任春宇，樊天朝，殷 鹏，白兴达，任嘉伟

(中国石油西部钻探吐哈钻井公司，新疆鄯善 838200)

随着吐哈油田的深入开发，油基钻井液的使用更为频繁，此类钻井液会给固井带来一系列技术难题，如黏附于界面的油基钻井液或油膜的有效顶替、固井二界面润湿性以及滤饼的有效清除等。此外在原油解卡的事故井固井时，也会遇到上述情况。笔者从表面活性剂的乳化和润湿反转原理着手，结合渗透剂的渗透机理，以及固相材料的物理冲刷作用，研制出用于吐哈油田固井的前置液—THR固井前置液。

1 THR前置液配方

THR前置液由阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、降失水剂、渗透剂以及惰性固相材料组成。

2 前置液性能评价

2.1 流变性

根据吐哈油田井底循环温度，对前置液在不同温度下的流变性进行评价。将配制好的前置液置于常压稠化仪中，用六速旋转黏度计测定其相应温度下的流变参数，结果如表1所示。不同温度下前置液的剪切速率和剪切应力基本满足线性关系，说明不同温度下的前置液都接近牛顿流体;随着温度的增加，前置液的塑性黏度及动切力均小幅降低，说明THR前置液具有良好的流变性和一定的高温稳定性。

表1 不同温度下THR前置液的流变性

2.2 与钻井液的相容性

按照石油行业标准SY/T 5374—2000《油气井注水泥前置液使用方法》进行相容性检测。将前置液与钻井液按一定的体积比混合，充分搅拌后测定其流变参数，并观察是否有增稠、絮凝或沉淀等现象，结果如表2所示。

表2 THR前置液对钻井液流变性能的影响

随着前置液用量的增加，混合样的表观黏度及塑性黏度减小，说明前置液对钻井液具有一定的稀释作用;前置液与钻井液以不同比例混合时，并未出现絮凝、增稠、沉淀等现象，表明钻井液与前置液具有良好的相容性。

2.3 冲洗率

根据SY/T 5374—2000评价前置液的冲洗率，具体方法如下:1)将冲洗装置中模拟套管的圆模洗净、擦干，并称重;2)将模拟套管的圆模浸入钻井液中10 cm，放置1 min后取出，在空气中静置1 min，称重;3)将黏有钻井液的圆模放入盛有冲洗液的装置中，在1 400 r/min转速下冲洗5 min后取出圆模，在空气中放置1 min，称重，并计算冲洗率。冲洗率的计算公式如下:

式中，A为冲洗率，%;G0为原模具质量，g;G1为浸于钻井液中黏附后模具总质量，g;G2为冲洗液冲洗黏附钻井液后模具总质量，g。

不同温度下前置液的冲洗率如表3所示。白油的冲洗率最高，THR前置液次之，清水效果最差。但白油冲洗后的界面依然是油润湿，不能与水泥浆形成良好的胶结，影响固井质量。而前置液具有与白油相似的冲洗率，还能改善界面的润湿性，且随着温度的增加，冲洗率有增大的趋势。

表3 不同温度下前置液的冲洗率

2.4 润湿性

为进一步探索前置液改善界面润湿性的能力，对前置液冲洗后的模拟界面进行润湿角测定，结果如表4所示。油基钻井液和原油解卡后的混油钻井液处理后的界面均属于油润湿界面，润湿角分别是132°和120°。与油基钻井液相比，原油解卡后的混油钻井液的含油量较少，钻井液与界面作用时间较短，所以前置液对该钻井液处理后的界面的润湿性的改变能力更强;温度升高，促进了表面活性剂的润湿反转这一物理化学过程，宏观表现为前置液对界面润湿性的改变能力更强。前置液冲洗后的界面的润湿性均达到了水润湿范围。

表4 横拟界面的润湿角 (°)

2.5 前置液对水泥浆稠化时间的影响

根据SY/T 5374—2000评价前置液对水泥浆稠化时间的影响。配制100%水泥浆以及V前置液∶V水泥浆分别为5∶95、25∶75 和50∶50 的混合液，并按API规范进行稠化时间实验，结果如图1所示。不同体积比的混合样并未在100%水泥浆的稠化时间内凝固，说明前置液对水泥浆没有促凝作用;混合样的稠化曲线平滑，且初稠值与水泥浆相近，甚至有所减小，表明前置液对水泥浆没有增稠效果，同时混合样也未出现闪凝现象。前置液与水泥浆的相容性良好。

图1 稠化曲线

2.6 界面胶结强度

按照SY/T 5374—2000对模拟井壁和模拟套管进行冲洗实验，然后将水泥浆灌入其中，在50 MPa及80℃的模拟井下环境中养护72 h后，在压力机上测定界面剪切胶结强度。模拟套管与水泥浆的胶结强度为第一界面胶结强度，模拟井壁和水泥浆的胶结强度为第二界面胶结强度。剪切胶结强度的计算方法如下:

式中，P为界面剪切胶结强度，Pa;F为压力机读数，N;S为试验用模拟井壁、模拟套管的受力面积，m2。

界面胶结强度的测定结果如表5所示。前置液处理后的第一、第二界面的剪切胶结强度明显强于未经前置液处理时。亲油性钻井液在第一界面的作用时间比第二界面短，且在井壁形成致密的滤饼，此外钻井液在井壁还具有一定的侵入度，而在套管壁上的仅是黏附的亲油性钻井液或油膜，因此第二界面的胶结强度低于第一界面的胶结强度。

表5 界面胶结强度测定 MPa

3 微观分析

将模拟井壁放入油基钻井液中，以吐哈油田油基钻井液使用井封固段的平均浸泡时间作为模拟井壁的浸泡时间，然后按SY/T 5374—2000进行冲洗实验，并在冲洗后的模拟井壁中灌入水泥浆，在50 MPa及80℃下养护72 h后，对冲洗前后模拟井壁表面和胶结端面进行扫描电镜分析，结果如图2和图3所示。

图2 冲先前后的模拟井壁表面(200倍)

图3 胶结端面(300倍)

冲洗后表面的致密性显著改变，原本光滑的表面变得较为“粗糙”。渗透剂改变了井壁泥饼的致密性结构，使泥饼结构变得疏松，易于被紊流顶替;同时加入的固相材料增大了前置液对井壁表面滤饼的物理刮削作用。

从图3中可明显地看到线框内水泥浆、残余滤饼和模拟井壁之间真实的胶结情况，界面之间相互咬合，胶结良好。这种胶结结构在宏观上表现为剪切胶结强度的增强。

4 THR前置液的应用

THR前置液在吐哈油田葡4－25、神8－25、英16－6、胜南2－98、玉北14－11井进行了应用，其中前3口井的完井钻井液为油包水乳化钻井液，胜南2－98井在完井时发生2次黏卡，均采用原油解卡，玉北14－11井在下套管过程中发生黏卡，采用原油解卡。5口井固井质量均合格，合格率100%。

5 结论

1)THR前置液能有效冲洗界面和钻井液滤饼，冲洗率超过85%。

2)THR前置液能显著改善界面润湿性，处理后的最大润湿角为10.1°，达到水润湿范围。

3)THR前置液在井底循环温度40～80℃范围内具有良好的流变性能，适合紊流顶替，且与钻井液及水泥浆有良好的相容性。

4)THR前置液能有效改善泥饼表面原本的致密性结构，胶结界面之间相互咬合，可显著提高第一、第二界面的胶结强度。

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