齊奉忠 于永金 劉斌輝 韓 琴

中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院

隨著油氣勘探開發(fā)工作的不斷深入，勘探開發(fā)對象日益復(fù)雜。國內(nèi)剩余油氣資源40%以上分布在深層，油氣上產(chǎn)必須動用深層油氣資源，深井超深井鉆井?dāng)?shù)量越來越多，固井復(fù)雜程度增大，特別是長裸眼、大溫差、多套壓力系統(tǒng)并存，給固井工作帶來了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。復(fù)雜地層長封固段大溫差固井技術(shù)已成為制約勘探開發(fā)的瓶頸技術(shù)問題之一。

中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院（簡稱鉆井院）針對長封固段大溫差固井問題，通過分子結(jié)構(gòu)設(shè)計結(jié)合降失水機(jī)理及緩凝機(jī)理，研制出抗200℃高溫的降失水劑及適用高溫溫差80℃以上的大溫差緩凝劑，解決了國內(nèi)降失水劑抗高溫抗鹽能力差及緩凝劑適應(yīng)溫差范圍窄的難題。通過技術(shù)集成形成的大溫差固井配套技術(shù)，有效解決了高溫深井、長封固段大溫差固井存在的水泥漿超緩凝、頂替效率低、固井質(zhì)量差等技術(shù)難題，并在現(xiàn)場進(jìn)行了成功試驗(yàn)及推廣應(yīng)用，經(jīng)濟(jì)效益及社會效益顯著。

1 長封固段大溫差固井難點(diǎn)及存在問題

大溫差水泥漿體系的核心技術(shù)是在大溫差條件下使用的水泥漿外加劑生產(chǎn)與使用，以主要解決固井過程中水泥漿封固段長、水泥漿頂部與底部溫差大造成水泥頂部強(qiáng)度發(fā)展緩慢甚至超緩凝等固井難題。

國外經(jīng)過多年的研究與完善，斯倫貝謝、哈里伯頓等公司已經(jīng)成功開發(fā)出高溫外加劑體系。如斯倫貝謝公司開發(fā)的防竄膠乳降失水劑D700，適應(yīng)溫度為121～191℃，具有很好的降濾失和防氣竄性能，已成功應(yīng)用于多口深井超深井固井；開發(fā)的與UNIFLAC降失水劑配合的UNISET高溫緩凝劑，抗溫可達(dá)232℃，既可用于淡水水泥漿，也可用于鹽水水泥漿。

國內(nèi)對合成聚合物類降失水劑研究起步較晚，且高溫外加劑攻關(guān)難度大、研究周期長；水泥在110～120℃存在晶相轉(zhuǎn)化點(diǎn)，常規(guī)緩凝劑適應(yīng)能力差，實(shí)驗(yàn)過程中易出現(xiàn)“鼓包”、“包芯”等問題，且水泥漿在高溫下沉降嚴(yán)重，固井施工存在安全隱患。國內(nèi)缺少耐溫超過150℃且性能穩(wěn)定的外加劑產(chǎn)品，井溫超過180℃的外加劑主要靠進(jìn)口，沒有形成配套的工藝技術(shù)。長封固段大溫差固井中易出現(xiàn)超緩凝、固井質(zhì)量差等問題，天然氣井易出現(xiàn)環(huán)空帶壓或井口竄氣等問題，無法滿足大溫差固井的需要，制約了深層油氣的勘探開發(fā)。

隨著勘探開發(fā)向深層及復(fù)雜地層的發(fā)展，大溫差長封固段固井越來越多。為此鉆井院開展了相關(guān)研究工作，研制具有自主知識產(chǎn)權(quán)的大溫差水泥漿體系，形成配套的固井工藝技術(shù)，以解決長封固段固井技術(shù)難題，為油氣井的長期安全生產(chǎn)提供保障，滿足深層油氣藏勘探開發(fā)的需要。

2 長封固段大溫差固井綜合配套技術(shù)研究與進(jìn)展

2.1 抗高溫適應(yīng)大溫差固井的降失水劑技術(shù)

降失水劑分子結(jié)構(gòu)研究主要從兩方面入手：一方面提高分子鏈的剛性、耐熱性能；另一方面提高降失水劑分子鏈對水泥粒子的吸附能力，使得在高溫條件下降失水劑分子鏈熱運(yùn)動加劇時仍能夠?qū)λ嗔Ｗ舆M(jìn)行有效吸附，從而使降失水劑在高溫條件下能夠控制水泥漿的失水量。研究中在降失水劑主鏈上引入磺酸基，磺酸基具有良好的耐鹽性、水溶性、熱穩(wěn)定性和很強(qiáng)的水化能力，制備的共聚物降失水劑具有良好的抗高溫、抗鹽能力。通過優(yōu)化聚合工藝，得到具有最佳分子量和分子量分布的降失水劑分子，使降失水劑性能達(dá)到最佳。

2.2 抗高溫適應(yīng)大溫差固井的緩凝劑技術(shù)

通過在分子鏈中引入抗溫、抗鹽及寬溫帶緩凝控制等基團(tuán)，研發(fā)適應(yīng)大溫差固井的緩凝劑，克服常規(guī)緩凝劑適應(yīng)溫差范圍窄、超緩凝的難題。通過設(shè)計緩凝劑分子功能基團(tuán)，使緩凝劑分子具有良好的耐溫性能和緩凝能力；通過對緩凝劑分子中的功能基團(tuán)相對位置設(shè)計，使緩凝劑在水泥漿中優(yōu)先吸附在C3A成分表面，解決高溫大溫差條件下低溫水泥漿超緩凝難題。緩凝劑生產(chǎn)采用一次投料生產(chǎn)工藝，通過對pH值和溫度控制實(shí)現(xiàn)緩凝劑分子結(jié)構(gòu)控制，使生產(chǎn)工藝簡單，產(chǎn)品性能易控，有利于產(chǎn)品大規(guī)模生產(chǎn)。

2.3 大溫差固井水泥漿體系技術(shù)

大溫差長封固段固井水泥漿體系關(guān)鍵要克服4個難題：①降失水劑及緩凝劑的抗高溫難題；②緩凝劑晶相轉(zhuǎn)化點(diǎn)兩側(cè)的吸附難題；③常規(guī)高溫水泥漿在低溫下的超緩凝難題；④領(lǐng)漿及尾漿的穩(wěn)定性問題。首先通過優(yōu)選高性能敏感性低的緩凝劑與降失水劑來實(shí)現(xiàn)長封固段一次上返固井，防止頂面水泥漿超緩凝，另外采用緊密堆積理論，優(yōu)化水泥漿中各材料的配比，使其具有最高的堆積密實(shí)度，低密度水泥漿（石）及高密度水泥漿（石）的性能達(dá)到最優(yōu)，提高水泥漿的穩(wěn)定性和水泥石的力學(xué)性能，提高防竄能力，保證固井質(zhì)量。

2.4 大溫差長封固段固井配套技術(shù)

大溫差固井配套技術(shù)主要包括高效沖洗隔離液、提高頂替效率、平衡壓力固井、套管安全下入等方面的配套措施，主要解決深井長封固段大溫差固井水泥漿超緩凝、固井頂替效率低、固井質(zhì)量差、層間竄流等技術(shù)難題?？垢邷馗咝_洗隔離液是大溫差固井配套技術(shù)的關(guān)鍵，重點(diǎn)是研制抗高溫懸浮穩(wěn)定劑，主要是通過在大分子側(cè)鏈上引入一些官能團(tuán)，使用磺化改性提高聚合物抗溫抗鹽、懸浮性?？垢邷貞腋》€(wěn)定劑配合油基鉆井液沖洗液、特色加重材料，研發(fā)出適應(yīng)長封固段固井的沖洗隔離液體系，有效保證了長封固段固井的頂替效率。

3 適合大溫差固井的外加劑及水泥漿體 系研究

3.1 水泥外加劑

（1）抗高溫大溫差降失水劑DRF-120L。作為通過水溶液自由基聚合反應(yīng)制備的多元共聚物，具有良好的抗高溫、抗鹽能力[1]。通過調(diào)整降失水劑DRF-120L加量，均能夠使淡水水泥漿及含鹽水泥漿的API失水量控制在100mL以內(nèi)。該降失水劑適用溫度范圍為90～200℃，具有一定的緩凝作用，在120℃以內(nèi)可以通過改變加量來調(diào)節(jié)水泥漿的稠化時間，水泥石頂部強(qiáng)度發(fā)展快，適用于大溫差條件下固井。

（2）抗高溫大溫差緩凝劑DRH-200L。該緩凝劑在高溫下具有較強(qiáng)的緩凝作用，低溫下表現(xiàn)為部分吸附，解決了水泥漿高溫稠化時間長與低溫強(qiáng)度發(fā)展緩慢的矛盾[2]。適用溫度范圍為70～200℃，與水泥漿常用外加劑配伍性良好。在有效的溫度范圍內(nèi)，配制的水泥漿稠化時間易調(diào)，稠化時間與摻量線性關(guān)系好，水泥石強(qiáng)度高，對水泥漿的失水量等性能影響小。使用該緩凝劑的水泥漿體系，具有高溫大溫差條件下水泥石強(qiáng)度發(fā)展快的特點(diǎn)，可適用于70～100℃的溫差條件（表1）。

表1 以降失水劑DRF-120L和緩凝劑DRH-200L為主劑的水泥漿體系抗溫性能

循環(huán)溫度為100～180℃時，水泥漿稠化時間為258～326min（圖1、圖2），溫差為80℃時，48h水泥石頂部抗壓強(qiáng)度均為10MPa以上，水泥石的早期強(qiáng)度較高，不會出現(xiàn)超緩凝問題，滿足現(xiàn)場固井施工要求，表2和圖1、圖2為大溫差水泥漿體系的性能評價情況，水泥漿密度為1.90g/cm3。

密度為1.50g/cm3的低密度水泥漿在高溫溫差80℃條件下（稠化時間試驗(yàn)溫度180℃，養(yǎng)護(hù)溫度100℃），72h水泥石抗壓強(qiáng)度均能高于3.5MPa，可以滿足72h測井要求。

高寒區(qū)土壩與泄水建筑物接觸處，排水系統(tǒng)設(shè)施頻繁的發(fā)生故障。側(cè)墻后形成溫濕度場的過程中，在泄水建筑物中形成由低溫過程引起的復(fù)雜的溫度應(yīng)力狀態(tài)，這種復(fù)雜應(yīng)力狀態(tài)包括凍脹、結(jié)冰、開裂和沉降等。因此，研究泄水建筑物周圍回填土中溫度應(yīng)力狀態(tài)的形成對于解決極端氣候和地質(zhì)條件下的排水系統(tǒng)周邊壩體穩(wěn)定性問題具有重要意義。本文對俄羅斯西伯利亞典型土壩溢洪道周圍土體熱應(yīng)力狀態(tài)進(jìn)行監(jiān)測與分析。

3.2 水泥漿體系

自主研制適應(yīng)大溫差固井的一種新型降失水劑DRF-120L及4種緩凝劑（DRH-100L、DRH-200L、DRH-310S、DRH-320S）。通過分子結(jié)構(gòu)設(shè)計結(jié)合降失水機(jī)理及緩凝機(jī)理，研制出了抗200℃高溫的降失水劑及適用高溫溫差80℃以上的大溫差緩凝劑，達(dá)到國內(nèi)領(lǐng)先、國際先進(jìn)的水平。

圖1 150℃條件下水泥漿稠化曲線

圖2 井底溫度180℃條件下水泥漿在80℃的強(qiáng)度曲線

表2 大溫差水泥漿體系性能評價

（1）開發(fā)了3套適應(yīng)不同溫差的水泥漿體系：以DRF-120L降失水劑和DRH-100L緩凝劑為主劑，適用溫度50～120℃的水泥漿體系；以DRF-120L降失水劑和DRH-200L緩凝劑為主劑，適用溫度80～180℃的水泥漿體系；以DRF-120L降失水劑和DRH-310S、DRH-320S緩凝劑為主劑，適用溫度90～190℃的水泥漿體系。

（2）取得了5項技術(shù)突破：突破了降失水劑及緩凝劑的抗高溫問題；突破了緩凝劑晶相轉(zhuǎn)化點(diǎn)兩側(cè)的吸附問題；突破了高溫大溫差條件下水泥漿超緩凝問題；突破了高溫條件下水泥漿穩(wěn)定性差的問題；突破了低密度超低密度水泥漿大溫差條件下強(qiáng)度發(fā)展慢及穩(wěn)定性差的問題。

4 現(xiàn)場試驗(yàn)及應(yīng)用效果

通過深入攻關(guān)形成的大溫差固井配套技術(shù)，解決了大溫差水泥漿超緩凝的難題，有效保證了深井長封固段大溫差井的固井質(zhì)量，支撐了深層油氣的勘探與開發(fā)及增儲上產(chǎn)，該技術(shù)目前已在中國石油進(jìn)行了全面推廣應(yīng)用。據(jù)初步統(tǒng)計，在塔里木盆地、川渝地區(qū)、長慶、大港、遼河、冀東、吐哈油田及海外的烏茲別克斯坦等地區(qū)已成功應(yīng)用1125口井，取得了明顯的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

4.1 塔里木油田應(yīng)用

塔里木油田為上產(chǎn)3000×104t，加大了復(fù)雜地質(zhì)構(gòu)造勘探開發(fā)力度，固井施工難度越來越大。開發(fā)密度為1.20～1.40g/cm3的大溫差低密度水泥漿體系，解決了水泥漿穩(wěn)定性差及頂部強(qiáng)度發(fā)展慢兩大關(guān)鍵難點(diǎn)。大溫差長封固段固井技術(shù)在塔里木臺盆區(qū)的試驗(yàn)及推廣應(yīng)用，為實(shí)現(xiàn)簡化井身結(jié)構(gòu)（從最初的四開三完、三開分級固井，到目前的三開一次上返固井）、降低成本、鉆井提速、保證深層開發(fā)提供了有效的技術(shù)手段，有效支撐了塔里木油田“新疆大慶”建設(shè)（圖3）。

圖3 采用大溫差固井技術(shù)后臺盆區(qū)井身結(jié)構(gòu)變化情況

4.2 川渝地區(qū)應(yīng)用

川渝地區(qū)是我國天然氣工業(yè)基地、天然氣產(chǎn)業(yè)利用示范區(qū)、西南地區(qū)能源供應(yīng)保障中心。近年來，四川盆地勘探開發(fā)不斷向縱深化和低滲透方向發(fā)展，所面臨的油氣藏日趨復(fù)雜，以川東北、安岳氣田的高石梯—磨溪、川東石炭系為代表的高溫、高壓、高含硫氣藏固井工作面臨較大挑戰(zhàn)。通過大溫差固井配套技術(shù)集成，在高石梯—磨溪、龍崗、九龍山、劍閣、蓮花山等地區(qū)成功應(yīng)用150多口井，較好滿足了后期增產(chǎn)改造需要，防止了環(huán)空帶壓或井口竄氣問題的發(fā)生，為天然氣井的長期安全運(yùn)行奠定井筒密封的基礎(chǔ)，有效支撐了四川天然氣基地建設(shè)。蓮花002-X1井φ177.8mm套管一次封固段長達(dá)4834.78m，創(chuàng)川渝地區(qū)固井紀(jì)錄；中國石油集團(tuán)風(fēng)險探井雙探3井φ177.8mm+φ193.68mm復(fù)合尾管下深7403m，一次封固長達(dá)3954.28m，固井質(zhì)量合格率達(dá)82.4%，創(chuàng)川渝地區(qū)該尺寸尾管下深及懸掛長度紀(jì)錄。

4.3 中亞及其他地區(qū)的推廣應(yīng)用

烏茲別克斯坦費(fèi)爾甘納盆地油氣藏多屬于典型的“四高一超”油氣藏，固井難度大，要求高，以前在該地區(qū)沒有固井成功先例。形成的大溫差固井配套技術(shù)在費(fèi)爾甘納盆地的吉達(dá)3井、吉達(dá)4井、南貢1井進(jìn)行了成功應(yīng)用。南貢1井創(chuàng)中國石油海外φ244.5mm套管下入最深紀(jì)錄（5305.49m）、一次封固段最長（5305.49m）、固井溫差最大（125℃）的紀(jì)錄，保證了安全順利鉆進(jìn)及成功試油，為費(fèi)爾甘納盆地深層油氣勘探提供了強(qiáng)有力的工程技術(shù)保障。

長封固段大溫差固井配套技術(shù)還在伊朗的南阿、北阿油田，伊拉克的綠洲、魯邁拉、哈法亞項目，以及中亞的哈薩克斯坦、土庫曼斯坦推廣應(yīng)用，為中國石油海外油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)做出了積極的貢獻(xiàn)。

5 認(rèn)識與結(jié)論

（1）大溫差固井配套技術(shù)有效解決了高溫深井、長封固段大溫差固井水泥漿超緩凝、固井頂替效率低、固井質(zhì)量差等技術(shù)難題。

（2）研發(fā)的適用溫差高于80℃大溫差緩凝劑，克服了常規(guī)緩凝劑適用溫差范圍窄、超緩凝的難題。

（3）研發(fā)的高效沖洗隔離液體系克服了超長封固段固井過程中沖洗效果差、頂替效率低的難題，為長封固段固井水泥漿的良好膠結(jié)創(chuàng)造了條件。

（4）在應(yīng)用長封固段大溫差固井技術(shù)時，必須結(jié)合高效沖洗隔離液、提高頂替效率、平衡壓力固井、套管安全下入等方面的技術(shù)措施。

我國剩余油氣資源40%以上分布在5000m以下的深部地層，近年來新發(fā)現(xiàn)11個大型油氣田，深層占8個。深層是中國石油重要的增儲上產(chǎn)領(lǐng)域。通過深入攻關(guān)形成的大溫差固井配套技術(shù)，解決了大溫差水泥漿超緩凝難題，有效提高了深井長封固段大溫差井的固井質(zhì)量，延長了井筒壽命，為簡化井身結(jié)構(gòu)、降低成本、實(shí)現(xiàn)提速提效及深層油氣資源勘探開發(fā)提供了技術(shù)保障[3]。我國的幾大油氣區(qū)如塔里木盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、川渝地區(qū)、陜甘寧盆地、松遼盆地深層、環(huán)渤海灣等地區(qū)，以及中亞的烏茲別克斯坦、土庫曼斯坦、兩伊地區(qū)等，均存在著大溫差固井問題。隨著大溫差固井配套技術(shù)的規(guī)模推廣應(yīng)用，將進(jìn)一步創(chuàng)造巨大的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益，應(yīng)用前景廣闊。

[1] 于永金,劉碩瓊,劉麗雯,等.高溫水泥漿降失水劑DRF-120L的制備及評價[J].石油鉆采工藝,2011,33(3):24-27.Yu Yongjin, Liu Shuoqiong, Liu Liwen, et al.Preparation and evaluation of high temperature cement slurry loss reduction additive DRF-120L[J].Oil Drilling and Production Tecnology,2011,33(3):24-27.

[2] 靳建洲,于永金,劉碩瓊,等.高溫大溫差水泥漿緩凝劑DRH-200L的研究[A]//史興全.2010年固井技術(shù)研討會論文集[C]. 北京:石油工業(yè)出版社,2010:239-244.Jin Jianzhou, Yu Yongjin, Liu Shuoqiong, et al. Study of DRH-200L-high-temperature and large temperature difference cement slurry retarder[A]//Shi Xingquan.Collection of papers from 2010 cementing technology symposium[C]. Beijing: Petroleum Industry Press,2010:239-244.

[3] 齊奉忠,劉碩瓊,沈吉云.中國石油固井技術(shù)進(jìn)展及發(fā)展建議[J]. 石油科技論壇, 2017, 36(1): 26-31.Qi Fengzhong, Liu Shuoqiong, Shen Jieyun. Suggestions on CNPC cementing technological development[J]. Oil Forum, 2017, 36(1): 26-31.