庄成宏 王良才

(中国石化集团西南石油局固井公司)

粉煤灰低密度水泥浆在塔河油田简化井身结构井中的应用

庄成宏 王良才

(中国石化集团西南石油局固井公司)

塔河油田90%以上的开发井采用了简化井身结构，这类井第二级固井封固段长，在采用常规水泥浆固井作业时，容易发生施工和候凝过程水泥浆漏失，返高达不到固井设计要求，最终导致固井质量差，严重影响后期完井作业，油井寿命降低。基于粉煤灰配方的室内实验，研制了低密度水泥浆，从根本上解决了塔河油田简化井身结构井第二级返高不够和固井质量差的难题，并在该油田取得了良好的应用效果。表6参6

固井 简化井身结构 水泥浆 低密度 粉煤灰

1 简化井身结构井固井发展过程及遇到的问题

塔河油田是中国石化重要的能源接替基地，从20世纪90年代开始大力开发，为缩短钻井周期和节约成本，90%以上的开发井采用了简化井身结构。这种井深结构采用表层套管下至井深1200.0m，油层套管下至井深5400.0m～6400.0m。油层套管采用双级固井，分级箍位置一般下至井深3800.0m～4400.0m。二级封固段长达3800.0m～4400.0m，这给固井施工和水泥浆设计带来两个方面的困难:①由于地层承压能力低，常规密度水泥浆往往在施工和候凝过程就发生漏失，80%以上的井在替浆过程就发生渗透性漏失，甚至引发明显漏失或井口失返，大量声幅资料显示，水泥浆返高基本都未进入上层套管内，导致达不到钻井设计要求;②由于封固段较长，上下温差达到80℃左右，水泥浆强度发展极不均匀，固井质量较差，给后期作业带来系列问题，缩短了油井开采时间，造成巨大的经济损失。

为解决以上难题，从2004年开始，塔河油田在第二级使用以漂珠为减轻材料的低密度水泥浆体系，这种体系应用后，第二级返高和固井质量得到一定的提高，但仍然有不少井在替浆过程发生漏失，导致第二级水泥浆返高达不到设计要求。分析原因如下:①漂珠在井底高温高压下渗水或破碎，造成密度升高，导致水泥浆内自由水减少，流动性变差，流阻增加产生高泵压或蹩泵现象;②漂珠水泥浆体系本身具有较强触变性，施工过程中一旦有较长时间停顿，水泥浆会很快形成结构，当再次开泵的时候，泵压偏高。所以，采用漂珠低密度水泥浆之后仍然未能从根本上解决问题。与此同时，漂珠水泥浆体系的成本也在逐年上升。

因此，现急需研究既可确保固井质量、降低固井成本，又能保证固井生产的低密度水泥浆体系，实现对现有常规水泥浆体系和漂珠低密度水泥浆体系的替代。

2 实验仪器、药品及材料

2.1 实验仪器

表1 实验仪器名称、型号及生产厂家

2.2 实验药品及材料

表2 实验药品及材料名称、代号、生产厂家

3 粉煤灰低密度水泥浆体系室内研究

粉煤灰低密度水泥浆体系与漂珠水泥浆体系相比较，具有成本低［1］，在可调应用密度为1.50g/cm3～1.80g/cm3［2－4］的范围内能达到固井施工所要求的抗压强度，具有较好的沉降稳定性，渗透率较低的特点，同时还有抗硫酸盐腐蚀的能力。目前主要推广应用于低压易漏井、长封固段、欠平衡井等的固井施工作业［5］。

粉煤灰低密度水泥浆的各项性能是固井设计、施工安全和保证固井质量的关键指标。为了保证施工顺利和提高固井质量，必须要求粉煤灰低密度水泥浆的各项性能良好，主要包括密度、流变性、失水量、稠化时间、稳定性等。稳定性可以通过控制失水和其他外加剂来调节保证。因此，本文主要从密度、流变性、失水量和早期抗压强度等四个关键方面对粉煤灰低密度水泥浆进行了研究。

3.1 粉煤灰低密度水泥浆密度的研究

粉煤灰水泥浆的密度主要是通过水灰比和粉煤灰的用量决定的，水泥浆密度随着水灰比和粉煤灰加量的降低而增加，水泥石抗压强度随着水灰比的增大而降低。由于粉煤灰自身缺少足够的活性，同时其密度相对较大，故所配制的水泥浆大多存在着密度较大、强度较低、析水量较高等缺陷。若通过增大水灰比来降低密度，水泥浆的稳定性差，游离液增加，水泥石抗压强度相应下降，体积的收缩率同时增大。因此，粉煤灰低密度水泥浆的配制必须要精确控制水泥与粉煤灰的配比，并兼顾密度、强度和析水量的关系。本文将水泥与粉煤灰的配比控制在1∶1左右，同时为使密度达到要求，适当地加大水灰比，实验数据见表3。实验中选用的G级水泥密度为3.15g/cm3，粉煤灰为2.0g/cm3，淡水为1.0g/cm3。经过调整后水泥浆的密度基本稳定在1.61g/cm3左右。

表3 粉煤灰低密度水泥浆配比控制及密度等参数表

从表3可知:当水泥与粉煤灰的配比为1∶1左右，水灰比为0.62时，水泥浆密度为1.61 g/cm3，在93℃条件下养护48小时后的抗压强度可以达到7.6MPa，而析水量仅为4.0ml。对于低密度水泥浆而言，在密度较低时，其抗压强度相对较高，析水量低，具有较好的固井施工作业性能。

3.2 粉煤灰低密度水泥浆流变性能的研究

水泥浆的流变性是保证固井施工安全和提高顶替效率的关键参数。粉煤灰低密度水泥浆的流变性通常采用塑性粘度、动切力、稠度系数和流性指数表示，考虑到该体系为低密度水泥浆，其中含有大量比表面积较大的粉煤灰，使得自由水含量较低，流变性较差，因此，在室内实验过程中加入特定的减阻剂或分散剂，从而使粉煤灰低密度水泥浆达到良好的流动性能，见表4。

表4 不同密度的粉煤灰低密度水泥浆流变性能参数

从表4可知:当水泥与粉煤灰的配比为1∶1左右，水灰比为0.70左右时，水泥浆密度为1.60g/cm3左右，通过加入的减阻剂或分散剂，其吸附在水泥颗粒表面正电荷位置上，使得离子表面带同种电荷，于是在电性斥力作用下抑制颗粒聚集，同时使水泥颗粒之间处于相对稳定的悬浮状态。由于分散剂的加入可以使水泥水化初期形成的絮状凝聚体瓦解，使其絮状结构内包裹的水释放出来而改善水泥浆的流动性能，在93℃条件下的流变参数相对较好，其流性指数更接近于1，稠度系数较低，具有较好的流变性。

3.3 粉煤灰低密度水泥浆失水量的研究

失水量是保障注水泥施工作业安全进行的主要参数，失水量过大将导致水泥浆失去流变性，造成出现环空桥堵和高泵压现象，发生固井事故。因此，在水泥浆配比基本固定的情况下，根据水泥浆必须控制失水量的要求，加入降失水剂进行实验，结果见表5。

表5 不同密度粉煤灰低密度水泥浆失水、析水、常压养护强度和试块收缩实验数据

从表5可知:当水泥与粉煤灰的配比为1∶1左右，水灰比为0.70左右时，水泥浆密度为1.60g/cm3左右，加入的降失水剂，具有的水溶性大分子链在溶液中通过氢键形成胶状聚集，这种稳定的凝胶聚集物楔入水泥滤饼的微空结构，有效地降低了滤饼的渗透率。另外，这些高分子链上的极性基团吸附在水泥颗粒表面，以其吸附、溶剂化作用以及对不同粒度水泥颗粒的级配作用，构成结构致密的水泥滤饼，降低水泥浆的失水量。在93℃条件下，其失水量和析水量均相对较低，48小时抗压强度较高，水泥石收缩仅为5.5%，均达到固井施工作业的要求。

3.4 粉煤灰水泥石早期强度的研究

水泥石性能体现在抗压强度、胶结强度、体积收缩性和渗透率等方面。要提高水泥石的早期强度，必须加入早强剂。但早强剂具有较强的氧化性，对降失水剂的交联起破坏作用，引入时需控制加入量。由此进行降失水原料和早强材料的配伍性实验，从中选出影响较轻的早强剂，用其和降失水原料进行复配得到降失水、早强和稳定浆体，并引入体系中进行性能测试实验，结果见表5。由该表可知，适当地加入早强稳定剂，提高了水泥石抗压强度，同时，其失水量和析水量也能被控制在合理的范围内。

4 粉煤灰水泥浆体系现场应用情况

塔河油田固井过程中常发生复杂情况，如TK257井，该井位于阿克库勒凸起南斜坡构造上，采用660.4mm钻头钻深50.00m，下508.0mm套管封固，又采用346.1mm钻头钻深1200.00m，下273.1mm套管固井，再采用241.3mm钻头钻深5509m完井。该井固井采用双级固井(一级:3799.24m～5505.76m;二级:60.00m～3799.24m)。该井在一级施工过程中，替浆到86m3(30m3重浆+6m3开孔液+50m3原井浆)发生井漏，排量为1.5m3∕min，压力12MPa。立即将排量降到0.8m3∕min，继续替浆，直到105m3井口仍未返浆。在投下重力塞后打开循环孔，才以0.3m3∕min的排量建立起循环。从这一情况可以看出，常规密度水泥浆体系不能满足塔河油田177.8mm双级固井施工要求，因此，为了保证平衡压力固井，防止注水泥施工中出现漏失情况，将一级水泥浆柱的结构进行了优化。通过大量资料调研和室内实验研究，一级水泥浆采用了性能良好的以粉煤灰为减轻材料的低密度水泥浆体系，其密度范围为1.59 g/cm3～1.65g/cm3，具有流动性好、低失水、零析水、稳定性好、稠化时间可调等特点，且水泥石具有抗压强度高、与套管和井壁胶结良好、渗透性低、抗腐蚀能力强。

根据上述室内研究结果和现场施工情况，将粉煤灰低密度水泥浆体系在塔河油田进行了大力推广，取得了较好的效果，其中90%以上177.8mm油层套管双级固井都使用这种体系。表6统计了部分塔河油田177.8mm双级固井固井的情况。

表6 塔河油田部分井使用情况统计表

从表6的统计数据也可以看出，使用了粉煤灰低密度水泥浆体系之后，固井质量良好，水泥浆返高都达到了固井设计要求，满足了油井后期完井要求，延长了油井开采寿命，取得较好的经济效益。

5 结论

(1)粉煤灰低密度水泥浆体系性能关键是确定粉煤灰、水泥和水的比例，即:粉煤灰掺量为110%左右，水灰比为0.7左右，同时要注意筛选及确定合适的外加剂及比例。

(2)通过本文试验研究配制的粉煤灰低密度水泥浆体系具有流动性能好、低失水，稳定性能好，抗腐蚀能力强、强度高等优点，从根本上解决了塔河油田简化井身结构井中一级水泥浆发生漏失和第二级返高不够的固井质量差问题，并在塔河油田得到了大力的推广应用。

1 常占宪，魏周胜，邢鹏举，等.粉煤灰降失水水泥浆在天然气井固井中的研究与应用［J］.钻井液与完井液，2006，23(6):52 －54.

2 罗发强，郭小阳，杨远光.一种新型天然类火山灰低密度水泥浆的实验研究［J］.天然气工业，2004，24(2):51－54.

3 杨远光，王多金，吴发东，等.低温早强型低密度水泥浆研究［J］.天然气工业，1998，18(5):88 －89.

4 杨远光，郭小阳，王纯金，等.一种深井固井低密度水泥浆［J］.钻井液与完井液，1999，16(6):27 －29.

5 马海中，陈兴中.粉煤灰低密度水泥浆的研究与应用［J］.西部探矿工程，1995，7(4):27－30.

6 杨振科，郭小阳，李早元，等.提高粉煤灰低密度水泥体系早期强度的研究［J］.西南石油大学学报(自然科学版)，2008，30(3):116 －118.

APPLICATION OF FLY ASH COMPOSITE LOW－DENSITY CEMENT SLURRY TO SOME WELLS WITH SIMPLIFIED CASING PROGRAM IN TAHE OILFIELD

ZHUANG Chenghong ard WANG Liangcai(Cementing Company，Sinopec Southwest Petroleum Bureau)．

A simplified casing program is used for over 90 percent of development wells in Tahe oilfield．The secondary cementing isolation interval of the wells is long when using conventional cement slurry during cementing．Moreover，it is prone to lost circulation in the process of operation and WOC．As a result，return height falls short of design requirement for cementing，resulting in a poor quality of cementing，seriously to affect the final stages of well completion and to reducing life expectancy of oil well．Based on laboratory experiment of fly ash formula，the low －density cement slurry is prepared，which may fundamentally solve some problems such as insufficient secondary return height of simplified casing program and poor quality of cementing，and has achieved good application effects in this oilfield．

cementing，simplified casing program，cement slurry，low －density，fly ash

庄成宏，男，1970年出生，工程师;1994年毕业于西南石油学院钻井专业，现任中国石化集团西南石油局固井公司副经理。地址:(618000)四川省德阳市庐山南路81号固井公司。电话:13981082009。E－mail:zch121877@sohu.com

book=2011,ebook=357

(修改回稿日期 2010－11－26 编辑 景岷雪)NATU-RALGAS EXPLORATION＆DEVELOPMENT．v．34，no．3，pp．76 －79，7/25/2011