直径 45～75 μm，硅粉颗粒直径 80～180 μm，防腐剂颗粒直径30～40 μm，胶乳和纳米硅乳液固相颗粒直径0.01～0.3 μm，能够更好地充填在空隙和裂缝中，形成良好的空间堆积，比较符合紧密堆积理论，形成致密的水泥石，进一步增强水泥石的强度，并降低渗透率，提升了水泥浆综合性能。

2.1.4 防气窜防腐蚀水泥浆配方

优选了高温降滤失剂、高温缓凝剂、分散剂、消泡剂等其他油井水泥外加剂，形成了抗高温胶乳-纳米硅乳液增强型防腐蚀防气窜水泥浆，其基本配方为：嘉华G级水泥+50%～70%硅粉+0～80%铁矿粉+15%～20%防腐蚀剂SCLK+8%～10%纳米硅乳液SCLS+8%～12%胶乳SCJR-1+4%～6%降滤失剂SCFL-Y+2.5%～3%缓凝剂 SCR-3+0.8%～1.5%分散剂SCD-1+1.2%～1.5%消泡剂SCDF-4+39%～48%水。

2.2 水泥浆性能评价

模拟元坝气田井下条件(稠化实验温度160 ℃、压力150 MPa)，研究抗高温胶乳-纳米硅乳液增强型防腐蚀防气窜水泥浆性能，结果见表1。

表1 抗高温胶乳-纳米硅乳液增强型防腐蚀防气窜水泥浆基本性能Table 1 Basic properties of enhanced anti-gas channeling and anti-corrosion slurry containing high-temperature latex and nanometer silicon emulsion

2.2.1 水泥浆流变性能及稳定性

由表1可以看出，水泥浆流动度≥19.5 cm，表现出良好的流动性能，非常有利于现场施工时水泥浆混配；流性指数n值大于0.75，稠度系数K值小于0.6 Pa·sn，表明高温下流变性能良好，有助于降低井下流动阻力，并有利于提高顶替效率；上下层密度差≤0.01 g/cm3，体系稳定。

2.2.2 水泥浆的稠化时间及滤失量

从表1可看出，不同密度水泥浆稠化时间可调，滤失量小于50 mL。图5是密度2.05 g/cm3水泥浆稠化曲线，可看出水泥浆初始稠度低、曲线平稳、稠化过渡时间≤3 min、直角稠化，有利于防气窜。

2.2.3 水泥浆防气窜性能［15-16］

水泥浆静胶凝强度发展随时间的变化见图6，可以看出，静胶凝强度由48 Pa至240 Pa时间小于15 min，静胶凝强度发展的过渡时间越短，水泥在凝结过程中的失重时间越短，其防止失重引起流体上窜的能力越强。根据表1中不同密度水泥浆稠化时间与API滤失量计算的SPN值分别为0.49、0.32、0.61和0.43，均小于1，证明水泥浆防气窜性能优良。

图5 抗高温增强型防气窜防腐蚀水泥浆稠化曲线Fig. 5 Thickening curve of enhanced high-temperature, anti-gas channeling and anti-corrosion slurry

图6 抗高温增强型防气窜防腐蚀水泥浆静胶凝强度曲线Fig. 6 Static bonding strength of enhanced high-temperature,anti-gas channeling and anti-corrosion slurry

2.2.4 高温下水泥石力学性能

从表1可以看出，180 ℃、48 h 水泥石抗压强度＞14 MPa，满足固井设计要求，图7是密度2.05 g/cm3的水泥浆180 ℃高温养护下抗压强度发展曲线，28 d抗压强度26.5 MPa，水泥石强度始终处于增长趋势，未出现强度衰退的迹象。

元坝气田小尾管固井理论环空间隙12.7 mm，所形成的水泥环很薄，在射孔等外力作用下很容易发生破损，水泥环完整性被破坏，造成环空带压等安全隐患。通过降低水泥石的弹性模量来增强其弹韧性，提高其在外力作用下的形变能力，确保水泥环不易破损。表2是密度1.88 g/cm3的水泥浆抗折强度和弹性模量实验结果，与常规水泥浆相比，胶乳-纳米硅乳液防气窜水泥浆形成的水泥石，在抗压强度基本不变情况下，弹性模量降低了49.6%，抗折强度提高了158.8%。图8是水泥石的应力-应变曲线，可以看出水泥石表现出了良好的弹塑性。这是因为水泥浆中的胶乳具有较低的玻璃化温度，在高温下表现出了良好的弹性，降低了水泥石的弹性模量。而纳米硅乳液中的SiO2粒子直径细微，可以填充在水泥颗粒间，同时这些粒子具有火山灰活性，能参与水泥颗粒间的水化反应，通过化学键的形式与水泥颗粒相互连接，减少了水泥石内部各种的微裂隙，提高了水泥石的整体力学性能。当受外力挤压、剪切等作用时，整个水泥石不易被破坏。

图7 180 ℃水泥石抗压强度曲线Fig. 7 Compressive strength of set cement under 180 ℃

表2 水泥石弹性模量与抗折强度实验结果Table 2 Experimental results of elastic modulus and rupture strength of set cement

图8 180 ℃水泥石应力应变曲线Fig. 8 Stress and strain of set cement under 180 ℃

2.2.5 防 CO2、H2S 腐蚀性能

模拟元坝气田储层CO2、H2S含量，进行160 ℃腐蚀评价实验。由表3可看出，腐蚀后的常规水泥石强度降低值和气体渗透率增长值都较大，防窜防腐水泥石腐蚀后的强度降低和渗透率增加值均＜15%，说明在水泥浆加入防腐剂、纳米级防气窜剂等外加剂后，改善了水泥石孔渗结构，有效抑制了酸性气体对水泥石的腐蚀。

表3 CO2、H2S共同腐蚀下水泥石抗压强度与渗透率变化实验结果Table 3 Experimental results of compressive strength and permeability of set cement under the joint corrosion of CO2 and H2S

2.3 提高固井质量工艺

2.3.1 提高水泥浆顶替效率技术

元坝气田小尾管固井时由于井眼尺寸较小，通常下入无接箍或小接箍套管，不能安放套管扶正器，部分井使用扶正短节，居中度仅达到30%，水泥浆顶替效率低，严重影响固井质量。使用小尾管固井时的施工排量(0.8 m3/min)、利用FLUENT软件进行模拟［17-18］，分析套管居中度为30%时的顶替效率，确定合理的钻井液、隔离液、水泥浆密度差、流变参数。模拟发现，当密度差为0，隔离液接触时间在15 min时，顶替效率在65%～70%之间；当密度差≥0.12 g/cm3时，顶替效率能够大于85%，且需要的顶替时间较短。设计顶替排量为0.8 m3/min、居中度为30%、密度差为0.12 g/cm3、隔离液接触时间15 min，通过数值模拟确定了3种流体的流变参数分别为：钻井液动切力10～18 Pa，隔离液n值取0.3～0.6、K值取0.9～1.5 Pa · sn，水泥浆n值取0.6～0.9、K值取0.7～1.0 Pa · sn，顶替效率能够大于89%。模拟还发现隔离液K值和接触时间对顶替效率的影响比较大。

2.3.2 防气窜工艺

(1)元坝气田是裂缝型气藏，气窜速率快，气液置换效应明显，很难完全有效压稳。采用“以快制气”防气窜固井工艺，用尾浆封固气层段，尽可能压缩尾浆稠化时间，在尾浆替浆到量后30 min内稠化，实现快速凝固，以降低气窜发生的危险。

(2)采用分段压稳设计方法，设计环空浆体结构［19-20］，并使用环空加压候凝，候凝分2个阶段，第1个阶段是尾管固井结束后，起1柱钻具，然后采用反循环洗井，给气层施加一定的液柱压力，第2阶段是洗井结束后，关闭环空，憋压候凝，直到水泥浆完全凝固。

3 现场应用

该技术在元坝7侧1井和川深1井Ø139.7 mm小尾管进行了应用，固井质量综合评定优良率达到了100%。该技术还在元坝204-1H井、河嘉202H井、川深1井等3口井的Ø193.7 mm生产套(尾)管固井中进行了应用，固井质量综合评定合格率100%，优良率67%。

元坝7侧1井是在元坝7井的原井眼用Ø165.1 mm钻头从6 160 m处侧钻，侧钻井深6 988 m，Ø139.7 mm小接箍尾管下深6 919 m，尾管悬挂器顶深5 295 m，完钻钻井液密度2.20 g/cm3，目的层为茅口组，井底静止温度155 ℃。该井6 407～6 952 m 井段内共有14个气层，钻进至井深6 834.63 m时，钻井液密度2.13 g/cm3，后效严重，点火橘黄色火焰高6～8 m，提密度至2.20 g/cm3，火焰熄灭，后效消除。在6 805～6 880.3 m段存在着间断性漏失，共漏失钻井液262.66 m3。固井难题是高压防气窜、防酸性气体腐蚀、防漏、窄环空间隙下提高顶替效率［21］和保持薄水泥环的完整性。

设计使用抗高温胶乳-纳米硅乳液增强型高密度防气窜防腐蚀水泥浆体系，为降低固井漏失的风险，入井浆体密度基本保持一致，下完套管后，将钻井液密度降为2.16 g/cm3。设计隔离液密度为2.18 g/cm3、领浆密度为 2.18 g/cm3、尾浆密度为2.18 g/cm3。由于密度差较小，使用固井软件对施工过程进行模拟，当隔离液接触时间≥20 min时，顶替效率能够达到90%。为降低气窜风险，在保证施工安全的前提下尽可能缩短尾浆稠化时间，确保尾浆能够快速凝固，实现“以快制气”。

固井时水泥浆基本配方为：嘉华G级水泥+50%硅粉+118%铁矿粉+15%防腐蚀剂SCLK+8.0%纳米硅乳液SCLS-1+8%胶乳SCJR-1+6%降滤失剂SCFL-Y+3%缓凝剂SCR-3+0.5%消泡剂SCDF-4+39%～51%水。水泥浆主要性能见表4。

表4 元坝7侧1井小尾管固井水泥浆性能Table 4 Properties of the slurry for small-liner cementing in Well Yuanba 7-C1

现场入井液依次为16 m3密度2.18 g/cm3的加重隔离液，10 m3密度2.20 g/cm3的领浆，10 m3密度2.22 g/cm3的尾浆，1 m3密度2.20 g/cm3的压塞液，替入14 m3密度2.16 g/cm3的钻井液，6 m3密度2.20 g/cm3的保护液，替入17 m3密度2.16 g/cm3的钻井液，1 m3的清水。起尾管送放钻具、循环洗井，环空憋压 5 MPa候凝48 h。

候凝结束后，下钻探塞，上下部水泥塞达到设计要求，且强度高，扫塞钻时长、钻压大，扫塞及循环处理钻井液期间未气窜。原井浆试压12.5 MPa，稳压30 min，压降0.18 MPa，试压合格。测固井质量显示第一界面胶结优良段占整个封固段的77%，第二界面胶结优良段占整个封固段的79%，固井质量综合评定为优良，达到了高压防气窜的固井目的。

4 结论

(1)研选了胶乳和纳米硅乳液作为防气窜剂，配套了防酸性气体腐蚀剂，开发了抗高温增强型防气窜防腐蚀水泥浆体系，适应温度达180 ℃，密度1.88～2.25 g/cm3，滤失量＜50 mL，SPN值小于 1，胶乳可以有效降低水泥石的弹性模量，纳米硅乳液里的纳米亚微米级的SiO2可充填在水泥石的空隙里，一方面降低了水泥石渗透率，另一方面提高了水泥石抗压强度。水泥石180 ℃、48 h抗压强度大于14 MPa，弹性模量小于8 GPa，且长期强度不衰退，耐H2S、CO2腐蚀。

(2)形成了提高固井质量配套技术，通过优化钻井液、隔离液和水泥浆的流变性能，合理设计隔离液接触时间，能够提供低居中度下水泥浆顶替效率，采用“以快制气”、分段压稳设计等工艺可有效解决环空气窜的难题。

(3)受实验仪器耐温及实验室安全的限制，笔者对于酸性气体腐蚀水泥石研究，实验评价最高温度为160 ℃，而元坝气田海相碳酸盐岩储层地质条件复杂，超过7 500 m特深层井底静止温度超过170 ℃、压力超过150 MPa，固井面临超高温、超高压防气窜难题，酸性气体在该温压条件下对水泥石的腐蚀机理还不明确。建议针对特深油气藏开展防气窜防腐蚀固井技术需求，研发新型耐超高温防气窜剂，开展200 ℃的条件下H2S、CO2对水泥石的腐蚀规律研究。