王　彪　陈　彬　阳文学　李　彬（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳　518067）

深水表层固井水泥浆体系应用现状及发展方向

王彪陈彬阳文学李彬
（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067）

首先对国内外深水表层固井水泥浆体系进行了介绍，阐述了各水泥浆体系的现场应用情况及先进经验，并针对性的提出了存在的问题。结合存在的问题和国内深水海域环境温度的特点，自主研发了适用于表层套管固井的低温、低密度、低水化、热防窜和低温早强防浅层流水泥浆体系，并成功应用于现场作业。最后提出了深水表层固井技术未来的发展方向。

深水；表层；低温；固井；水泥浆

深水钻井技术先进、作业费用高昂，如何安全、高效、顺利地完成钻井作业，是深水钻井作业技术和管理的重点。固井作为钻井工程的重要部分，面临着同样的问题。固井是深水油气开发的重要技术保障之一，特别是深水表层固井，受到海底低温、地层压力窗口狭窄以及浅层流和水合物等各种因素的影响，在作业过程中面临一系列的挑战和风险。深水表层固井的质量对于保障水下井口稳定及后续作业的安全具有重要作用。

1　国内外深水表层固井水泥浆体系应用现状

随着海洋深水钻探力度不断加大，遇到的复杂情况也越来越多。国内外各科研院所、油田企业都投入了巨大的资源，在固井材料（水泥和外掺料）、水泥外加剂以及相关理论等方面开展了广泛而深入的研究，有些已形成比较成熟的技术并转化成生产力。30多年来，国内外对深水低温胶凝强度和抗压强度的发展、表层低破裂压力、浅层流及防气窜技术等方面做了大量的研究工作。总体上讲，国内的理论研究、技术水平与国外相比有一定的差距［1-2］。

国外在深水水泥浆体系方面，先后研究开发了快凝石膏水泥浆体系、PSD水泥浆技术、高铝水泥浆技术、泡沫水泥等水泥浆体系。Schlumberger、Halliburton、Bakerhuges等国际石油服务公司都形成了各自配套的深水工艺与较完备的深水固井水泥浆体系及外加剂体系，基本能解决遇到的各种复杂问题。国内对深水固井的研究起步很晚，海洋石油公司经过多年科技攻关，也取得了一定的进步［3-8］。

1.1泡沫水泥浆体系

泡沫水泥浆体系具有很低的密度<952 kg/m3、抗压强度高、较好的隔热性能、较高的顶替效率、可压缩性、防气窜性能好的特点。该体系能够很好的解决浅层水流动问题，自使用以来已经在世界范围内广泛应用。但是从墨西哥湾深水地平线事故以后，国际上对泡沫水泥浆体系的认识感到不足，因此把目光转向了非气体充填的低密度水泥浆体系。

1.2最优粒径分布（OPSD）水泥浆体系

最优粒径分布（OPSD）水泥浆体系是通过优化水泥浆中的材料粒径分布，提高颗粒紧密堆积程度的一种水泥浆体系。该水泥浆体系与常规水泥浆体系相比有以下特点： （1）低温早凝，缩短候凝时间；（2）低温下胶凝强度发展快，具有良好的防窜性能；（3）低温下良好的流变性能； （4）低密度水泥浆具有与常规密度水泥浆一样的抗压强度。

2003年Halliburton公司的Kolstad E等人在美国墨西哥湾格林峡谷608区块深水区Maarco Polo油田开发中，表层套管固井选用Schlumberger公司的DeepCRETE深水固井水泥浆，表现出低密度、极好的降失水性能、无自由水或沉淀、低温下快速的候凝时间和较短的临界水化期等优良特性，目前在此油田已经完成6口井的固井工作，均未发生顶替问题和流动问题［9］。

中海油在赤道几内亚钻探的2口自营深水井表层固井均使用斯伦贝谢DeepCRETE水泥浆体系，该体系在2口井使用过程中得到了很好的应用。

1.3贝克休斯DeepSet和LiteSet水泥浆体系

针对深水固井的特点，贝克休斯公司研究了DeepSet 和 LiteSet 两种专门应用于深水表层固井的水泥浆体系。在南中国海深水区域钻探的累计40余口深水井表层固井均使用贝克休斯LiteSet水泥浆体系，该水泥浆体系以漂珠作为减轻剂使用，在使用过程中得到了较好的应用。

然而由于漂珠在混配和输送过程中容易造成破裂，影响漂珠本身的性能，因此DeepSet水泥浆体系是在没有漂珠作为减轻剂的情况下的一种防气窜水泥浆体系。该体系密度范围：1 380~870 kg/m3，在低温环境中快速地建立强度（低温早强）、具有很低的滤失量和没有自由水、较短的胶凝时间、没有干混，全部使用液体添加剂、较高的抗压强度等优点，并在南中国海深水区域成功得到应用［10］。

2　国内外深水表层固井水泥浆体系存在问题

（1）早强剂适用性较弱。目前深水固井水泥浆的可水溶类早期增强剂主要以氯化物为主，存在水化放热大、腐蚀套管及水泥等副作用；而非水溶类早期增强剂，又只能用于有干混设备的井场；对温度较敏感，只能适用单一的温度条件。

（2）水泥浆防窜能力较弱，防浅层水-气窜能力不稳定。

（3）现场适应性差。快凝石膏水泥体系和高铝水泥体系对温度敏感性较差，不适用于深水固井温度更低的情况，且水化放热过快，对污染物敏感，后期强度衰减，不利于油气井的长期稳定性；泡沫水泥浆体系水泥浆、PSD水泥体系和高强水泥浆体系的性能随着井底温度和压力的变化极不稳定，只是片面追求了抗压强度的发展，对稠化时间等性能影响较大，易发生固井事故，而且其技术复杂，成本过高。

总而言之，这些水泥浆体系的早期增强技术比较单一，使用温度比较局限；国内深水固井没有形成成熟的体系，更没有配套的外加剂体系；大部分还是采用了国外的固井材料，成本很高。

（4）井口下沉问题。深水表层固井通常采用内管柱（Ø508 mm套管作为表层套管）或水下释放胶塞（Ø339.73 mm套管作为表层套管）方法固井。表层钻进结束后，为平衡地层防止井壁坍塌，在井内垫入高密度的垫浆。表层套管下到位，使用海水循环时以及在固井期间泵注水泥浆时，管内外流体密度差将导致整个管串受力不同，因此在固井前循环和固井期间需要根据管内外流体密度差实时对整个管串悬重进行调整以确保不发生井口下沉。

南中国海深水区域出现2口深水井表层固井前循环和固井期间发生井口下沉，后续在钻井设计和现场作业时采取多种措施以确保表层套管固井前循环和固井期间减少发生井口下沉的风险，具体措施为：（1）加强导管入泥深度与井口稳定性的研究；（2）增加导管入泥深度，提高地层对管串的承载力；（3）尽可能使用防沉垫，增加接触面积，减少下沉风险；（4）固井前和固井作业期间根据管内外流体密度差实时对整个管串悬重进行调整。

3　国产深水表层固井水泥浆体系研究与应用

由于深水表层固井面临着低温缓凝、安全作业窗口窄、浅层水（气）流以及水合物的特点，结合国外固井公司水泥浆体系的不足以及国内深水表层固井水泥浆体系研究的空缺，中海油服油化事业部针对这些问题研制出适用于我国深水海域温度环境的表层固井水泥浆体系，即PC-LoLET低温低密度低水化热防窜水泥浆体系和PC-LoCEM低温早强防浅层流水泥浆体系。

3.1PC-LoLET低温水泥浆体系

天然气水合物是在低温高压下由水与气体分子组成的类冰、非化学计量、笼形固体化合物，俗称“可燃冰”。在深水作业过程选择井位时，水合物应该尽量避开。但是如果钻遇水合物，对深水固井来说面临两项挑战：（1）固井水泥浆水化放热分解水合物。（2）单位水合物可以释放170单位的气体，把水泥浆冲出海底，危及平台。

PC-LoLET水泥浆体系是针对深水水合物的特点以及结合深水低温、压力窗口窄小的特点研发的，该体系主要由人造微珠以及2种防气窜添加剂组成，可避免水泥在水化放热过程中的水化放热时不分解水合物，该体系已经在我国深水海域成功应用。

应用案例：某井Ø508 mm表层套管固井面临地层松软、地层破裂压力低、易漏失等特点，且由于井场调查显示有水合物存在风险，结合实际井况要求，使用了新型PC-LoLET低温低水化热水泥浆体系。

该井Ø508 mm表层套管计划下至垂深1 711 m，井温梯度5 ℃，静止温度14 ℃，循环温度23 ℃。

通过室内配方优化实验得出了水泥浆配方，其基本性能见表1。

表1　水泥浆性能（BHCT=23 ℃，BHST=14 ℃，BHP=15MPa）

固井作业过程：Ø508 mm表层套管下至设计井深后，采用0.7 m3/min排量开始循环，返出正常后逐渐增加排量到2.2 m3/min；循环海水2周，固井泵泵显示液3.2 m3，固井泵泵注冲洗液8 m3；固井泵混泵密度为1 400 kg/m3的水泥浆130.5 m3；固井泵混泵密度为1 850 kg/m3的水泥浆32 m3，卸压检查无回流。缓慢释放套管悬重，水下机器人观察无井口下沉现象。候凝8 h，探塞位置1 690 m，与设计相符。钻套管附件及水泥塞至1 711 m，套管试压2 MPa/5 min，10 MPa /15 min，合格，符合设计。三开钻进中未发现水泥掉块。由此表明PC-LoLET水泥浆体系满足深水表层固井要求，保证了下步钻进作业的顺利进行。

3.2PC-LoCEM水泥浆体系

PC-LoCEM水泥浆体系是针对深水浅层水（气）流的特点以及结合深水低温、压力窗口窄小的特点研发的，该体系主要由2种低温早强添加剂组成，在保证稠化时间的条件下，在低温10 ℃情况下14 h形成支撑套管的3.5 MPa强度，24 h达到6.9 MPa，72 h水泥块强度达到19.6 MPa的高强度，甚至在低温3℃时也表现出较好的早强效果。

应用案例：某井Ø762 mm导管固井面临地层松软、地层破裂压力低、易漏失等特点，且由于井场调查显示有浅层水流风险，结合实际井况要求，使用了新型PC-LoCEM低温早强防浅层流水泥浆体系。

该井Ø762 mm导管计划下至垂深571 m，井温梯度4.96 ℃，静止温度13 ℃，循环温度15 ℃。

通过室内配方优化实验得出了水泥浆配方，其水泥浆基本性能见表2。

表2　水泥浆性能（BHCT=15 ℃，BHST=13 ℃BHP=12. 4MPa）

固井作业过程：Ø762 mm导管下至设计井深后，采用0.7 m3/min排量开始循环，返出正常后逐渐增加排量到1.8 m3/min；循环海水2周，固井泵泵显示液1.6 m3；固井泵混泵密度为1 900 kg/m3的水泥浆57 m3；顶替海水10.9 m3，卸压检查无回流，水下机器人观察无井口下沉现象。探塞位置551 m，与设计相符。钻套管附件及水泥塞至571 m，符合设计。二开钻进中未发现水泥掉块。由此表明PC-LoCEM水泥浆体系满足深水表层固井要求，保证了下步钻进作业的顺利进行。

4　深水表层固井未来发展方向

4.1深水表层固井层间分隔技术

针对深水固井地层松软、浅层水、气的窜流特点，研究一种对水泥水化没有影响的钻井液固井液一体化钻井液体系。这种体系既能够提高地层和水泥石之间的胶结强度又能够提高海底松软地层的胶结强度，增大浅层流体进入水泥环空的阻力。

4.2全液化深水表层水泥浆体系

目前国内深水表层固井使用的低密度漂珠水泥浆体系存在混配不匀，容易损失等缺点，而且不适用未来岸基支持较远或者无岸基支持的深水作业；外加剂也是沿用常规的，没有特别针对低温下进行外加剂的研发，因此研究液体减轻剂来代替使用漂珠、避免低温缓凝的分散剂是未来深水表层固井水泥浆体系研究的突破口。

4.3国产化注水泥设备和工具

如何准确实现深水固井设备电驱、大排量、自动化和智能化将成为今后研究重点。随着深水固井材料全液化技术的发展，与之配套的液体添加系统的研究也是非常有必要的。此外，由于深水水泥头等井下工具都掌握在国外手中，因此未来深水水泥头等井下的工具的国产化非常有必要。

4.4提高注水泥顶替效率

由于深水表层地层松软、未胶结，压力窗口狭窄等特点，水泥浆在顶替过程中的流态很难实现紊流顶替，造成水泥浆顶替效率低，影响了固井质量，因此需要加大该方面的技术研究。

4.5减少水泥浆沉降

针对我国深水探井800 m水深内需要切割井口的规定，出现了多口井切割回收的低高压井口头之间没有水泥环封固，表明表层固井结束后水泥有所沉降，未能有效封固，严重影响了切割时效，因此如何避免表层固井水泥浆的沉降，后期需要加大力度进行研究。

4.6 优化固井设计软件系统

研发适用于我国深水海域的固井设计软件系统，准确的模拟计算水泥浆泵注过程中地层承压情况，防止压漏浅部疏松地层；模拟泵注过程中水泥浆温度的变化，从而为水泥浆设计获得准确的井底循环温度；模拟泵注过程，计算套管居中度和扶正器的用量，计算水泥浆量和合适的泵注速率，计算循环密度当量，提高顶替效率，优化水泥浆设计。

5　结论

（1）研发的PC-LoLET低温低密度低水化热防窜水泥浆体系和PC-LoCEM低温早强防浅层流水泥浆体系具有很好的稳定性、混配性和操作性，适用于我国深水海域表层固井作业。

（2）研发钻井液、固井液一体化体系、全液化深水表层水泥浆体系和国产化注水泥设备和工具等将是未来深水表层固井的发展方向，同时如何通过提高注水泥顶替效率、减少水泥浆沉降以及优化固井设计软件系统来提高固井质量也应加大研究力度。

［1］屈建省，吕光明，吴达华，等.固井新材料的研究现状及展望［C］. 2004年固井技术研讨会论文集，2004.

［2］廖易波，冉瑞平，范鹏，等.深水PC-LoCEM水泥浆体系在LH16-1-1井的应用［J］. 山东工业技术，2013（9）：22-24.

［3］GRANBERRY W M, CAMPOS V G, et al. A joint industry project to assess circulating temperatures in deepwater wells［R］. SPE 83725, 2003.

［4］BANNERMAN M, CALVERT J, GRIFFIN T. New API practices for isolating potential flow zones during drilling and cementing operations［R］. SPE 97168, 2005.

［5］FRED L S, JOHN M T, DVID L S.Transition time of cement slurries between the fluid and set states［R］. SPE 9285, 1980-09.

［6］KNUT B.Modelling of fluid flow and overpressure-a discussion ［J］. Norwegian Journal of Geology, 2006, 86: 439-441.

［7］MUELLER D T. Redefining the static gel strength requirements for cements employed in SWF mitigation［R］. OTC 14282, 2002-05.

［8］GONZALO V, AISKELY B, ALICIA C. A methodlogy to evaluate the gas migration in cement slurries［R］. SPE 94901, 2005-06.

［9］王瑞和，王成文，步玉环，等.深水固井技术研究进展［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2008，32（1）：77-81.

［10］席方柱，屈建省，吕光明，等.深水低温固井水泥浆的研究［J］.石油钻采工艺，2010，32（1）：47-51.

〔编辑薛改珍〕

Application status and development direction of cement slurry system in deepwatersurface

WANG Biao, CHEN Bin,YANG Wenxue, LI Bin
（Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China）

The paper starts with an introduction to the cement slurry systems used for well cementing in deepwater surface at home and abroad and goes on to describe the field application and advanced experience of different cement slurry systems as well as the existing problems. Considering these problems and the characteristics of ambient temperature in domestic deepwater areas, a shallow water cement slurry system characterized by low temperature, low density, low hydration, thermal anti-channeling, and low temperature early strength for shallow casing and well cementing is independently developed and successfully applied in field operations. The paper concludes by identifying the future direction of deepwatersurface cementing technology and providing a reference for the field application of deep water surface cementing operation and guidance for the technology development.

deepwater; surface; low temperature; cementing

TE 256

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0107– 04

10.13639/j.odpt.2015.01.027

“十二五”国家科技重大专项“南海北部陆坡（荔湾3-1及周边）深水油气田钻采风险评估及采气关键技术研究”（编号：2011ZX05056-001-03）；国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：51434009）。

王彪，1985年生。2008年毕业于西南石油大学石油工程专业，从事海洋深水钻井工程设计和现场钻井监督工作，中级工程师。电话：0755-26023616。E-mail：wangbiao@cnooc.com.cn。

2014-12-29）

引用格式：王彪，陈彬，阳文学，等. 深水表层固井水泥浆体系应用现状及发展方向［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：107-110.