郭广平 焦建芳

(中国石化西南石油局固井公司)

川西超高密度水泥浆固井技术

郭广平 焦建芳

(中国石化西南石油局固井公司)

中国石化西南分公司在川西凹陷孝泉—新场构造带上部署了一系列预探井，以探索孝泉构造上三叠统须家河组二段各砂组含气性为主要目的。但在钻进过程中出现多次复杂现象，特别是在三叠系上统须家河组五段至三段，井漏和溢流频发，压力系统多且存在异常高压层段，固井施工难度极大。选取了该区块具有代表性的新场12井技术套管固井为例，对该井地质构造、井身结构、井眼状况等进行了介绍，对固井难点进行了分析，提出了的固井技术措施建议，特别针对新场12井在须家河组五段至三段异常高压的情况，通过大量室内实验，研究和配制了密度高达2.45g/cm3的水泥浆，经过充分的准备工作，成功进行了该井Φ193.7mm技术套管下深4697m的一次性固井施工，为解决川西地区超高压气井固井难题打下了良好的基础。图3表2参2

高压气井 超高密度 水泥浆 固井

0 概况

新场12井是目前川西同类型深井中地层压力最高的一口井，该井位于孝泉—新场构造带，即四川盆地西部坳陷中段鸭子河—孝泉—新场—合兴场—丰谷构造带之中段。

该井设计完钻井深5100m，一开Φ339.7mm套管，下深 299.00m;二开 Φ273.1mm套管，下深2456.00m;三开采用Φ241.3mm钻头进入须二顶界，下入 Φ193.7mm油层套管，封固井段长达4697m，以封隔上部须四、须三异常高压层段，保护须二层段。该井在蓬莱镇组、沙溪庙组、须家河组油气显示频繁，侏罗系中统遂宁组上部及以上地层为正常压力带，压力梯度为 0.0100 MPa/m ～0.0160MPa/m，三叠系上统须家河组五段至三段为异常高压段，压力梯度为0.0180MPa/m ～0.0195MPa/m，须二为正常高压段，压力梯度为0.0150 MPa/m ～0.0160MPa/m，整个压力梯度呈现低—高—低的特点。三开地层特性为:断层多，泥页岩水敏性强，地层不稳定，钻进过程中易掉块、坍塌，存在多次井漏和溢流现象，且油气层分布广泛，显示异常活跃，特别是3749m～3849m为多个裂缝性气层，存在异常高压，目前井内泥浆密度2.40g/cm3才能基本满足起下钻要求，防气窜难度极大，固井施工面临巨大的挑战。

1 固井难点分析

1.1 封固井段长，上下温差大

本开采用单级一次性封固，固井封固段从井底4697m至井口，且要求水泥浆一次返至地面，固井一次性注入水泥浆量大，施工时间长。井底静止温度达到116℃，地面环境温度约16℃，上下温差达到100℃，对水泥浆性能提出了更高的要求。

1.2 气层分布广，显示活跃，防气窜困难

本开裸眼段2562m～4281m分布十几个油气层，油气显示异常活跃，特别是 3835.50m～3849.50m的裂缝性气层存在异常高压，给固井防气窜带来了巨大的挑战。

1.3 井眼条件复杂，漏喷现象严重，压力窗口窄

裸眼段地层压力系统不统一，整个压力梯度呈现低—高—低的特点。该井在钻进过程中多次发生严重的漏失和气侵，通过多次堵漏措施，钻至设计井深，但在套管下到设计井深后，循环发生漏失，井口失返。总体表现在固井施工安全窗口窄，兼固防漏与防喷、防气窜，极大地增加了固井的难度。

1.4 超高密度水泥浆设计困难

由于地层压力高，泥浆密度达到了2.40g/cm3，且井眼情况复杂，在进行反复论证之后决定使用密度为2.45g/cm3的超高密度水泥浆固井，但设计超高密度水泥浆存在如下难点:

(1)浆体稳定性与流变性互为矛盾

若浆体流变性差、粘度大，加重材料就不会发生沉降，但是不利于泵注;若浆体流动性好，可能导致固相颗粒下沉，影响施工安全和固井质量。

(2)水泥浆稠化时间不好调节

在高温高压条件下，由于超高密度水泥浆处理剂抗高温能力有限，常造成稠化时间不好调节，易出现鼓包等现象。

(3)超高密度导致水泥石强度难以达到工程要求

超高密度水泥浆的外掺料加量大，胶结相含量相对较少，造成水泥石强度低。

(4)高温差导致水泥石强度难以达到工程要求

井底静止温度达到 116℃，井底压力为110MPa，在如此高温高压且封固段长的情况下，首先需要优先保证水泥浆有足够的稠化时间满足施工的要求。但是由于上下温差达到100℃，加之超高密度水泥浆中加入了大量外掺料，在保证施工安全的同时会导致水泥石强度发展缓慢，特别是近井口水泥浆由于环境温度低，易出现超缓凝现象，从而影响上部井段的封固质量。

(5)超高密度水泥浆防气窜困难

在低温高压时，由于水泥浆候凝时间长，候凝期间水泥石的早期强度发育缓慢，有可能引起环空气窜发生。

1.5 干灰混配和浆泵注困难

超高密度水泥浆的外掺料与水泥密度相差大，干灰混配时外加剂、水泥和加重剂之间可能混配不均匀，同时混制的水泥灰在运输过程中，可能产生严重的分层，造成灰样整体均一性差，施工过程中配注水泥浆密度很难控制在设计要求范围内。另外本次施工设计水泥浆密度高达2.45g/cm3，浆体的泵注难度大，对泵注设备要求很高，施工过程中有可能发生“高压憋泵”等异常复杂情况。

1.6 顶替效率不易保证

由于压力窗口窄，限制了施工排量，井内泥浆粘度高且含油，高密度水泥浆不能实现紊流顶替，同时井眼内通过多次堵漏后，部分堵漏材料粘附于井壁上，不能循环带出。加之水泥浆在环空中的运移段长，各相流体在流动过程中相互污染，井壁和套管壁粘附浮泥皮与水泥浆的掺混等因素，影响水泥浆顶替效率，固井质量难以保证。

2 固井工艺技术方案

根据井眼情况，为了更好地封固高压气层，需要从管串结构设计、扶正器的选用与安放、前置液设计、固井水泥浆性能调整、固井顶替技术等多方面入手，主要采取了以下几点措施:

(1)良好的井眼质量与井眼稳定是保证下套管及固井作业成功的关键。下套管前对遇阻卡的井段和缩径井段进行认真划眼处理和短程起下钻作业，充分循环泥浆，保证井眼清洁通畅。调整泥浆性能，准备先导浆 30m3，密度为 2.42g/cm3、粘度小于50s、屈服值小于20Pa、不含油，保证井壁稳定同时提高顶替效率。

(2)为保证套管居中度，重叠段采用每5根套管加1个刚性扶正器，裸眼段每3根套管加1个弹性扶正器。

(3)使用冲洗液与加重隔离液组合的前置液体系，有效冲洗和悬浮沉砂，隔离钻井液与水泥浆，并加大隔离液用量，合理设计施工排量，使冲洗液达到紊流，为水泥浆的有效顶替提供良好的先决条件。

(4)使用双凝水泥浆柱结构，0～2656m井段采用密度2.45g/cm3的加重膨胀水泥浆体系;2656m～4697m井段采用密度2.45g/cm3的加重防气窜水泥浆体系，防止气窜;做好水泥浆高点、低点的全性能检测，以满足现场调整施工参数的需要。

(5)针对隔离液和水泥浆密度超高，隔离液采用批混的方式泵注，水泥浆采用过渡罐泵注，保证入井流体达到设计要求。

3 超高密度水泥浆技术

3.1 超高密度水泥浆设计思路

(1)要求水泥浆具有较好的稳定性。

(2)要求水泥浆具有较好的流变性能。

(3)水泥浆稠化时间可调性强，能够保证施工安全。

(4)水泥浆强度发展快，特别是低温下的早期强度。

(5)要求水泥浆具有较好的防气窜性能。

3.2 加重材料的选择

合理选择加重剂是配制超高密度水泥浆体系的关键。重晶石、钛铁矿、磁铁矿、赤铁矿、砷铁矿、方铅矿均可用于水泥浆加重，但还必须从加重效果、杂质含量对流动性影响程度、化学杂质对外加剂的敏感性反应、货源及加工运输成本、细度可控范围与稳定性要求等方面综合考虑。

通过室内实验，优选出赤铁矿Ⅰ型(80目—120目、ρ:5.05g/cm3)和Ⅱ型(80目—120目、ρ:6.0g/cm3)作为水泥浆的加重剂。通过粒度级配后，与适当的外加剂配合使用时水泥浆密度在2.2 g/cm3～2.6g/cm3范围内可调，且对水泥浆的稠化时间影响较小，既能有效提高水泥浆密度，又能解决浆体稳定性问题，同时能够保证水泥石的胶结强度。

3.3 水泥浆外加剂优选

(1)降失水剂

对于超高密度水泥浆体系而言，要求选择的降失水剂对水泥的早期强度、流变性、稠化时间、凝结时间等无不良影响。且降失水剂的相对分子质量大小、分子分布以及分子形态合理，高含盐情况下稳定性好，不发生盐析，有足够的吸附基团，在盐水中仍具有优异的降失水效果。

(2)分散剂

分散剂在超高密度抗盐水泥浆体系中不仅要有高效的分散性能，而且必须具有良好的抗盐性。SXY为磺化酮醛缩聚物，是目前国内使用最好的油井水泥分散剂，其抗温性能达到130℃，且在饱和盐水配浆情况下仍然具有良好的分散性能，被国内很多油田广泛使用。

(3)缓凝剂

缓凝剂的作用主要是调节水泥浆的稠化时间，选择的原则是对温度敏感性低、与其他水泥外加剂配伍性好、性能稳定，另外水泥的稠化时间对缓凝剂的加量不能太敏感，否则稠化时间难以调节，且现场应用的风险极大。

(4)增塑剂

通过在水泥浆内加入一定量的增塑剂，提高水泥石塑性。

3.4 水泥浆性能评价

通过大量的实验，得到超高密度水泥浆配方:

夹江G级水泥+70%加重剂(Ⅰ型+Ⅱ型)+1.0%降失水剂+1.5%膨胀剂+1.5%早强增塑剂+0.6%分散剂+0.2%消泡剂+0.5%高温缓凝剂+水。

实验条件为:温度95℃，压力110MPa，升温时间60min。

配制的超高密度水泥浆的综合性能数据列于表1。图1是测得的水泥石柱上下密度差数据，稠化时间曲线和强度发展曲线分别见图2、图3。

表1 水泥浆综合性能

图1 2.45g/cm3水泥石柱密度变化

图2 稠化曲线

图3 顶部强度曲线

由上述图表得:水泥浆密度达到2.45g/cm3的设计要求，可以压稳气层，且浆体综合性能良好，API失水量仅为33ml，失水量远远低于固井规范上要求技术套管小于100ml的要求，使之在井下流动时水泥浆的良好流态得以保存，防止因失水产生高泵压的危险情况。在流动度达到22cm的良好流态下还做到了无游离液，上下密度差小于0.025g/cm3的状态，基本解决了超高密度水泥浆流动性与沉降稳定性之间的矛盾。

由图1得，水泥浆初始稠度不高，且随着温度和压力的升高水泥浆的稠度有明显的降低，在施工过程中水泥浆的这种热稀释性能可有效减小泵压，降低压漏地层的风险。稠化曲线平稳，稠化时间满足施工安全时间，而且过渡时间短，在这种高气窜风险井中能发挥良好的防气窜性能。

由图2得，水泥浆胶凝值始终大于3000，具有良好的防气窜性能，且起强度时间短，强度发展快，在40小时左右抗压强度能够达到20MPa，由此成功的解决了长封固段固井水泥石顶部早期强度不足的难题。

4 地面模拟配浆试验

为了确保超高密度水泥浆连续施工和安全泵注，检测固井设备及水泥浆配方，特组织车辆进行了地面模拟配浆试验。整个混配过程连续顺利，配置浆体均匀，设计水泥浆密度2.45g/cm3，实际配浆密度最高达到2.53g/cm3，浆体始终保持良好的流动性，现场取样测得浆体密度2.45g/cm3，流变数据见表2。

表2 水泥浆流变性能

地面模拟配浆试验成功为本次固井打下了成功的基础。

5 现场应用

通过对超高密度水泥浆性能综合考虑和检测，现场施工设备的运行以及在施工过程可能出现的各种异常情况进行充分考虑，新场12井Φ193.7mm技术套管一次性长封固施工顺利完成。施工水泥浆平均密度2.44g/cm3，施工排量1.0m3/min，井眼不涌不漏，水泥浆返至井口，全井筒试压合格，井口无气窜，固井质量优良，为下一开钻进施工打下了坚实的基础。

6 结论

新场12井超高密度水泥浆固井成功为今后四川地区高压气井固井提供了宝贵的经验，从本次固井中得到以下结论:

(1)固井平均密度高达2.44g/cm3，固井质量完全达到了工程要求，是中国石化西南石油局固井公司首次超高密度水泥浆固井作业，同时也是中国石化同类型固井施工中固井水泥浆密度最高的一口成功实施井。

(2)地面模拟配浆试验是本次固井成功的基础。

(3)常温水泥石早期强度发展快、强度高，解决了一次性超高密度固井技术难题。

(4)超高密度水泥浆颗粒级配相当重要，对加重剂的比例、粒径、形状的合理搭配提出了更高的要求。

(5)超高密度水泥浆的应用必须结合室内实验和现场实际，通过对体系配方和现场设备的调整，使水泥浆的室内性能与入井性能保持一致，保证固井施工安全。

1 肖德胜.钛铁矿高密度水泥固井［J］.天然气工业.1986(6):69－70.

2 郭小阳，杨万盛.安4井超高压固井技术研究［J］.西南石油学院学报，1999，21(1).

CEMENTING TECHNOLOGY USING ULTRA－HIGH DENSITY SLURRY FORWESTERN SICHUAN BASIN

GUO Guangping and JIAO Jianfang(Well Cementing Company，Sinopec Southwest Oil＆ Gas Company)．

In Xiaoquan－Xinchang structural belt of Western Sichuan Depression，a series of wildcat wells are placed to explore gas potential of T3x2in Xiaoquan structure．During especially drilling T3x5to T3x3，lost circulation and overflow are often found．Also，there exist multi－ pressure systems and abnormally high pressure layers．Therefore，it＇s so difficult to implement cementing construction．Taking intermediate casing cementing of Xinchang 12 well as an example，this paper first demonstrates its geological structure，casing program and borehole status，and then analyzes difficulties in cementing，at last advances a cementing treatment．According to abnormally high pressure of well，based on various lab experiments，slurry with ultra － high density of 2．45g/m3is developed．With good preparation，a successful cementing construction has been carried out using Φ193．7mm intermediate casing at well depth of 4697m．It lays the better foundation of solving cementing problem for ultra－high pressure gas wells in western Sichuan Basin．

high －pressure gas well，ultra－high density，slurry，cementing

郭广平，男，1979年出生，工程师;1998年毕业于西南石油大学油田化学专业，目前在西南石油局固井公司生产技术科工作。地址:(618000)四川省德阳市庐山南路81号。电话:13908108089。E－mail:ggp0821@263.net

NATU-RALGAS EXPLORATION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3 ，pp．72－75，7/25/2011

(修改回稿日期 2010－09－14 编辑 景岷雪)