古龙页岩油油基钻井液对固井水泥浆的污染研究

2024-01-12宋成林

西部探矿工程 2023年12期

宋成林

（大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆 163413）

1 概述

通过固井水泥在套管和地层之间实现区域隔离是固井作业的主要目标之一。在大庆油田古龙区块的页岩油开采施工过程中，为了在长水平段易坍塌的青山口地层实现安全快速钻进，通常选用油基钻井液作为工作液。油基钻井液（OBM）是一种非水性流体，其具有高润滑性、低摩擦系数、卓越的页岩稳定性和较低的滤失量，为加快页岩地层的钻井速度提供了良好的保障[1-2]。虽然油基钻井液在钻井施工方面有很多优点，但其和水泥浆的相容性问题一直是影响固井质量的主要因素[3-5]。影响古龙页岩油井固井质量的主要原因之一是水泥浆对油基钻井液污染的敏感性。为了提高固井质量，有必要对油基钻井液和固井水泥浆之间的污染性进行深入研究，以便最大程度地减少钻井液的影响。

业界普遍认为油基钻井液会使水泥浆产生流型变化、缩短稠化时间并降低水泥石强度，主要的研究方向是如何提高隔离液的有效性来防止污染，对内在的污染机制研究的仍然较少。

本文研究了不同温度下油基钻井液对水泥浆流变学性能的影响，以及不同养护时间对水泥石力学性能的影响，此外还通过XRD、TG、SEM、EDS等化学分析手段对水泥浆的污染机理进行分析。本研究可为提高页岩油固井质量提供理论依据。

2 材料与实验方法

2.1 实验材料

本研究使用的油基钻井液为古龙页岩油平台井三开的现场浆，其油水比为80∶20。水泥浆材料主要包括G级水泥、水、分散剂、降滤失剂等。

2.2 实验方法

2.2.1 样品制备

样品混合方法根据API 推荐的测试程序进行。油基钻井液污染程序是使用部分油基钻井液以重量百分比替换水泥浆。将浆料在塑料烧杯中称重，然后用称重的OBM 重新剪切至适当的重量。水泥浆/油基钻井液的实验比例为100/0、95/5、75/25和50/50。

2.2.2 混合物料的流变性测试

流变性会随测试温度的变化而变化，测试所选用的温度主要考虑环境温度和井下实际温度。本次实验，用于研究混合物流变特性的测试温度为室温（25℃）和95℃。流变性测试使用的是青岛海通达专用仪器有限公司生产的旋转粘度计。

2.2.3 水泥石力学性能试验

将水泥石在水浴锅中以95℃养护，测量1d、3d 和7d后的性能。

2.2.4 微观结构及水化产物分析

使用冷冻干燥/ESEM、XRD、TG、SEM 和EDS 分析水泥浆的微观结构和水化产物，了解油基钻井液如何影响油井水泥的水化过程。

在Quanta450分析仪上进行冷冻干燥/ESEM 测量，观察混合浆料的结构。在混合浆料中使用液氮。冷冻24h后，用ESEM分析混合浆液的结构。

在X Pert PRO MPD 上进行XRD测量，分析水泥浆中的各相组成。

在Metiler Toledo SDTA85 分析仪上进行TG 测量，用以确定总CH含量。

使用EVO MA15 分析仪进行SEM 和EDS 测量，以确定含有油基钻井液的水泥石的微观结构。由于含有大量油基钻井液的金属喷涂水泥导电性不佳，本文选择含有5%油基钻井液和25%油基钻井液的混合水泥石进行微观组织分析。

3 结果和讨论

3.1 油基钻井液对水泥浆的流变行为的影响

油井固井过程中水泥浆流变特性的控制对改善套管和岩层之间的钻井液流动性具有重要意义。较好的流变性，可以改善泵送效果，还可以影响水泥粘附在管壁和岩层上的强度。实验研究发现，由于渗透压和油基泥浆的破乳作用，混合浆料的流变特性随温度而变化。含有油基钻井液（0%、5%、25%和50%）的水泥浆在25℃、60℃和95℃下的流动曲线几乎是直线，实验结果与“宾汉模型”高度拟合。

在25℃时，混合浆料的水由于渗透压而迁移到OBM 中，混合物料的流变性随着油基钻井液含量的增加而恶化。使用宾汉模型，25℃时油基钻井液的掺混量从0%～50%的公式为τ0%=9.433+0.121γ，τ5%=10.906+0.136γ，τ25%=11.464+0.193γ，τ50%=17.214+0.623γ。研究表明，在25℃时，随着油基钻井液含量的增加，塑性粘度和屈服点也会增加。塑性粘度表示存在的固体颗粒的数量，但随着油基钻井液体积的增加，可以水化的固体（例如水泥）将进一步增加塑性粘度，从而降低水灰比。

图1 显示了被油基钻井液污染的水泥浆在25℃放大10000 倍时的微观情况。图1 中的孔隙是游离水冷冻干燥后与水泥浆混合形成的。随油基钻井液含量的增加，自由水中的孔隙量减少。具体的微观变化为：随混合物中的水含量不断降低，混合物流变行为逐渐恶化。被油基钻井液包裹的水泥浆没有产生相应的水合作用。当油基钻井液含量增加到25%以上时，水泥浆被其完全包裹。

图1 25℃被污染水泥浆放大10000倍后的微观结构

使用宾汉模型，在95℃下油基钻井液添加量从0%～50%的公式为：τ0%=4.361+0.105γ，τ5%=2.278+0.096γ，τ25%=1.894+0.08γ和τ50%=19.201+0.108γ。研究表明，渗透压随着温度的升高而增加。同时，油包水乳液的稳定性趋于降低。当水泥浆中的含水量高于含油量时，油基钻井液的乳液结构被破坏。当油基钻井液含量低25%时，水泥浆混合物在95℃时的流变行为有所改善。在较高温度下，破乳对低油基钻井液含量的混合物流变行为影响较小。当油基钻井液含量达到50%时，混合浆料的渗透压最大，导致浆料流变性变化最大。高油基钻井液含量保证了乳液的稳定性，但渗透压会随着温度的升高而增加，这将显着增加的浆料的流变参数。图2 显示了被油基钻井液污染后的浆料在95℃下放大10000 倍的微观结构。纯水泥在95℃时可产生明显的针状晶体，含有5%油基钻井液的浆料仍可产生晶体，但由于混合而变成棒状的晶体往往会包裹在水化产品的表面上，从而阻碍水化过程。油基钻井液具有良好的润滑性，因此可以增加混合浆料的流变特性。冷冻干燥过程中产生了大量的孔隙和大量的游离水。当油基钻井液含量接近25%时，这种现象尤其明显。含有50%油基钻井液的浆料具有明显的糊状稠度，不含游离水。已有的研究表明，由于水泥浆和油基钻井液不兼容，添加油基钻井液通常会降低混合浆料的流变特性，甚至使水泥无法泵送。本研究结果表明，流变性能的这些变化是由渗透压和破乳作用引起的，渗透压和破乳作用改变了混合浆料中存在的游离水量，混合浆料中较高的OBM 含量会使浆料干燥和增稠，使其难以在井底温度下泵送。

3.2 油基钻井液对水泥石力学行为的影响

表1 为不同油基钻井液添加量对水泥石抗压强度的数据。从表1可以看出抗压强度随油基钻井液含量的增加而迅速降低。虽然水泥的抗压强度随着养护时间的增加而增加，但这种增加趋势并不显著。当养护时间延长时，掺有大量油基钻井液的水泥的抗压强度仍然很低。当掺入少量油基钻井液时，抗压强度降低的百分比显着增加。含5%油基钻井液的水泥石抗压强度损失达到33.58%;当油基钻井液含量达到25%时，水泥石的抗压强度损失接近85%，此时水泥石完全失去其强度。当含有50%油基钻井液时，不能形成完整的水泥石。

表1 油基钻井液对水泥石性能的影响

3.3 油基钻井液对水泥石水化的影响

通过研究水泥石的力学性能发现，水泥石的抗压强度随油基钻井液含量的增加而显著降低。油基钻井液对水泥石水化作用的影响如下所述：

纯水泥石和混合水泥石的XRD测试可以获得其水化情况。XRD 结果表明，新相不会出现在混合水泥石中。水泥石中的主要材料是氢氧化钙和碳化硅，也存在少量的水合钙。混合水泥浆体与纯水泥浆体存在显著差异。硫酸钡的量显著增加，而氢氧化钙和碳化硅显著减少，水合钙的量也逐渐减少，甚至减少到零。从样品的DTG 曲线可以看出，含油基钻井液的水泥石的曲线可分为3 个区域。区域1 发生在119℃～278℃之间，可归因于C-S-H 的脱水。区域2 发生在416℃～512℃之间，可归因于氢氧化钙的脱水。不同油基钻井液含量的水泥石的DTG 曲线具有相似的第三区域，发生在600℃～800℃之间，这可能是由于水合化合物中碳酸钙的脱碳引起的。从TG曲线来看，氢氧化钙含量随着油基钻井液含量的增加而减少。纯水泥含有2.43%的氢氧化钙，当混合浆料中油基钻井液含量达到50%时，氢氧化钙的含量仅为1.10%。因此，可以得出结论，油基钻井液会在没有其他化学干扰的情况下阻碍水泥的水化反应。

3.4 油基钻井液对水泥石组织结构的影响

图3 为随油基钻井液含量增加水泥石的孔隙结构变化图。图3a显示，水泥石的微观结构非常致密，孔隙少且很小。图3b 和图3c 显示了含有油基钻井液后水泥石中的蜂窝结构，图3c中孔的数量和大小有所增加，说明油基钻井液包围了水泥颗粒，而油相保持在颗粒之外，水泥石因此形成蜂窝结构，这也解释了为什么含有油基钻井液的的水泥石强度非常低。

图3 被污染水泥石微观结构

3.5 油基钻井液对水泥浆的污染机理

典型的油包水钻井液由油包水乳液组成，这些乳液由乳化剂提供稳定性，其他成分被添加到其中来满足钻井液标准。将油基钻井液混入到水泥浆中时，其乳液部分会分布到水泥浆中，并会去除水泥浆中的水分，将其吸收到钻井液中。水泥浆含水量的降低会缩短稠化时间，同时对水泥的流变性能产生负面影响。

水泥浆中的油基钻井液会阻碍水化作用，导致不完全水化和蜂窝结构的形成，从而降低水泥石的强度。减缓水化作用会影响水泥浆凝固，并通过如下四个步骤进行：①油基乳液均匀分散在水泥浆中；②水泥浆由于乳化剂的存在而发生乳化；③包裹水泥颗粒的油相发生部分水化；④形成水泥的骨架结构。但是，由于水泥颗粒不能完全水化，并且颗粒被油相包围，因此形成了蜂窝结构，最终造成水泥石的抗压强度明显降低。