低密高强堵漏水泥浆技术在胜利潜山油藏的应用

　　

低密高强堵漏水泥浆技术在胜利潜山油藏的应用

宋亦冬¹ 吕会强²

（胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257017）

摘要：胜利油田古潜山构造油藏埋藏深、微裂缝发育、地层承压能力低，钻进过程钻井液密度1.01-1.08 g/cm³，部分井依然存在显著的漏失现象。为保障潜山油藏低压漏失井固井施工安全，降低固井过程发生漏失几率并提高固井质量，开展了基于中空玻璃微球为主要减轻材料的低密高强堵漏水泥浆体系及配套固井工艺技术研究。本文通过优选中空玻璃微球、微硅、超细水泥、高温增强剂、温敏纤维等材料的种类和加量，研发出低密高强堵漏水泥浆体系，密度1.35-1.45 g/cm³可调，沉降稳定性≤0.02 g/cm³，失水≤50 mL，120-200 ℃增压条件下养护48 h抗压强度≥20 MPa；配套塞流注替、多级稠化时间及循环压稳候凝技术，实现了压稳、防漏和保障固井质量的目的。低密高强堵漏水泥浆已在胜利潜山构造油藏应用15口井，固井一次性成功率和固井质量合格率均为100%，为裂缝漏失性油藏固井提供了有效可靠的解决方案。

关键词：裂缝漏失、低密高强、固井质量

中图分类号：TQ172.1

Application of Low-density and High-strength Plugging Cement Slurry Technology in Shengli Buried Hill Reservoir

Yidong song¹,huiqiang lv²

(Drilling Technology Research Institute of Shengli Petroleum Engineering Co., Ltd., Dongying, Shandong, 257017)

Abstract:The ancient buried hill structure reservoirs in Shengli Oilfield have deep burial, micro-fracture development and low formation pressure-bearing capacity, and the drilling fluid density is between 1.01-1.08g/cm3 during the drilling process, and there are still significant leakage phenomena in some wells. In order to ensure the safety of cementing construction of low-pressure leakage wells in buried hill reservoirs, reduce the probability of leakage and to improve cementing quality in the cementing process, the low-density and high-strength plugging cement slurry system and supporting cementing technology based on insulating glass microspheres as the main lightening materials were studied. In this paper, a set of low-density and high-strength plugging cement slurry system was developed by optimizing the types and dosages of hollow glass microspheres, microsilicon, ultra-fine cement, high-temperature enhancers, temperature-sensitive fibers and other materials, with an adjustable density of 1.35-1.45 g/cm3, a settlement stability of ≤0.02g/cm3, a water loss ≤ of 50mL, and a compressive strength of ≥20MPa for 48 hours under pressurization conditions of 120-200°C. It is equipped with plug flow injection, multi-stage thickening time and circulating pressure stabilization and coagulation technology,

基金项目：

作者简介：1宋亦冬，男，山东东营人，专业一级师，主要从事固完井研究与应用。2吕会强，男，陕西延安人，高级工程师，主要从事固完井研究与应用

which realizes the purpose of pressure stabilization, leakage prevention and cementing quality. Low-density and high-strength plugging cement slurry has been applied to 15 wells in Shengli buried hill reservoirs, and the one-time success rate of cementing and cementing quality qualification rate are 100%, which provides an effective and reliable solution for cementing in fractured leakage reservoirs.

Key words: Fracture leakage, low density and high strength, cementing quality

引 言

目前，探索深层古潜山、海相碳酸盐裂缝等复杂地层油藏已成为胜利油田勘探开发的一个重要方向^[1][2]。在埕北、桩西、车镇等区块陆续发现的深层潜山油藏^[3]，地质条件复杂，断块断裂带造成裂缝发育漏失风险极大^[4]，且油藏埋深都在4000 m以上，钻井过程中即使采用近平衡钻井工艺，往往还是会发生多次钻井液严重漏失，导致固井施工中极易产生再次漏失。传统漂珠低密度、树脂基实心低密度和纤维堵漏水泥浆技术已经无法适应深层漏失油藏的固井技术要求和标准^[5]，难以保障漏失油层水泥返高和井筒长期密封完整性，对古潜山油气藏的安全稳定开发存在极大隐患。而低密高强堵漏水泥浆技术具有密度低、强度高、封堵好及稳定优等特点，因此作者从构建低密高强堵漏水泥浆和优化固井工艺技术入手开展相关研究工作，研究成果在古潜山构造油藏得到了推广应用，有效解决了潜山构造裂缝油藏漏失和质量保障相关固井难点。

1 实验材料和方法

1.1 材料

玻璃微珠样品a由山西海诺有限公司提供，玻璃微珠样品b由河南圣莱特有限公司提供、玻璃微珠样品c由中钢马鞍山有限公司提供。微硅由长兴龙峰粉体材料有限公司提供，含硅量为92%，平均粒度1 μm。超细水泥由合肥砾金科技有限公司提供。增强剂、温敏纤维为自研。

1.2 分析测试仪器

采用荷兰FEI公司的Quanta200F型场发射环境扫描电子显微镜(SEM)对玻璃微珠形貌进行分析，采用采用荷兰FEI公司的JEO1JEM2100型透射电子显微镜(TEM)对玻璃微珠壁厚进行分析。水泥浆和水泥石检测方法严格按照石油行业标准SY/T5546－92《油井水泥应用性能试验方法》和参考API规范《油井水泥材料标准及试验规范》中有关规定进行。

2 低密高强堵漏水泥浆材料优选

2.1 减轻剂优选

该体系主要针对胜利古潜山裂缝构造油藏开发，而该油藏埋层深一般超过4000 m，井底压力一般超过50 MPa，常规漂珠承压能力和密闭率较低，在高压环境下容易进水或破碎^[6][7]，对漂珠性能要求高，本文优选了中钢集团马鞍山中空玻璃微珠，并且对其抗剪性能、抗压能力、微观结构等性能进行分析，便于构建低密度水泥浆过程设计颗粒级配、搅拌速率，应用井深提供依据。图1为山西海诺、河南圣莱特、中钢马鞍山提供的中空玻璃微珠的金相显微镜照片和扫描电镜照片，由金相显微镜照片可见，中钢马鞍山玻璃微珠具有显著优势：黑色不透明的空心减轻剂（即实心珠）极少，几乎不存在。畸形与不规则空心减轻剂颗粒明显减少，空心减轻剂颗粒球体呈完美的球体。空心减轻剂颗粒大小均匀。

图1 中空玻璃微珠的金相显微镜照片和扫描电镜照片，a-山西海诺，b-河南圣莱特、c-中钢马鞍山

Fig.1 Metallurgical microscope and scanning electron microscope (SEM) photographs of insulating glass beads, A-Hainuo, Shanxi, B-St. Wright, Henan, and C-Ma'anshan, Sinosteel

表1 空心减轻剂的物理性能

Tab.1 Physical properties of hollow reducers

编号 项目		空心减轻剂a	空心减轻剂b	空心减轻剂c
产品密度(g/cm3)		0.65	0.59	0.51
振实密度(g/cm3)		0.44	0.39	0.34
比表面积(m2/g)		0.3891	0.4579	0.6559
破碎率(8000psi) (%)		45.28	28.93	15.78
粒径(μm)	D10	21.661	19.678	25.163
	D50	50.381	47.365	49.381
	D90	115.709	98.694	84.121
含水率(%)		0.32	0.28	0.31
漂浮率(%)		82	89	97
导热系数(W/(m·K),19℃)		0.128	0.198	0.093
PH值		8.6	8.7	8.7
壁厚范围(μm)		0.542~3.658	0.856~3.323	1.064~2.798
密度(g/cm3)		0.46	0.60	0.63
抗压强度（MPa/90%留存)		42	83	110
抗剪切（t/min 90%留存)		7000	10000	12000
软化点(℃)		600~750	600~700	620~680
熔融温度(℃)		1200~1300	1200~1300	1250~1350
D90粒径(μm)		19.181	49.869	78.345

根据图1和表1中不同规格的玻璃微珠壁厚、抗压、抗剪切等参数进行对比分析，根据古潜山裂缝油藏压力系数，选用中钢马鞍山中空玻璃微珠作为减轻剂，保障高压高剪切条件下水泥浆密度的稳定性。

2.2 微硅加量优化

使用的微硅含硅量为92 %，平均粒度1 μm。颗粒细小使得微硅颗粒能够填入水泥及其它大粒径外掺料颗粒之间，并堵塞一些连通通道，起到一定的防气窜效果并且增加体系的沉降稳定性。通过在常压、80 ℃温度条件下养护48 h进行不同微硅加量下的水泥石强度实验，确定了水泥浆体系中微硅的最优加量。

表2 微硅加量对水泥石强度影响

Tab.2 Effect of microsilicon dosage on the strength of cement stone

配方	密度 （g/cm3）	水泥 （g）	微珠 （g）	微硅 （g）	水 （g）	抗压强度 （MPa）
1	1.30	200	80	20	150	16.9
2	1.30	200	80	24	152	18.8
3	1.30	200	80	28	154	22.5
4	1.30	200	80	32	156	21.7
5	1.30	200	80	40	160	20.9
6	1.30	200	80	48	164	20.7
7	1.30	200	80	50	165	19.2

由表2可知，微硅加量在14%时，水泥石强度最高，达到22.5 MPa。当微硅加量高于或不足于14%时，水泥石强度都出现不同程度的降低，其中主要原因是：在较低的温度时，虽然微硅颗粒极小，但其水化性能仍然较低。当微硅加量过低时，水泥与微珠颗粒之间的孔隙不能得到良好的填充，影响单位体积内的固相含量的PVF值，从而导致水泥石强度降低；当微硅加量过高时，其颗粒将分布于水泥颗粒之间，影响水泥颗粒的相互胶结^[8][9][10]。因此，确定微硅加量为14%。

2.3 超细水泥加量优化

为了提高水泥石强度，需进一步对低密度水泥浆体系的颗粒级配进行调整。本文将部分油井水泥用超细水泥代替，来增加体系内固相体积，实现水泥、微珠、微硅及超细水泥四种材料的合理级配，从而提高体系的综合性能，满足古潜山裂缝型油藏井筒密封完整性要求。

设定微珠和微硅加量保持最优加量不变，用不同加量的超细水泥替代油井水泥，在常压、80 ℃温度条件下通过测定其对水泥石抗压强度影响规律来确定超细水泥的最优加量。实验数据见表3。

表3 超细水泥加量对水泥石强度影响

Tab.3 Effect of ultrafine cement addition on cement stone strength

配方	密度 （g/cm3）	水泥 （g）	微珠 （g）	微硅 （g）	超细水泥 （g）	水 （g）	抗压强度 （MPa）
1	1.30	190	80	28	10	155	17.8
2	1.30	188	80	28	12	162	18.4
3	1.30	184	80	28	16	164	20.8
4	1.30	180	80	28	20	166	22.0
5	1.30	176	80	28	24	160	23.7
6	1.30	170	80	28	30	174	21.7
7	1.30	165	80	28	35	175	19.6

从表3可以看出，在12%加量时，使水泥浆体系达到合理的配比，进而有效地提高水泥石强度，其中配方5的水泥石抗压强度最高，达到23.7 MPa。

2.4 增强剂加量优选

胜利古潜山构造油藏埋藏深、井底温度普遍高于110 ℃，形成的水泥石必须具备高温下抗衰退能力。选用自研的高温增强剂SL-ZJY10，该增强剂对浆体流型影响较小，耐温性能达到260 ℃，养护60 d强度不衰退。

设定微珠、微硅和超细水泥的加量保持最优加量不变，分别考察了260 ℃、48 h和260 ℃、60 d条件下增强剂对水泥石抗压强度的影响规律，来确定超细水泥的最优加量。实验数据见表4。

表4 高温增强剂抗温性能

Tabl.4 Temperature resistance of high-temperature enhancers

配方	水泥 （g）	增强剂 （g）	水 （g）	密度 （g/cm3）	260 ℃、48 h 抗压强度（MPa）	260 ℃、60 d 抗压强度（MPa）
1	100	35	42	1.90	43.1	34.7
2	100	40	41	1.90	41.8	38.4
3	100	45	39	1.90	40.3	37.2
4	100	50	38	1.90	38.9	38.5
5	100	55	36	1.90	38.2	36.6

从表4可以看出随着高温增强剂加量的增加，水泥石在260 ℃、24 h条件下养护抗压强度逐渐下降，当养护时间达到60 d时，随着高温增强剂加量的增加强度衰退幅度逐渐收窄，高温增强剂加量为50%左右水泥石养护24 h和60 d抗压强度基本持平，表现出良好的抗衰退能力，当加量高于50%以后强度衰退又增大，所以高温增强剂加量确定占水泥的50%。

2.5 温敏纤维加量优选

温敏纤维作为近几年新型的防漏堵漏材料，具有加量大，堵漏承压能力高，便于现场应用等优点，越来受到固井工程师的重视和喜爱^[11]。本体系所选温敏纤维为自研的壳核包裹式温敏纤维胶囊，该胶囊外层相变材料控制响应温度，内部纤维卷曲、折叠为小尺寸具有形变能力的芯材，该纤维胶囊芯材主要由3 mm、6 mm的聚丙烯纤维为主，壳层为40-60 ℃范围内融化的石蜡为主。该纤维胶囊相比于常规纤维材料加量可提高300 %，而对水泥浆稠度基本无影响，当温敏纤维胶囊加量达到3%时，80 ℃、2 mm板缝的封堵承压能力达到5 MPa不漏失。

图2 a温敏纤维响应前后形态变化b温敏纤维封堵实验过程

Fig.2 Morphological changes of temperature-sensitive fibers before and after response b. Plugging process of temperature-sensitive fibers

3 低密高强堵漏水泥浆性能评价

根据低密高强水泥浆各种材料及加量优选构建了不同密度的低密高强水泥浆体系，并对该体系各项性能进行综合评价及优化调整，保障低密高强水泥浆各项性能满足古潜山裂缝型低压易漏油藏的环空密封要求。主要开展低密高强堵漏水泥浆流变特性、稠化时间、失水量及抗压强度及堵漏能力等方面的实验评价。不同密度水泥浆在不同循环温度下，各项性能见表7、表8。

表6 不同密度低密高强堵漏水泥浆性能

Tab.6 Performance of low-density and high-strength plugging cement slurry with different densities

密度（g/cm3）	初始稠度（Bc）	API失水（mL/30min）	稠化时间（min）	抗压强度（MPa）
				165 ℃，48 h	165 ℃,7 d
1.35	29	46	140	22.1	21.9
1.40	27.5	43	151	22.8	22.4
1.45	27	40	188	24.3	24.5

注：循环温度按照135 ℃进行试验

根据表6可知，不同密度的低密高强堵漏水泥浆稠度适中，保障浆体在高温下体系稳定性，且API失水量＜50 mL，可防止滤液污染产层及发生安全事故。在165 ℃养护48 h和7 d抗压强度均高于20 MPa且抗压强度基本无变化，保障水泥浆在高温下力学性能的长期稳定，在不加缓凝剂的条件下稠化时间均超过100 min，可根据现场需求加高温缓凝剂进行稠化时间调节，保障现场施工安全顺利。

低密度水泥浆在现场施工过程中，由于外掺料用量大、人为操作误差等可能出现密度波动情况，为了确保施工安全性，有必要确定施工中的设计密度的允许波动范围，下面对水泥浆设计密度为1.40 g/cm³的体系进行了水泥浆稳定性及强度影响进行实验评价。

表7 密度波动对水泥浆失水及稠化的影响

Tab.7 Effect of density fluctuation on water loss and thickening of cement slurry

密度 （g/cm3）	流动度 （cm）	稳定性（g/cm3）	135 ℃、稠化时间（min）	165 ℃、48 h 抗压强度（MPa）
1.40	27.5	≤0.01	151	22.8
1.36	22.3	≤0.06	217	13.1
1.38	24.5	≤0.03	180	18.8
1.42	29.2	≤0.01	139	24.7
1.44	31.7	-	122	-
1.46	35.8	-	-	-

从表7中数据可知，基于设计水泥浆密度为1.40 g/cm³时，当密度下浮0.04 g/cm³时，水泥浆稳定性差，导致抗压强度低，无法满足水泥石强度要求，且稠化时间较长，其次当密度上浮0.04 g/cm³后，浆体初稠偏高，水泥浆流动性明显变差，影响施工安全。因此，施工密度较设计密度误差控制在0.02 g/cm³范围内性能满足设计要求。

低密高强堵漏水泥浆应用场景主要面对裂缝性漏失油藏、低压油藏，钻完井过程井筒工作液漏失频发，因此其堵漏能力也是该体系的核心功能之一，主要开展了密度为1.35 g/cm³低密高强堵漏水泥浆的堵漏性能试验，实验仪器如图3，为自研的缝板，在压差作用下以其承压能力进行表征，图4为低密高强堵漏水泥浆实验封堵承压实验测试照片。表8为低密高强堵漏水泥浆承压能力实验数据。

表8 低密高强堵漏水泥浆堵漏实验

Tab.8 Plugging experiments of low-density and high-strength cement slurry

配方	密度	常压	0.2MPa	1MPa	3MPa	5MPa	7MPa	8MPa
未加温敏纤维	1.35	未漏	50mL	未漏	未漏	气窜	-	-
3%温敏纤维	1.35	未漏	20mL	未漏	未漏	未漏	未漏	气窜

图3 堵漏仪及2mm缝板

Fig.3 Plugging instrument and 2mm seam plate

图4 低密高强堵漏水泥浆实验封堵承压实验测试图

Fig.4 Test diagram of low-density and high-strength plugging cement slurry experimental plugging and pressure test

根据表8可知，密度为1.35 g/cm³低密高强堵漏水泥浆在2 mm板缝测漏条件下，加入温敏纤维胶囊后具有更高的承压能力，压差达到7 MPa后才发生堵漏失效，说明该体系具有良好的堵漏能力。

4 现场应用情况

低密高强堵漏水泥浆配方成熟，通过室内水泥浆体系综合性能评价，其各项指标满足现场施工要求，目前在桩西、河口、海洋和滨南等油区的ZGX473井、ZGX62井、Z104-X49井、CBG25井和ZGX51井等15口井成功应用，固井施工过程顺利，未发现明显漏失，有效解决了固井施工漏失问题，并取得了良好的应用效果。固井一次成功率和质量合格率100%。施工统计见表9。

表9 低密高强堵漏水泥浆应用情况

Tab.9 Application of low-density and high-strength plugging cement slurry

序号	井号	井深 (m)	钻井液密度 (g/cm3)	漏失量 (m3)	漏速 (m3/h)	固井 质量	备注
1	ZGX411	4971	1.09	478	失返	优质	裂缝性漏失
2	HGX105	4300	1.05	-	-	合格	下古生界潜山
3	BGX405	4931	1.08	329	0.7	优质	裂缝性漏失
4	GGX32	3117	1.02	922.4	1.5	优质	裂缝性漏失
5	GBGX6	3511	1.10	1883	3.2	优质	裂缝性漏失
6	BGX7	5385	1.07	-	-	优质	下古生界潜山
7	CBG25	4521	1.07	1008	1.7	合格	下古生界潜山
8	CBGX23	5144	1.18	509	1.1	合格	裂缝性漏失
9	BGX8	5399	1.15	896	1.3	优质	裂缝性漏失
10	ZGX51	5718	1.09	-	-	优质	古潜山寒武系
14	GX861	4955	1.20	-	-	合格	下古生界潜山
15	ZGX62	5946	1.04	10093	失返	合格	裂缝性漏失

通过表9可以看出低密高强堵漏水泥浆体系应用井存在地层承压能力低，易发生漏失，有效证明低密高强堵漏水泥浆具有优异的防漏堵漏能力。现以ZGX62井为例分析：

ZGX62井固井施工难点：三开遭遇裂缝性漏失，全井累计漏失10093 m³，其中清水7090 m³。第一次井漏：2023年11月06日钻至井深4640.57 m时发生井漏，钻井液密度1.08 g/cm³，粘度44 s，计算漏速5.2 m³/h，漏失原因：地层裂缝性漏失。第二次漏失：11月27日钻进至5509 m时发生渗漏，钻进排量33 L/s，泵压14 MPa，计算漏速1.4m³/h，钻井液出口密度1.10 g/cm³，粘度75 s，至12月05日钻进期间均有渗漏现象，第二次井漏共计漏失钻井液138 m³（低固相钻井液）。第三次漏失：12月05日钻进至井深5832.36 m时，出现跳钻现象，泵压瞬间由14.5 MPa降至0 MPa，井口无法观测到液面，发生失返性漏失，漏失发生时钻井液出口密度1.09 g/cm³，粘度62 s，排量33 L/s。漏失层位：馒头组，地层岩性：灰色灰岩、泥灰岩、紫红色泥岩，漏失原因：裂缝性漏失。实施两次常规堵漏，用堵漏泥浆只是在5819 m形成砂桥，并未堵住漏层。第三次共计漏失钻井液887.04 m³（低固相钻井液）。

现场施工情况：使用低密度微球水泥浆体系，共注水泥浆62 m³，密度1.35-1.40 g/cm³，施工过程正常，拔出中心管循环见水泥浆返出约5 m³。具体施工情况见表10

表10 施工情况

Tab.10 Construction status

	体积/ m3	排量/ m3	压力/MPa
14:05至14:15	注前置液10	1.0	5
14:15至15:16	注水泥浆64	1.2-0.8	5-2
15:16至15:20	注压塞液3	0.8	0
15:20至15:57	替泥浆56.3	1.5-0.8	11
15:57至16:00	碰压

侯凝方式：循环8 h后敞压侯凝时间48 h，电测表明固井质量合格。

5 结论

（1）通过减轻剂、增强剂、堵漏剂等材料的优选与加量的优化，构建的低密高强堵漏水泥浆堵漏承压能力高，高温下水泥石力学性能优异，强度不衰退；

（2）通过室内实验评价和分析，低密高强堵漏水泥浆满足现场施工要求，固井施工一次成功率和固井质量合格率均为100%；

（3）低密高强堵漏水泥浆优异的综合性能及防漏堵漏效果，将为低压漏失地层、窄密度窗口地层及裂缝性油藏等易漏井筒的固井提供有力的技术保障，具有广阔的应用前景。

参考文献

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　　③论文末应附“参考文献”，执行国标GB/T7714-2005标准，“参考文献”序号应与论文中出现的顺序相符；
　　④注明作者的联系方式，包括电话、E-mail、详细的通讯地址、邮编，以便联系并邮寄杂志。
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