张华，王大权，胡霖

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206；2.中国石油集团川庆钻探长庆固井公司，西安710018；3. 中国石油西南油气田公司川中油气矿工程技术与监督部，四川遂宁629000）



安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

张华1，王大权2，胡霖3

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206；2.中国石油集团川庆钻探长庆固井公司，西安710018；3. 中国石油西南油气田公司川中油气矿工程技术与监督部，四川遂宁629000）

张华等.安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：84-88.

摘要针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题，通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究，形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施，解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题，保证了固井施工安全，固井质量合格率为94.5%，优质率为74.8%，解决了固井质量差的难题，为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑，为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。

关键词尾管固井；长封固段；高密度水泥浆；大温差；防窜

安岳气田是迄今中国发现的单体规模最大的海相碳酸盐岩整装气藏。高石梯-磨溪区块资源丰富，但由于该区块气井的油、 气、 水同层现象较为普遍，开采难度大，安全风险高。固井技术是保障安岳气田高压深井后续钻完井及增产的核心技术。高石梯-磨溪区块整体固井质量较好，但φ177.8 mm尾管固井质量较差，主要原因是下部深井尾管段的地质条件复杂。为提高φ177.8 mm尾管固井质量，前期采取了增加抗污染及冲洗隔离液用量、优化水泥浆配方，缩短稠化过渡时间、悬挂器顶部带封隔器等技术措施，使固井质量有所提高，2014年平均固井质量合格率达41.9%，优质率达20.5%。由于水泥浆稠化实验温度系数取值过高，且领浆尾浆稠化时间附加90～120 min，附加时间长，不利于水泥浆强度发展；高密度水泥浆加重材料密度低（5.05 g/cm3），惰性材料加量大，活性材料加量小，影响体系强度发展，降低了防窜能力；水泥浆与钻井液污染严重，通过加入大量酸性物质如高温缓凝剂到抗污染隔离液（酸性物质处理完钻钻井液）中，延长污染稠化时间，影响了界面胶结质量，严重制约了固井质量的提高，因此仍未达到φ177.8 mm尾管固井质量合格率70%、 优质率40%的要求。磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的难点包括以下几点：井底温度高（130 ℃），上下温差大（50 ℃）； 气水层同层，分布范围广（3 200～4 200 m） ，显示活跃，后效严重；井径扩大率达3.8%，环空间隙小；裸眼段长2 010 m；大斜度（75°），钻井液密度高，达2.32 g/cm3，冲洗顶替效率难以保证；钻井液与水泥浆污染严重等。针对这些难点，通过对加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等进行研究，形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施，解决了高密度水泥浆强度发展慢及防窜能力差、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题。磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井质量合格率达94.5%，优质率达74.8%，为区块整体固井质量提升奠定技术基础，为后续钻完井及增产提供保障。

1　高强高密度韧性防窜水泥浆体系

1.1膨胀增韧机理

膨胀增韧材料DRE-300S加量对水泥石力学性能的影响见表1。由表1可知，随着DRE-300S加量增加，水泥石弹性模量逐渐降低，抗压强度先升高后降低，当加量为10%时，韧性改造水泥石抗压强度达到峰值，且体系中掺入膨胀增韧材料也可有效防止水泥石的体积收缩。DRE-300S是一种具有火山灰活性、低弹性模量的膨胀增韧材料，其与水泥水化产物反应可生成具有纤维状、晶格膨胀效应的物质（见图1）；该物质具有阻裂、增韧作用，提高水泥石韧性，且自身的低弹性模量特性也可降低水泥石弹性模量，实现双重韧性改造水泥石[1-2]；晶格膨胀效应使水泥石具有微膨胀特性；而膨胀增韧材料DRE-300S的火山灰活性促进了其与水泥水化反应速率，有利于提高体系的早期强度发展，从而使掺有膨胀增韧材料DRE-300S的水泥浆具有膨胀、韧性、早强特性。

表1　膨胀增韧材料DRE-300S加量对水泥石力学性能的影响

图1　掺有膨胀增韧材料DRE-300S的水泥石

1.2水泥浆综合性能

对水泥浆进行温度高点的停机实验，从室温开始升温升压到106 ℃、110 MPa、50 min，恒温恒压30 min后停马达30 min，重新打开马达，进行稠化实验到水泥浆硬化，水泥浆稠度达到100 Bc的时间记为t稠化′。进行升降温实验，从室温开始升温升压到101℃、110 MPa、50 min，恒温恒压30 min后降到90 ℃、110 MPa、20 min，进行稠化实验到水泥浆硬化，水泥浆稠度达到100 Bc的时间记为t稠化″。结果见表2。水泥浆配方如下。

领浆 四川夹江G级水泥+110%铁粉（密度为7.20 g/cm3）+20%高温增强材料DRB-2S+1.5%微硅+10%膨胀增韧材料DRE-300S+1.1%分散剂DRS-1S+1.3%稳定剂DRK-3S+3.2%降失水剂DRF-120L+2.2%缓凝剂DRH-200L+0.5%消泡剂DRX-1L+ 0.5%抑泡剂DRX-2L+69%井场水，密度为2.40 g/cm3

1#尾浆 四川夹江G级水泥+110%铁粉（密度为7.20 g/cm3）+20%DRB-2S+1.5%微硅+10% DRE-300S+1.1%DRS-1S+1.3%DRK-3S+3.2%DRF-120L+0.55%DRH-200L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+ 70%井场水，密度为2.40 g/cm3

2#尾浆 四川夹江G级水泥+125%铁粉（密度6.05 g/cm3）+20%DRB-2S+1.5%微硅+10%DRE-300S+1.1%DRS-1S+1.3%DRK-3S+3.2%DRF-120L+ 0.55%DRH-200L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+71%井场水（密度2.40 g/cm3）。

表2　高强高密度韧性防窜水泥浆的综合性能

据表2可知，2.40 g/cm3高强高密度韧性防窜水泥浆体系具有良好的综合性能，可满足上下温差50 ℃，井底温度达130 ℃的施工要求；具有良好的防窜能力；温度高点的停机稠化时间、升降温稠化时间均满足固井施工要求。

在同等条件下，用密度为7.20 g/cm3铁矿粉加重比用密度为6.05 g/cm3铁矿粉加重水泥浆的早期强度发展时间快1.3 h。这是因为密度高的加重材料掺入到高密度水泥浆中，大大降低了高密度水泥浆中惰性材料的含量，间接增加了高密度水泥浆中胶凝材料的含量，有效促进了水泥水化速率，缩短了体系的水化诱导期时间，提高了水泥石的早期强度。

具有火山灰活性的膨胀增韧材料DRE-300S与水泥水化产生的碱性物质如片状的Ca（OH）2（见图2（a）常规密度纯水泥石中含有片状Ca（OH）2）发生反应消耗掉了水泥中的碱性物质（图2（b）高强高密度韧性防窜水泥石中未发现明显的片状Ca（OH）2），从而生成了胶凝材料，促进了水泥浆的强度发展，缩短了水泥浆稠化过渡时间并增大了水泥浆对地层流体的黏滞性，水泥浆性能防窜系数SPN值均小于3，证明具有良好的防气窜性能[3]。同时，膨胀增韧材料DRE-300S与水泥水化产物反应生成的纤维类物质具有晶格膨胀效应，使水泥石呈现出微膨胀特性。

图2　2种水泥石的SEM照片

1.3水泥石力学性能

由于井底温度高，水泥石高温长期强度易衰退；下开钻井液密度降低易引起环空微间隙，影响层间封隔能力，而常规高温高密度水泥石脆性大，长期强度难以保证，无法满足工程需求。为了提高水泥石的高温结构完整性，掺入高温增强材料DRB-2S，其高温下与水泥水化产物发生反应，生成高温下有胶结能力的晶相，减少甚至消除无胶结相，有效提高了水泥石的高温稳定性；而其材料粒径与水泥浆体系中其他材料粒径形成颗粒级配，提高单位体积水泥浆体系的堆积率，降低水泥石的孔隙度和渗透率，从而保证了水泥石强度，因此在135 ℃和150℃下，水泥石抗压强度仍超过50 MPa，见表3，且高温长期强度无衰退。为了实现高温水泥石的韧性改造，采用膨胀增韧材料DRE-300S的低弹性模量特性降低水泥石的弹性模量小于7 GPa，见表3；同时，膨胀增韧材料DRE-300S与水泥水化产物反应生成的纤维类物质具有阻裂、增韧作用（如图2（b）所示，纤维类生成物均匀分散在水泥石中），进一步改善了水泥石韧性。

因此，通过高温增强材料DRB-2S、膨胀增韧材料DRE-300S复合改性水泥石，使水泥石呈现出“高强度、低弹性模量”的特性，通过低弹性模量降低外界作用力在水泥石中的传递系数，减小了外界作用力的作用强度；高强度抵御外界作用力对水泥石基体的破坏，有效保证了水泥石的力学结构完整性，保障了封隔质量。

表3　水泥石力学性能

2　高密度抗污染/冲洗隔离液体系

2.1高密度冲洗隔离液体系

冲洗、隔离一体化的高密度冲洗隔离液体系由悬浮剂DRY-S1、高温悬浮剂DRY-S2、油基钻井液冲洗液DRY-100L、棱形加重材料DRW-2S、重晶石组成。2种悬浮剂有效保证了体系的沉降稳定性；油基钻井液冲洗液DRY-100L对钻井液中油性物质起到润湿反转作用，将钻井液中的油性物质“溶解”出来，有效增强界面亲水性；配合棱形加重材料DRW-2S对壁面的物理冲刷作用，进一步提高了界面清洁度，使冲洗效率较清水提高1倍，增强了界面与水泥石基体的胶结作用力，为二界面胶结质量的提高创造良好条件[4]。

冲洗隔离液配方为：水+3.0%DRY-S1+3.0% DRY-S2+10.0%DRY-100L+310%重晶石+30%DRW-2S+0.5%DRX-1L。其密度为2.32 g/cm3，漏斗黏度为55 s，130 ℃沉降稳定性小于0.03 g/cm3。

2.2高密度抗污染隔离液体系

钾盐聚磺钻井液常用添加剂中的磺甲基酚醛树脂SMP-1、防塌剂聚丙烯酰胺钾盐KPAM、生物增黏剂等材料对水泥浆的污染增稠、稠化时间缩短现象明显，其污染机理主要表现为大分子吸附、电荷作用等引起水泥异常胶凝、促进水泥水化缩短污染稠化时间[5-7]。由于钾盐聚磺钻井液与水泥浆污染严重，直接影响到固井施工安全。而抗污染隔离液技术是保证固井施工安全的重要技术措施之一。但是要处理好污染问题，必须从污染机理出发，钾盐聚磺钻井液与水泥浆的污染增稠主要属于大分子吸附、电荷作用，而抗污染剂DRP-1L是有机盐和复合盐的混合物，主要通过螯合作用、同种电荷排斥的分散作用来降低污染浆的絮凝结构内聚力，提高污染浆的流动性，防止污染浆异常胶凝及稠化时间缩短。如表4所示，不同污染比例的抗污染稠化实验240 min均未稠，满足固井施工要求，证明抗污染剂DRP-1L具有良好的抗污染处理效果。

抗污染隔离液配方为：水+3.0%DRY-S1+3.0% DRY-S2+6.0%抗污染剂DRP-1L+330%重晶石+ 0.5%DRX-1L。其密度为2.32 g/cm3，漏斗黏度为52 s，130 ℃沉降稳定性小于0.03 g/cm3。

钾盐聚磺钻井液来自于磨溪009-4-X2井，密度为2.32 g/cm3。

表4　抗污染隔离液体系的抗污染效果

3　配套工艺技术

1）稠化实验温度系数由0.85降至0.78，缩短实验温差；降低稠化附加时间（领浆稠化时间附加60～100 min，尾浆稠化时间附加40～60 min）；有效减少缓凝剂加量；优化配方，促进水泥水化，提高顶部水泥石强度。

2）固井施工前，大排量循环洗井1个循环周以上，消除后效，防止水泥浆凝固前出现地层流体窜流现象；憋压候凝，补偿因水泥浆水化失重而降低的静液柱压力；平衡压力固井，坚持固井“三压稳”方针。

3）固井施工前，采用固井施工的大排量模拟，防止固井过程中出现井漏，为后续作业做好保障。

4）设计水泥浆多返5 m3，保证净水泥浆充填封固段；优化钻井液性能，漏斗黏度不大于50 s，高温高压失水量不大于10 mL；冲洗隔离液用量为25 m3，保证接触时间大于10 min。扶正器安放位置：裸眼造斜段为1根套管一只φ208 mm刚性螺旋扶正器；裸眼直井段为2根套管一只φ208 mm刚性螺旋扶正器；重合段为3根套管一只φ210 mm普通刚性扶正器，保证了套管居中度；施工注替排量为1.2～1.4 m3/min，提高冲洗顶替效率。

5）抗污染隔离液用量至少15 m3，有效隔离钻井液与水泥浆；喇叭口位置处抗污染隔离液钻杆内7 m3，套管内3 m3作为间隔隔离液，防止悬挂器中心管拔出时，钻井液与水泥浆污染；喇叭口处，悬挂器中心管拔出瞬间，管外静液柱压力略大于管内，降低钻井液与水泥浆的接触机会。

4　现场应用情况及效果

根据磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井的特点，合理优化设计固井工艺流程，入井水泥浆平均密度为2.40 g/cm3，入井抗污染及冲洗隔离液密度为2.32 g/cm3，泵注施工排量为1.2～1.40 m3/min，水泥浆顶替到位后，泄压、检查无回流、拆水泥头，环空憋压10 MPa，上提下压中心管座封悬挂器顶部封隔器，起钻10柱后，正循环洗井1周，再上提1柱后，关井候凝72 h。其CBL/VDL的综合解释结果为固井质量合格率达94.5%，优质率达74.8%。

5　结论与建议

1.高强高密度韧性防窜水泥浆体系具有良好的综合性能，可满足上下温差50 ℃，其水泥石24 h抗压强度大于14 MPa，弹性模量小于7 GPa；135℃和150 ℃的高温长期强度均大于50 MPa，无衰退现象；实现了水泥石的早期强度发展快、“高强度低弹性模量”特性，防止了环空微间隙。

2.高密度抗污染与冲洗隔离液体系具有良好的综合性能，解决了钻井液与水泥浆的污染问题，保证了固井施工安全；提高了界面的清洁程度，为界面胶结质量的提高创造良好条件。

3.形成了以高密度抗污染/冲洗隔离液技术、高强高密度韧性防窜水泥浆技术、配套工艺技术等为核心的配套技术措施，成功应用于磨溪009-4-X2 井φ177.8 mm尾管固井中，保证了固井施工安全，固井取得新突破，固井质量合格率为94.5%，优质率达74.8%，促进了安岳气田整体固井质量的提高，并为高压深井后续钻完井及增产提供技术保障，具有重要的推广价值。

4.建议进一步降低温度系数至0.75，有利于提高顶部水泥浆强度发展，并通过升降温稠化实验模拟水泥浆现场施工的温度变化情况，为固井施工安全提供技术支撑。

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Liner Cementing Technology for Well Moxi009-4-X2 in Block Anyue

ZHANG Hua1, WANG Daquan2, HU Lin3
(1. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206;2. CCDC Changqing Cementing Company, Xi’an, Shaanxi 710018; 3. Chuanzhong Oil and Gas Engineering Technology and Supervision Department, PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company, Suining, Sichuan 629000)

AbstractIn running the φ177.8 mm liner string in well Moxi009-4-x2, many difficulties have been expected to be encountered, such as high bottom hole temperature, long cementing section, long and active oil and gas shows, drilling fluid of high density that are severely contaminated, and decreased mud density in the next interval, etc. To deal with these difficulties, a high strength high density anti-gas-migration cement slurry and a high performance contamination-resistant spacer fluid have been developed based on the choice of weighting materials and studies on these issues such as the mechanisms of enhancing the toughness of set cement through expansion, the mechanism of cement slurry contamination, and the optimization of cementing techniques. With the cement slurry, the spacer, and the corresponding techniques, the development of the strength of the top cement slurry has been accelerated, and the toughness of the high density set cement has been improved. The contamination of cement slurry and drilling fluid has been minimized, and the bond strengths of set cement with casing string and borehole wall have been enhanced. 94.5% of the liner string cemented has been up to the standard, and the merit factor of cementing job has reached 74.8%. This cementing technology provides a support for the improvement of the quality of well cementing in the area, and a guarantee for the safe and efficient development of the deep high pressure wells in Anyue gas field.

Key wordsLiner cementing; Long section of well cementing; High density cement slurry; Big temperature difference; Anti- migration

中图分类号：TE256.6

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0084-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.017

基金项目：国家重大专项课题（2011ZX05021004）；中国石油集团公司项目“安岳深层优快钻完井与储层改造技术现场试验。”（2014F-1801）。

第一作者简介：张华，工程师，男，1984年生，2012年硕士研究生毕业于西南石油大学，主要从事固井工作液体系与工艺研究。E-mail：zhanghuadr@cnpc.com.cn。

收稿日期（2015-10-9；HGF=1506M7；编辑马倩芸）