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【摘要】针对低温固井技术难点以及大庆油田日益复杂的地质情况，根据界面增强、防窜等机理，开发研制适用循环温度为10-60℃的低温防窜水泥浆体系。该体系适用于A级水泥、G级水泥、高强低密度水泥，界面胶结强度大于原浆2倍，抗窜压差大于5.0MPa。应用井与同区块常规井相比，优质率提高15个百分点、管外冒发生率降低到2.0%以下（常规井管外冒发生率为15%以上）。
【关键词】低温防窜 管外冒 固井质量 界面胶结 抗窜性能
1 前言
低温下常规水泥浆体系存在着水化速度缓慢、早期强度低、界面胶结差、渗透率大等诸多弊端，而低温（<30℃）防窜外加剂及防窜水泥浆体系的缺乏，导致低温防窜问题是一直困扰固井界的技术难题。大庆油田日趋复杂的地质情况，造成复杂区固井质量差、固井后管外冒等现象严重，尤其是地层压力异常（地层压力系数在2.18以上）、浅层气上窜（复杂区环空气窜比例高达30%以上）、固井后管外冒严重（复杂区管外冒发生率在10%以上）等问题。
低温防窜水泥浆体系，从水泥环本体、界面等多方面进行研究，为解决低温防窜问题、提高低温复杂井固井质量问题，提供有效的技术解决途径，为油田长期稳定、安全开发提供有力的技术支持。
2 低温防窜水泥浆体系的组成及性能2.1 水泥浆体系的组成
根据界面增强、防窜等机理，从改善界面过渡层结构、改变水泥各种水化产物生成量、加速水泥浆水化速度、缩短过渡时间等多个方面开展研究，研制开发低温用配套外加剂，形成低温防窜水泥浆体系。体系组成：包括多功能早强剂、低温用丁苯胶乳、多功能界面改性剂及多种辅剂。
2.2 水泥浆体系性能
水泥浆体系中的主剂具有独特的成膜机制、界面改性机制，通过合理的颗粒级配及分散增容、渗透、吸附、粘接等反应机理，优化水泥浆体系性能，赋予水泥浆体系各种不同的防窜特性：
（1）低温下（10-60℃）早期强度高，过渡时间短，且水泥浆体系具有很强的内部结构阻力；
（2）优化水泥石本体和界面过度层结构，提高水泥环的界面胶结强度和抗地层流体冲蚀的能力；
（3）释放出大量的可溶性高价阳离子和胶体粒子，通过渗透、吸附、粘接等作用，改善二界面的泥饼质量；
（4）水泥环具有很强的力学形变能力、微膨胀特性，渗透率低。
3 低温防窜水泥浆体系的室内试验研究
3.1 常规性能
通过水泥浆（密度1.90g/cm3）体系在不同温度下凝结时间、抗压强度、滤失量、稠化时间等常规实验研究可知，温度对体系稠化时间、凝结时间影响不大，水泥浆体系38-60℃时过渡时间都只有2min，10℃×8h抗压强度为5.2MPa，滤失量小于50mL，体系的这些性能，对低温井尤其是低温长封井防窜极其有利。
3.2 水泥环界面胶结强度
水泥环界面处存在界面过渡区，内有大颗粒的氢氧化钙、钙钒石等的存在，导致其结构疏松容易形成微裂缝；二界面由于泥饼的存在，形成一个不可固化层，使水泥环与地层岩石之间不能实现有效的胶结。不同温度、不同养护龄期的水泥环一、二界面的胶结强度实验得知，低温防窜水泥浆体系一界面胶结强度大于原浆的2倍；而二界面有4mm泥饼存在时，原浆二界面胶结强度为0，而低温防窜水泥浆体系二界面胶结强度大于0.1MPa。
3.3 水泥浆体系的抗窜能力
利用7150型液/气分析仪对低温浅层防气窜水泥浆体系的抗窜能力进行评价，低温防窜水泥浆体系，无论是水泥浆水化凝结过程中还是水泥浆凝固后，气层压力曲线都未发生变化，说明没有发生气窜。而原浆开始水化，气层压力曲线迅速下降，发生了气窜。根据实验结果，低温防窜水泥浆体系的抗窜压差大于5.0MPa。
4 低温防窜水泥浆体系的现场应用
目前，低温防窜水泥浆体系，在大庆油田朝阳沟、杏区、南区、喇嘛甸、葡北等复杂区块的复杂井，现场应用400多井次，对提高固井质量、预防管外冒及环空窜流等复杂事故的发生具有显著效果。
4.1 朝阳沟地区现场应用
朝阳沟地区由于注采不平衡、油层物性差，地下油层存在异常高压，地层压力系数最高达到2.18以上，完钻钻井液密度在1.70-1.90g/cm3之间，油气水浸严重，固井质量难以保证，固井优质率只有30%。采用低温防窜体系固井100多井次，固井优质率由原来的30%提高到了70%以上，固井优质率提高了40个百分点。
4.2 杏区、南区现场应用
杏12区西部、南2、3区等地区，由于套损、井网加密等原因，致使层间矛盾突出（高压区平均压力系数为1.85，局部压力系数高达1.95，同时存在欠压层和易漏层），油气水浸严重，固井后管外冒等复杂事故不断发生，管外冒发生率高达10%以上。低温防窜水泥浆体系，在这些区块的复杂疑难井应用 100多井次，使用井管外冒发生率降到2%以下。如杏12-5-P3414井，钻井过程中油气水浸严重，地层压力系数1.85，同时存在欠压层，完钻泥浆密度为1.85g/cm3，采用该水泥浆体系限压固井，固井后无管外冒情况发生，15d测井，固井质量优质。
4.3 葡北、喇嘛甸地区现场应用
葡北、喇南中西一区原生浅气和次生浅气活跃，套损、断层遮挡、气顶气等造成局部异常高压，固井后环空气窜严重，在地层高压、浅气异常活跃井，采用体系固井，固井后无环空气窜和管外冒现象。如葡182区块，浅气活跃，一口井存在多段浅气，固井后环空气窜高达30%，采用体系固井，固井后没有发生气窜，固井优质率提高20个百分点。如葡160-斜64井，该井存在多层浅气，完钻后发生气浸、井涌，采用该体系固井，固井质量优质。
5 结论
（1）低温防窜水泥浆体系适用循环温度为：10-60 ℃；
（2）该体系10℃时8h抗压强度达5.2MPa以上（原浆无强度）、过渡时间2min、水泥浆滤失量小于50mL（原浆大于2000mL）；
（3）低温防窜水泥浆体系界面胶结强度和原浆相比提高2倍，抗窜压差大于5.0MPa以上。
（4）应用井与同区块常规井相比，优质率提高15个百分点、管外冒发生率降低到2.0%以下（常规井管外冒发生率为15%以上）。
参考文献
[1] 丁士东.国内外固井技术现状及发展趋势[J].钻井液完井液，2002（19）
[2] 牟忠信，张明昌，李 萍. 复合型早强剂水泥浆体系研究，2005（增刊—0135—03）
[3] 刘霞，高玉堂等.大庆油田低压高渗调整井韧性防漏水泥浆体系研究与应用[J].石油钻探技术，2006（5）
作者简介
马淑梅，1967年出生，1990年毕业于大庆石油学院应用化学专业，现在大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院从事固井水泥外加剂的研究。
【关键词】低温防窜 管外冒 固井质量 界面胶结 抗窜性能
1 前言
低温下常规水泥浆体系存在着水化速度缓慢、早期强度低、界面胶结差、渗透率大等诸多弊端，而低温（<30℃）防窜外加剂及防窜水泥浆体系的缺乏，导致低温防窜问题是一直困扰固井界的技术难题。大庆油田日趋复杂的地质情况，造成复杂区固井质量差、固井后管外冒等现象严重，尤其是地层压力异常（地层压力系数在2.18以上）、浅层气上窜（复杂区环空气窜比例高达30%以上）、固井后管外冒严重（复杂区管外冒发生率在10%以上）等问题。
低温防窜水泥浆体系，从水泥环本体、界面等多方面进行研究，为解决低温防窜问题、提高低温复杂井固井质量问题，提供有效的技术解决途径，为油田长期稳定、安全开发提供有力的技术支持。
2 低温防窜水泥浆体系的组成及性能2.1 水泥浆体系的组成
根据界面增强、防窜等机理，从改善界面过渡层结构、改变水泥各种水化产物生成量、加速水泥浆水化速度、缩短过渡时间等多个方面开展研究，研制开发低温用配套外加剂，形成低温防窜水泥浆体系。体系组成：包括多功能早强剂、低温用丁苯胶乳、多功能界面改性剂及多种辅剂。
2.2 水泥浆体系性能
水泥浆体系中的主剂具有独特的成膜机制、界面改性机制，通过合理的颗粒级配及分散增容、渗透、吸附、粘接等反应机理，优化水泥浆体系性能，赋予水泥浆体系各种不同的防窜特性：
（1）低温下（10-60℃）早期强度高，过渡时间短，且水泥浆体系具有很强的内部结构阻力；
（2）优化水泥石本体和界面过度层结构，提高水泥环的界面胶结强度和抗地层流体冲蚀的能力；
（3）释放出大量的可溶性高价阳离子和胶体粒子，通过渗透、吸附、粘接等作用，改善二界面的泥饼质量；
（4）水泥环具有很强的力学形变能力、微膨胀特性，渗透率低。
3 低温防窜水泥浆体系的室内试验研究
3.1 常规性能
通过水泥浆（密度1.90g/cm3）体系在不同温度下凝结时间、抗压强度、滤失量、稠化时间等常规实验研究可知，温度对体系稠化时间、凝结时间影响不大，水泥浆体系38-60℃时过渡时间都只有2min，10℃×8h抗压强度为5.2MPa，滤失量小于50mL，体系的这些性能，对低温井尤其是低温长封井防窜极其有利。
3.2 水泥环界面胶结强度
水泥环界面处存在界面过渡区，内有大颗粒的氢氧化钙、钙钒石等的存在，导致其结构疏松容易形成微裂缝；二界面由于泥饼的存在，形成一个不可固化层，使水泥环与地层岩石之间不能实现有效的胶结。不同温度、不同养护龄期的水泥环一、二界面的胶结强度实验得知，低温防窜水泥浆体系一界面胶结强度大于原浆的2倍；而二界面有4mm泥饼存在时，原浆二界面胶结强度为0，而低温防窜水泥浆体系二界面胶结强度大于0.1MPa。
3.3 水泥浆体系的抗窜能力
利用7150型液/气分析仪对低温浅层防气窜水泥浆体系的抗窜能力进行评价，低温防窜水泥浆体系，无论是水泥浆水化凝结过程中还是水泥浆凝固后，气层压力曲线都未发生变化，说明没有发生气窜。而原浆开始水化，气层压力曲线迅速下降，发生了气窜。根据实验结果，低温防窜水泥浆体系的抗窜压差大于5.0MPa。
4 低温防窜水泥浆体系的现场应用
目前，低温防窜水泥浆体系，在大庆油田朝阳沟、杏区、南区、喇嘛甸、葡北等复杂区块的复杂井，现场应用400多井次，对提高固井质量、预防管外冒及环空窜流等复杂事故的发生具有显著效果。
4.1 朝阳沟地区现场应用
朝阳沟地区由于注采不平衡、油层物性差，地下油层存在异常高压，地层压力系数最高达到2.18以上，完钻钻井液密度在1.70-1.90g/cm3之间，油气水浸严重，固井质量难以保证，固井优质率只有30%。采用低温防窜体系固井100多井次，固井优质率由原来的30%提高到了70%以上，固井优质率提高了40个百分点。
4.2 杏区、南区现场应用
杏12区西部、南2、3区等地区，由于套损、井网加密等原因，致使层间矛盾突出（高压区平均压力系数为1.85，局部压力系数高达1.95，同时存在欠压层和易漏层），油气水浸严重，固井后管外冒等复杂事故不断发生，管外冒发生率高达10%以上。低温防窜水泥浆体系，在这些区块的复杂疑难井应用 100多井次，使用井管外冒发生率降到2%以下。如杏12-5-P3414井，钻井过程中油气水浸严重，地层压力系数1.85，同时存在欠压层，完钻泥浆密度为1.85g/cm3，采用该水泥浆体系限压固井，固井后无管外冒情况发生，15d测井，固井质量优质。
4.3 葡北、喇嘛甸地区现场应用
葡北、喇南中西一区原生浅气和次生浅气活跃，套损、断层遮挡、气顶气等造成局部异常高压，固井后环空气窜严重，在地层高压、浅气异常活跃井，采用体系固井，固井后无环空气窜和管外冒现象。如葡182区块，浅气活跃，一口井存在多段浅气，固井后环空气窜高达30%，采用体系固井，固井后没有发生气窜，固井优质率提高20个百分点。如葡160-斜64井，该井存在多层浅气，完钻后发生气浸、井涌，采用该体系固井，固井质量优质。
5 结论
（1）低温防窜水泥浆体系适用循环温度为：10-60 ℃；
（2）该体系10℃时8h抗压强度达5.2MPa以上（原浆无强度）、过渡时间2min、水泥浆滤失量小于50mL（原浆大于2000mL）；
（3）低温防窜水泥浆体系界面胶结强度和原浆相比提高2倍，抗窜压差大于5.0MPa以上。
（4）应用井与同区块常规井相比，优质率提高15个百分点、管外冒发生率降低到2.0%以下（常规井管外冒发生率为15%以上）。
参考文献
[1] 丁士东.国内外固井技术现状及发展趋势[J].钻井液完井液，2002（19）
[2] 牟忠信，张明昌，李 萍. 复合型早强剂水泥浆体系研究，2005（增刊—0135—03）
[3] 刘霞，高玉堂等.大庆油田低压高渗调整井韧性防漏水泥浆体系研究与应用[J].石油钻探技术，2006（5）
作者简介
马淑梅，1967年出生，1990年毕业于大庆石油学院应用化学专业，现在大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院从事固井水泥外加剂的研究。