刘子帅， 李拥军， 唐守勇， 王东明， 蒋世伟， 周崇峰

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206；2.华北油田公司勘探部，河北任丘062550；3.中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司，杭州310023；4.中石油渤海钻探工程有限公司第一固井公司，河北任丘062550）

安探1X高温深探井小间隙固井技术

刘子帅1， 李拥军2， 唐守勇3， 王东明2， 蒋世伟4， 周崇峰1

（1.中国石油集团钻井工程技术研究院，北京102206；2.华北油田公司勘探部，河北任丘062550；3.中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司，杭州310023；4.中石油渤海钻探工程有限公司第一固井公司，河北任丘062550）

廊固凹陷是华北冀中坳陷3大富油凹陷之一，为华北油田主要产油区，其油层埋藏深，温度较高，井身结构复杂。安探1X井是部署在华北冀中坳陷廊固凹陷的1口风险探井，四开φ127 mm尾管下深5 494 m，地层温度高达177 ℃，气层活跃，压稳技术难度大，同时环空间隙小，水泥环薄，对水泥浆高温稳定性、防气窜能力以及对水泥石抗压强度衰退问题提出挑战。针对安探1X井固井难点，筛选出抗高温防窜水泥浆体系，其具有良好的沉降稳定性和游离液稳定性，稠化时间可调，防窜性能强，同时具有180 ℃高温强度不衰退等特点；通过优选高温悬浮稳定剂，形成抗温180 ℃冲洗隔离液体系，180 ℃沉降稳定性小于0.03 g/cm3。在安探1X井φ127 mm尾管固井中成功应用，水泥浆固井质量良好，为后期华北冀中坳陷的勘探开发打下了良好的基础。

深井；高温；小间隙固井；防窜；抗高温防窜水泥浆；抗污染冲洗隔离液；廊固凹陷

廊固凹陷为古近系沉积的西断东超箕状凹陷，凹陷总体呈北东走向，南北长约90 km，东西宽约20～40 km，勘探面积2 600 km2[1]，是华北冀中坳陷3大富油凹陷之一，勘探程度较高。研究区发育有丰富多样的油气藏类型，其中构造油气藏占探明油藏总数的90%。安探1X井是通过近年开展的高勘探程度区的“二次勘探”，部署在廊固凹陷的一口风险探井。

1 尾管固井基本情况

安探1X井四开钻进至井深5 104.94 m时，全烃52.93%，池体积上升0.9 m3，钻井液相对密度自1.04 g/cm3降至1.01 g/cm3，溢流0.8 m3，累计用220 m3密度为1.15 g/cm3的钻井液压井成功，调整钻井液密度至1.16 g/cm3后恢复钻进，最终完钻密度为1.14 g/cm3，黏度为95 s[2-3]。

2 尾管固井难点分析

1）井深，温度高，对水泥浆抗高温能力要求高。安探1X井井深为5 496 m，垂深为5 234 m，实测温度177 ℃（静置90 h）。高温条件下水泥浆稠化稳定性、沉降稳定性、游离液稳定性等综合性能不易保证，同时水泥石抗压强度易衰退。

2）环空间隙小，水泥环薄。φ152.4 mm井眼下入φ127 mm套管，理论环空间隙为12.7 mm，导致固井施工摩阻较大，易造成地层漏失，施工风险大；水泥环较薄，在应对后期大型酸化压裂施工时，对水泥石抗压强度及弹性模量等机械性能提出了更高的挑战。

3）钻井液与水泥浆相容性差。安探1X井四开采用低固相钻井液体系，密度为1.04～1.16 g/cm3，采用石灰石加重，钻井液与水泥浆相容性差，影响施工安全。采用高效抗污染冲洗隔离液，实现钻井液与水泥浆的有效封隔，同时其抗污染剂的添加，也可防止钻井液、隔离液、水泥浆3相污染。

4）封固段气层活跃，防窜难度大。四开钻进过程中，油气上窜速度超过30 m/h，对固井施工以及对水泥浆的防窜性能都提出了更高的要求。

3 抗高温防窜水泥浆体系

由于安探1X井φ127 mm尾管固井地层温度达177 ℃，保持水泥浆高温稳定性以及防止水泥石抗压强度衰退难度大。

针对水泥浆稳定性差的原因，筛选出高温稳定剂DRK-3S，其可增加水泥浆中颗粒上下移动的黏滞力和阻力，以阻止颗粒相对运动，提高高温下水泥浆的游离液稳定性和沉降稳定性。对比Anderson经典累积体积分数曲线，筛选出超细材料DRB-2S，配合10%微硅和20%石英砂，既可实现使C/S物质的量的比约等于1.0，又可提高水泥浆稳定性和水泥石抗压强度，并防止水泥石强度衰退。

3.1 高温稳定剂DRK-3S

通过对国内外水泥浆稳定剂的分析和室内实验研究，优选出1种由天然有机物和无机材料复配而成的高效油井水泥高温稳定剂DRK-3S。高温条件下，DRK-3S中有机物水化后与无机材料相互作用，形成具有一定空间网络结构的悬浮体，此外，该有机物水化后也具有一定的提高黏度作用， 可弥补其他聚合物高温下的稀释和剪切稀释作用。因此，DRK-3S可提高水泥浆的高温稳定性及降低其游离液。对这2种性能进行评价， 实验采用以下配方。

夹江G级水泥+10%微硅+20%石英砂+15%高温增强材料DRB-2S+X%DRK-3S+X%分散剂DRS-1S+3.0%缓凝剂DRH-200L+2.0%降失水剂DRF-120L+0.5%消泡剂DRX-1L+0.5%抑泡剂DRX-2L+水，密度为1.90 g/cm3。

游离液稳定性实验方法：高温高压稠化仪升温至150 ℃，养护20 min后降温并拆出，恒速搅拌器低速搅拌15 s，倒入250 mL量筒内，室温下静止2 h，测试量筒上部游离液量，实验结果见表1。

沉降稳定性实验方法：常压稠化仪养护20 min后拆出并倒入BP管，将BP管竖立并固定于高温高压养护釜内进行养护，养护温度为180 ℃，养护结束后，水泥石上下各切掉20 mm，中间水泥石分成上下两部分，分别测量密度，计算密度差。

表1 水泥浆稳定性与DRK-3S加量的关系

由表1可知，加入DRK-3S后，水泥浆游离液及水泥石上下密度差明显改善，DRK-3S加量为0.50%时，游离液为0，上下密度差为0。

3.2 高温增强材料DRB-2S

根据紧密堆积原理，筛选出了DRB-2S，通过粒径分析仪对其粒径分布进行分析（见图1）。由图1可以看出，DRB-2S的粒径较小，主要集中在5～20 μm之间。因此设计配方中加入DRB-2S，有利于提高水泥石密实度，增加水泥石抗压强度，设计配方粉体材料为夹江G级水泥+10%微硅+20%石英砂+X%DRB-2S+0.5%DRK-3S+0.5%分散剂DRS-1S。

图1 增强材料DRB-2S粒度分布图

为确定DRB-2S的最优加量，通过Anderson经典累积体积分数曲线进行拟合（见图2）。从图2可以看出，当水泥浆中加15%～20%DRB-2S后，与Anderson经典累积体积分数曲线拟合度较高，表明其对水泥石内部孔隙进行了充分填充，可有效提高水泥石致密性，因此水泥浆中高温增强材料加量为15%～20%。

图2 不同DRB-2S加量下水泥浆的粒径分布图

为对DRB-2S加量进行优化，进行水泥石高温抗压强度实验，实验配方如下。

夹江G级水泥+10%微硅+20%石英砂+X%DRB-2S+0.5%DRK-3S+1.0%DRS-1S+3.0%DRH-200L+2.0%DRF-120L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+水，密度为1.90 g/cm3

在常压稠化仪中90 ℃养护20 min后，进行高温高压养护釜养护（180 ℃），实验数据见表2。由表2可知，DRB-2S加量为15%及20%时， 水泥石抗压强度提升24%～36%， 且强度不衰退， 加量为10%时，强度提升7%～12%，也反映出DRB-2S加量为15%和20%时，粒径累积分布与Anderson经典累积体积分数曲线更拟合，堆积率更高。

表2 水泥石高温抗压强度与DRB-2S加量关系

3.3 水泥浆配方及性能

针对安探1X井φ127 mm尾管固井水泥浆技术要求，优选抗高温降失水剂DRF-120L以及抗高温缓凝剂DRH-200L为主剂，降低水泥浆失水量，调整水泥浆稠化时间满足施工要求；以高温稳定剂DRK-3S保持水泥浆高温稳定性；采用DRB-2S提高水泥石致密性，保证水泥石抗压强度，防止强度衰退；优选胶乳防窜剂DRT-100L和增韧材料DRE-300S增加水泥浆防窜能力和水泥石弹塑性能，同时配合其他水泥浆配套外加剂，最终形成抗高温防窜水泥浆体系。

3.3.1 水泥浆配方及基础性能

通过水泥浆外加剂及外掺料优选，形成抗高温防窜水泥浆体系，并对其基础性能进行评价，实验数据见表3。由表3可知，抗高温防窜水泥浆体系失水量低，流动性及稳定性良好，稠化时间、抗压强度满足现场施工要求，同时具有良好的防窜性能，满足华北油田深井小间隙固井水泥浆技术要求。

领浆 夹江G级水泥+10%微硅+21%石英砂+15%DRB-2S+8%DRE-300S+0.5%高温悬浮剂DRY-S2+0.5%稳定剂DRK-3S+1.0%DRS-1S+8%胶乳DRT-100L+1.2%胶乳调节剂DRT-100LT+3.0%DRH-200L+2.0%DRF-120L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+45.5%水

尾浆 夹江G级水泥+10%微硅+21%石英砂+15%DRB-2S+8.0%DRE-300S+0.5%DRY-S2+0.5%DRK-3S+1.0%分散剂DRS-1S+8%胶乳DRT-100L+1.2%胶乳调节剂DRT-100LT+2.0%DRH-200L+2.0%DRF-120L+0.5%DRX-1L+0.5%DRX-2L+46%水

表3 抗高温防窜水泥浆体系基础性能

3.3.2 水泥石力学性能

增韧材料DRE-300S是一种密度为2.80 g/cm3的黄白色粉末，自身具有较高的亲水性和弹性，配合胶乳防窜剂DRT-100L的胶乳粒子的低弹性模量特性，将其填充到水泥石中，可在水泥石内部形成桥接结构，抑制了缝隙的发展，有效降低了弹性模量。同时胶乳粒子粒径小到纳米级，易于填充在水泥石空隙内，提升水泥石的密实度，提高水泥石抗压强度的同时，降低了水泥石的渗透率，较高的抗压强度可防止外作用力对水泥石本体造成破坏，而低弹性模量降低了外作用力的传递系数，实现了对水泥石的韧性改造[4]。因此对水泥石三轴力学性能进行了实验评价，实验结果见表4。

表4 抗高温防窜水泥石（177 ℃×7 d）力学性能

常规水泥石弹性模量约10 GPa，而通过表4可知，加入8%增韧材料DRE-300S后，水泥石弹性模量较常规水泥石降低超过20%，有利于提高压裂施工过程中的水泥环密封完整性。

4 高效抗污染冲洗隔离液体系

安探1X井四开采用低固相钻井液体系，完钻密度为1.14 g/cm3，为保证钻井液与水泥浆有效隔离，优选悬浮剂DRY-S1、DRY-S2、油基钻井液冲洗液DRY-100L、棱形加重材料DRW-2S、抗污染剂DRP-1L，设计具有冲洗、隔离一体化的高效抗污染隔离液体系。配方为：水+2.0%悬浮剂DRY-S1+2.5%高温悬浮剂DRY-S2+10.0%油基钻井液冲洗液DRY-100L+26%棱形材料DRW-2S+0.5%消泡剂DRX-1L+6%抗污染剂DRP-1L，密度为1.14 g/cm3，漏斗黏度为46 s，180 ℃沉降稳定性为0.02 g/cm3。

油基钻井液冲洗液DRY-100L对二界面上的油性物质润湿反转作用，提高了界面的亲水性和冲洗顶替效率，冲洗效率较清水提高50%，增强了二界面与水泥石基体的胶结作用力，促进了固井质量的提高。而抗污染剂DRP-1L是通过螯合、同种电荷排斥等作用降低了絮凝结构内聚力，提高了污染浆体的流动性，为固井施工安全提供了可靠的技术保障[5-8]。后期现场试验表明，采用高效抗污染冲洗隔离液，解决了钻井液与水泥浆的污染问题。

5 配套固井工艺措施

5.1 平衡压力固井

通过优化浆柱结构，采用双凝水泥浆技术等，领浆返深为4 435 m，垂深为4 774 m，尾浆返深为4 900 m，垂深为5 220 m。替浆过程中替入6 m3加重钻井液，进一步缩小管内外静液柱压力，防止浮箍浮鞋失效造成的水泥塞留塞过长。具体数据见表7。

施工结束时，井底管外压力为64.07 MPa，管内压力为59.28 MPa，压差为4.79 MPa，满足浮箍、浮鞋承压能力；井底管外当量密度为1.219 g/cm3，大于钻井液密度1.14 g/cm3，可以满足压稳条件。

拔出中心管后，钻杆外压力为51.29 MPa，钻杆内压力为49.82 MPa，钻杆外压力大于钻杆内压力，可有效防止由于钻井液与水泥浆污染造成的插旗杆事故，同时也可保证悬挂器处水泥塞的质量。

表5 平衡压力固井计算

开泵循环结束后， 管外井底压力为64.86 MPa，当量密度为1.268 g/cm3， 尾浆失重后， 管外井底当量密度为1.172 g/cm3， 均大于钻井液密度（1.14 g/cm3）， 同样可有效压稳地层， 防止油气窜发生。

5.2 批混批注

安探1X井φ127 mm尾管下深5 494 m，井眼扩大率3.40%，单位环空容积为6.84 L/m，悬挂器位于井深4 600 m，水泥浆返高4 900 m，封固段长894 m，领浆及尾浆理论注入量为6.1 m3，附加25%，注水泥量共8 m3，其中领浆4 m3，尾浆4 m3，分别采用批混撬进行批混批注，提高注水泥过程密度稳定性。

5.3 优化排量控制

针对小间隙固井注替排量进行优化设计，控制环空返速0.8～1.2 m/s，防止地层漏失的同时，提高环空冲洗顶替效果。

6 现场应用

针对安探1X井φ127 mm尾管固井存在的难点，优选了抗高温防窜水泥浆体系和高效抗污染冲洗隔离液体系，优化了配套固井工艺措施，完成了安探1X井φ127 mm尾管固井施工，碰压失败。

6.1 固井质量

八扇区固井质量测井图见图3。4 605.0～4 876.3 m双层套管段固井质量好；4 876.3～5 073.5 m井段，一、二界面胶结好，部分井段胶结中等；5 073.5～5 461.0 m井段，第一界面胶结差，第二界面不评价。

6.2 固井结果分析

图3 八扇区固井质量测井图

①4 605.0～5 073.5 m井段胶结好，对上部地层进行了有效封隔，最终连续酸压6 h，累计注压裂液 1 634.32 m3、注酸 1 448.69 m3，加砂 21.45 m3，施工顺利。②施工结束后，拔出中心管，发现套管胶塞未剪切掉，同时在φ127 mm钻具内发现钻杆胶塞，仅下行了239 m，失去隔离水泥浆与后置液的作用，造成管内高密度钻井液、后置液及水泥浆混窜，影响了水泥石胶结质量。③目前固井用流体流量计精度较低，误差通常为3%以上，但受现场施工震动较大、压力较高、流量不稳定等因素影响，以及受现场水泥浆中杂物卡堵、轴承保养不到位等因素影响，其计量误差远远高于3%[9]。而安探1X井φ127 mm尾管固井井深5 494 m，单位环空容积约6.50 L/m，钻杆胶塞未下行，碰压失败，替浆过程中造成多替。5 073.5～5 461.0 m井段环空容积仅为2.5 m3，占总替浆量（40.7 m3）的6.1%。

7 结论与认识

1.抗高温防窜水泥浆体系具有综合性能，强度不衰退，防窜性能强等特点，可满足177 ℃下固井技术要求。

2.抗污染冲洗隔离液体系具有冲洗与抗污染隔离双重作用，解决了水泥浆与钻井液的污染增稠问题，冲洗效率较清水提高近1倍，保证了施工安全，促进了固井质量的提高。

3.钻杆胶塞未下行，因而导致管内混窜，造成5 073.5～5 461.0 m井段固井质量较差，但抗高温防窜水泥浆体系仍对上部地层进行了有效封隔，最终酸压施工顺利。

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Cementing High Temperature Deep Well Antan-1X with Narrow Annular Spaces

LIU Zishuai1, LI Yongjun2, TANG Shouyong3, WANG Dongming2, JIANG Shiwei4, ZHOU Chongfeng1
(1. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206;2. Exploration Division of PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu, Hebei 062550;3. PetroChina Zhejiang Oilfield Company, Hangzhou, Zhejiang 310023;4. The First Cementing Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited, Renqiu, Hebei 062550)

The Langgu sag, one of the three sags rich in oil in the Jizhong Depression, north China, is the main oil producing area of Huabei Oilfield. The reservoirs are deeply buried and the formation temperatures are high. The well Antan-1x is an exploratory well drilled in this area. This well had complex well profile, and the φ127 mm liner (in 4th interval) was run to 5,494 m, at which the formation temperature is 177 ℃. Gas zones at the completion depth are very active and are difficult to control with high density drilling fluids. Narrow annular spaces and hence thin cement sheaths impose challenges to the high temperature stability and anti-channeling ability of cement slurry, and the compressive strength of set cement. A high temperature anti-channeling cement slurry was formulated for use in the well Antan-1x. This cement slurry has good anti-settling performance and ability in minimizing the amount of free water.Its thickening time is adjustable. The compressive strength of the set cement under 180 ℃ does not retrograde. A flushing spacer was formulated with high temperature suspension stabilizer, and the settling rate of the spacer under 180 ℃ was less than 0.03 g/cm3. In cementing the φ127 mm liner string of the well Antan-1x, high quality cementing job was done with the high temperature cement slurry and the spacer, laying a good foundation for the later exploration and development of the Jizhong depression in north China.

Deep well; High temperature; Cement well with narrow annular space; Anti-channeling; High temperature anti-channeling cement slurry; Pollution-resistant flushing spacer; Langgu sag

刘子帅，李拥军，唐守勇，等.安探1X高温深探井小间隙固井技术[J].钻井液与完井液，2017，34（4）：90-95.

LIU Zishuai，LI Yongjun，TANG Shouyong，et al.Cementing high temperature deep well Antan-1X with narrow annular spaces[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（4）：90-95.

TE257.6

A

1001-5620（2017）04-0090-06

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.04.017

华北油田分公司项目“复杂探井固井技术研究与应用”（HBYT-2015-JS-402）；国家重大专项课题课题四“复杂地质条件下深井钻井液与高温高压固井技术研究”（2011ZX05021004）；国家重点研发项目“固井工程用高耐蚀高韧性水泥基关键材料与技术”（2016YFB0303602）。

刘子帅，1988年生，2010年毕业于西南石油大学石油工程专业，现主要从事固井水泥浆及工艺技术研究。电话 18611151357；E-mail：liuzishuaidri@cnpc.com.cn。

2017-4-9；HGF=1702F6；编辑 付玥颖）