马深1井超深小井眼固井技术研究与实践

康海涛， 曾艳军， 母亚军， 蔡云平， 冯林

马深1井超深小井眼固井技术研究与实践

康海涛1， 曾艳军2， 母亚军1， 蔡云平1， 冯林1

（1.中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司，四川南充637001；2.中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮阳457000）

康海涛，范翔宇，母亚军，等.马深1井超深小井眼固井技术研究与实践[J].钻井液与完井液，2017， 34（2）：99-105.

KANG Haitao， FAN Xiangyu， MU Yajun，et al.Study and application of slim hole cementing technology for ultra-deep well Mashen-1[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017， 34（2）：99-105.

马深1井完钻井深为8 418 m，完井下入φ146.1 mm尾管封固气层。井下高温高压、环空间隙小、顶替效率低、安全窗口狭窄、U型管效应严重等问题突出。针对以上难点，运用动态承压实验能更准确地模拟固井井筒压力变化，防止井漏；入井流体呈现密度级差及流变级差，利于提高顶替效率；三级冲洗前置液体系抗污染能力强，冲洗效果好；通过优选抗高温水泥添加剂研发了抗高温胶乳防气窜水泥浆体系，其在高温下稳定性好，防气窜能力强，水泥石具有良好的抗压强度及弹韧性；变排量施工及有效层流驱替技术减弱了U型管效应，能够防漏并保证顶替效率。该体系缓凝剂BS200-G、BS200R加量为0.7%和3%，稠化时间易调且不易受密度、温度影响；胶乳JR加量优选为12%，领浆、尾浆呈直角稠化，SPN值为0.9、0.5，静胶凝强度过渡时间为28、22 min，同时浆体还具有较高的流动度和较好的流变性。加入50%石英砂后减弱了高温对水泥石强度的影响，且后期发展呈现良好的趋势。添加1%塑性剂BS600的水泥石弹性模量与常规水泥石相比下降53.13%，塑性明显增强。实验说明，该体系耐高温性强、流变性好、防窜能力强、水泥石力学性能优良。通过应用抗高温胶乳防气窜水泥浆体系并配套以上技术措施，该井施工顺利，固井质量优质。

超深井；高温高压；顶替效率；流体性能；胶乳防气窜

马深1井是中石化勘探分公司部署在川东北马路背构造高部位的一口预探井，主探下寒武统龙王庙组和上震旦统灯影组，完钻井深为8 418 m，是目前亚洲最深直井。该井完钻井眼尺寸为φ165.1 mm，下入φ146.1 mm尾管坐底固井。马深1井是该区块最深探井，下部地层参考资料少；井下高温高压、环空间隙小、顶替效率低、U型管效应严重，钻进过程中发生过漏失，灯影组油气显示活跃，防漏与防气窜矛盾突出等一系列问题加剧了固井施工难度。通过应用动态承压实验、入井流体呈现密度级差和流变级差、三级冲洗工艺、抗高温双凝单密度胶乳防气窜水泥浆体系等技术提高了顶替效率，保证了施工顺利和固井质量。

1 施工难点分析

1）井底高温高压。该井电测井底温度为175 ℃，井底压力为118 MPa。高温高压下钻井液流变性、封堵性、抑制性控制难度大；增加了优选固井添加剂的难度，对水泥浆的沉降稳定性、流变性等有较高要求；稠化时间不易控制，影响水泥浆的强度发展。

2）环空间隙小。φ146.1 mm尾管裸眼单边环空间隙理论值为9.5 mm，尾管悬挂器回接筒位置单边间隙处为5.15 mm。环空间隙小，外加套管下入超深，固井施工过程中环空压耗大，施工排量受限，易发生憋堵；水泥环厚度小于19 mm，固井质量难以保证[1]。

3）顶替效率低。水泥浆很难达到紊流，影响冲洗、顶替效率；套管偏心度大，注灰量少且水泥运移长，井内流体之间易发生掺混。

4）安全窗口狭窄。钻进至井深8 053 m发生失返性漏失，灯影组四段自井深8 108～8 112 m有油气显示，钻井液密度差仅为0.16 g/cm3，压稳与防漏矛盾突出。

5）U型管效应。由于井深超深，水泥浆和钻井液、冲洗液密度差大，将会产生U型管效应。出口排量的反复变化不利于冲洗、顶替，且易造成井漏。

2 技术研究及应用

2.1 套管居中度

研究及实践已经证明，套管居中度对提高顶替效率及固井质量有着重要影响。该井若按每根套管安装扶正器进行计算，平均居中度仅为38.1%，未有效提高居中度。因此，实际施工过程中在井底、气层和上部井段按照22 m间隔安装扶正器，保证穿鞋带帽及气层的封固质量，平均居中度为30.14%。小井眼受环空间隙及井身质量影响大，套管对轴线偏移距离更加敏感、更易贴边，加装扶正器无法有效提高居中度。因此，提高小井眼顶替效率应着重强化其他技术措施，比如浆柱结构、流体性能、注替排量等。

2.2 水泥浆体系

2.2.1 水泥浆配方确定

抗高温防气窜水泥浆体系的设计关键在于优选配套的抗高温水泥浆外加剂，使水泥浆在高温条件下具有失水量低、稠化时间易调、水泥石强度不衰退等特点[2]。该井采用抗高温双凝单密度胶乳防气窜水泥浆体系，优选出了适用于高温条件下的多种外加剂，可以使水泥浆在高温下具有优异的综合性能，保证高温、超深井的固井质量。通过多次复配实验，最终确定了添加剂的配比加量，水泥浆配方如下。

领浆 JHG+50%砂+1%塑性剂BS600+2%膨胀剂BS500+1%高温稳定剂WD-4+3%高温降失水剂BS100L+0.7%高温缓凝剂BS200-G+4.2%高温缓凝剂BS200R+12%胶乳JR+1%减阻剂BS300-J+1%稳定剂WD-2+1%早强剂TC-2

尾浆 JHG+50%砂+1%BS600+2%BS500+1% WD-4+3%BS100L+12%JR+0.7%BS200-G+3% BS200R+1%BS300-J+1%WD-2+1%TC-2

2.2.2 水泥浆常规性能

通过复配AMPS与依康酸等共聚类高温缓凝剂BS200-G与高温缓凝剂BS200R，有效控制水泥浆稠化时间与缓凝剂加量成线性关系。在135 MPa下，实验评价密度、温度变化对稠化时间的影响，结果如表1所示。表1说明，密度、温度变化对稠化时间影响较小，对确保施工安全起到保障作用。

表1 水泥浆稠化时间发散实验

大样水泥浆性能如表2、表3所示。由表2可知，选用的减阻剂BS300-J、降失水剂BS100L、缓凝剂BS200-G、BS200R和早强剂TC-2有较强的配伍性，在外加剂的协同作用下水泥浆失水量低、零游离液、浆体稳定性好、水泥石抗压强度满足工程要求。表3说明，浆体在常温和高温下均具有良好的流变性，利于降低循环摩阻。

表2 大样水泥浆性能

表3 大样水泥浆流变性能

2.2.3 防气窜性能

胶乳水泥浆体系在絮凝后不断聚结形成抑制渗透性的乳胶膜，防止地层流体侵入井筒；另外胶乳粒径远小于水泥颗粒，填充于水泥颗粒间的空隙中，降低了渗透率。为提高防气窜能力，分别对不同胶乳JR加量的水泥浆进行实验，结果见表4。可以看出，4种胶乳加量的水泥浆沉降稳定性和失水量区别不大，但胶乳JR加量为8%和10%的水泥浆综合性能相比略差，而15%JR加量的水泥浆防窜性能较强，但是流动度低、流变性差。为保证现场可操作性，综合上述数据，确定胶乳加量为12%。

表4 胶乳加量对水泥浆性能的影响

大样水泥浆性能说明，该井所用水泥浆稳定性好，有利于加速水化反应，降低体积收缩率；低失水量、零游离液，使水泥浆在凝结过程中能避免桥堵失重，并维持更高的液柱压力；静胶凝强度过渡时间小于40 min[3]；SPN值为0.9和0.5，远低于标准要求。将水泥浆领浆和尾浆在160 ℃、 135 MPa、90 min下进行稠化实验，水泥浆呈直角稠化，见图1和图2。

图1 领浆的稠化曲线

图2 尾浆的稠化曲线

2.2.4 水泥石性能

进行了颗粒级配设计。加入的石英砂采取3种不同粒径的粗、细搭配，一方面调节浆体的流变性，另一方面通过细颗粒（350目）的硅粉降低水泥石渗透率。由于当前石英砂加量没有明确标准，进行加量优选实验，以优化硅钙比，解决水泥石在高温下的强度衰退问题。在175 ℃、20.7 MPa下进行养护，并对水泥石强度发展情况进行评价，结果见图3。图3说明，石英砂加量控制在50%时，水泥石后期强度发展情况优于加量为40%时的水泥石。

图3 不同养护时间下水泥石的强度

对水泥石进行破坏性实验，结果见表5。由表5可以看出， 相同密度下的水泥石， 添加1%塑性剂BS600后， 弹性模量与常规水泥石相比，下降了53.13%， 塑性明显增强，抗拉强度和抗压强度变化不大，满足压裂作业要求。

表5 水泥石弹塑性对比

2.3 前置液体系

超深小井眼在固井时，受环空间隙小、套管居中度低、施工排量受限等条件影响无法保证冲洗、顶替效率；井壁周围残留的钻井液一旦与水泥浆发生掺混，会产生严重的接触污染，影响施工安全。

与常规井眼相比，小井眼抗钙先导浆的用量要少。该井考虑到套管居中度低，先导浆设计用量为30 m3，增强对界面的紊流冲洗、顶替效果。

隔离液设计以有效隔离、虚泥饼清除以及界面状态改善为原则[4-5]。该井窄间隙处钻井液黏滞效应强，驱替难度大，即使在满足紊流接触时间的条件下，也可能造成隔离失效，水泥浆更易与钻井液接触发生污染。通过多次实验，开发了具有冲洗功能的高效隔离液体系，配方如下。

水+2%隔离剂GL-2+20%冲洗剂CX-1+2.8%缓凝剂BS200R+1%稳定剂WD-2+ 20%砂+1.5%抗污染剂KW-2+重晶石

隔离剂GL-2能够抑制水泥中Ca2+进行置换，防止黏土颗粒聚结；冲洗剂CX-1能够降低双界面的表面张力，增强润湿和冲洗效果；加砂后增强了对界面的物理冲刷，强化清洁能力。在160 ℃、135 MPa、90 min下对隔离液进行抗污染评价，结果如表6所示。由表6可以看出，该隔离液体系具有良好的抗污染能力，能够保证施工安全。

表6 隔离液的抗污染实验

川东北地区多年固井实践建立了宽窄间隙返速与隔离液用量的关系方程。考虑到该井套管偏心度高，隔离液用量设计要求同时满足经验公式计算结果及7～10 min与井壁的紊流接触时间。

式中，Vs为计算隔离液用量，m3；L为水泥封固段长度，m；vn为窄间隙处返速，m/s；vw为宽间隙处返速，m/s；VL为单位环空容积，m3/m。

该井封固段长为1 117 m，软件计算窄间隙、宽间隙处平均返速分别为0.52 m/s、1.83 m/s，单位环空容积为0.006 9 m3/m，计算出隔离液用量为19.41 m3。而不考虑套管偏心影响，仅按紊流接触10 min计算隔离液用量为6 m3。为保证施工安全选取2者最大值，设计入井20 m3隔离液。

冲洗液CX-1用量根据压力平衡原则， 隔离液和冲洗液全部进入环空后压力等于钻井液环空液柱压力， 计算出密度为1.01 g/cm3的冲洗液用量为4 m3。

前置液体系实测性能见表7。先导浆和隔离液性能稳定，黏度和切力低，具有良好的流变性，能够产生足够的浮力效应、流变级差及管壁切应力，在施工排量下能够达到紊流状态，顶替窄间隙处钻井液，防止与水泥浆接触污染。

表7 实测流体性能参数

2.4 流变性能

为了提高小井眼套管偏心严重情况下的顶替效率，施工前着重对入井流体性能进行了优化[6]。通过调整减阻剂、降失水剂和缓凝剂、早强剂的加量，水泥浆流变性明显改善，有利于提高顶替效率和防漏。先导浆、钻井液、隔离液和水泥浆密度分别为1.43、1.43、1.55、1.90 g/cm3，呈现较好的密度差，有利于增大浮力效果，实测性能见表7。由表7可以看出，调整后的流体在高温和常温条件下性能变化不大，抗高温能力强；塑性黏度、动切力、动塑比呈级差显示，过水断面由急到缓，增大了驱替界面；钻井液触变性低，终切刚好满足悬浮岩屑的要求；水泥浆壁面切应力大于钻井液，能清除虚泥饼，减弱黏滞效应。表3数据说明，浆体在常温和高温条件下均具有良好的流变性，利于降低循环摩阻。

2.5 注替排量

经过多年研究，目前已经证实水泥浆以紊流态驱替钻井液效果最好。R.C.Haut和R.J.Crook等人提出高返速状态下的顶替效率也优于低返速[7-9]。有效层流驱替技术通过使用前置液体系，控制密度级差和流变性级差，形成均匀顶替，明显可以缓解舌进现象，能保证水泥环质量。目前这种顶替理论已被业界诸多人士接受并采用。

根据川东北地区的施工经验，当环空达到1.1～1.5 m/s的上返速度时，能够获得较好的顶替效率。初始设计注替排量为0.6 m3/min，环空返速为1.45 m/s，钻井液、先导浆、隔离液均呈紊流态，水泥浆呈层流态[10-11]。由于该井套管下入深，水泥浆与钻井液密度差大，额定排量施工会产生严重的U型管效应，通过变排量施工可以缓解甚至消除该效应带来的负面影响。笔者对2种方案进行了模拟分析，结果如图4所示。由图4可以看出，额定排量施工过程中替浆至40.2 m3，累积注入流体92.2 m3时，出口流量大于入口流量，开始出现U型管效应。在此期间出口流量出现一个增大-减小-增大的波动过程，2个峰值分别为0.65、0.54 m3/min，直至替浆至45 m3时进出口找到平衡，整个过程累计持续时间8.0 min。变排量施工计划替浆至40 m3，即在U型管效应即将出现时增大排量至0.8 m3/min，持续泵入流体3.6 m3后恢复初始注替排量，可以保持进出口处于平衡状态。2种方案井筒各深度点最大ECD模拟结果如图5所示。

图4 U型管效应

图5 环空压力变化

额定排量施工在U型管效应结束时出现了水击效果，井底ECD达到最高值1.80 g/cm3，而变排量施工井底最大ECD降至1.73 g/cm3，且裸眼段各深度点最大ECD均小于额定排量施工数据。因此，选择变排量施工方案。

2.6 动态承压实验[12]

根据固井注入的高密度流体在环空中所占段长及环空返速，分别计算出需使用密度为1.90 g/cm3的重浆35 m3，排量为0.9 m3/min。经过模拟计算，承压过程中各深度点最大ECD均大于固井施工值，其中井底最大ECD为1.75 g/cm3，见图5。动态承压连续循环2个循环周井眼未发生漏失，井筒承压合格。

2.7 顶替效率模拟

为验证该井浆柱结构、流体性能及注替排量设计是否科学合理，笔者采用软件对顶替效率进行了模拟计算，结果如下。

图6 顶替效率

图7 水泥浆填充率

由图6可以看出，整个封固段未出现明显混浆，平均体积顶替效率达98.98%。图7数据显示，在井深7 500～7 900 m处环空窄间隙处只有微量残存钻井液，完全符合施工要求，能够保证固井质量。

3 施工过程

根据现场施工数据绘制泵压、排量变化曲线，如图8所示，曲线上不含倒灰、开档销等停泵时间。图8说明整个施工过程严格执行了设计，注替排量到位。考虑到前期施工中途有停泵时间，施工至150 min时开始提排量，此时累计注入流体90 m3，比设计提前2.2 m3。151 min时入口排量达到0.8 m3/min。159 min时开始降排量，160 min时排量达到0.6 m3/min。整个过程持续10 min，增大排量后泵压下降，抓住了U型管效应出现的时机。在此期间进出口流量无变化，泵入总量和返出总量吻合，说明此次变排量施工消除了U型管效应。

图8 现场施工的泵压、排量曲线

本次固井注入先导浆30 m3，密度1.43 g/cm3；隔离液20 m3，密度1.55 g/cm3；冲洗液4 m3，密度1.01 g/cm3；领浆11 m3，平均密度1.88 g/cm3，尾桨6 m3，平均密度1.93 g/cm3；压塞2 m3，密度1.55 g/cm3；替重浆7 m3，密度1.80 g/cm3；替保护液2 m3，密度密度1.55 g/cm3；替浆58.3 m3，密度1.43 g/cm3。替至设计总量后未碰压，多替0.5 m3，累积替浆69.8 m3（含压塞液）。起钻15柱循环排污，返出隔离液20 m3，水泥浆4 m3。起钻5柱至井深6 905.96 m，逐渐憋压至8 MPa，压稳系数为1.05[13]。72 h后组合钻具下钻探塞，探得上塞塞面位于井深7 049.7 m，上塞长度为432.22 m，下塞探到球座。

表8为根据CBL、VDL对一、二界面的水泥胶结质量解释结果，第一界面胶结好82.0%；胶结中等18.0%；胶结差0%。第二界面胶结好73.1%；胶结中等26.9%；胶结差0%，固井质量综合评价为优质。

表8 固井质量评价

4 结论

1.小间隙井眼套管更易偏心，通过加装扶正器无法有效提高居中度。

2.设计使用的前置液体系易达到紊流状态。保持密度级差和流变级差，配合性能优良的前置液，有效层流驱替技术能保证顶替效率。隔离液用量考虑到偏心设计后能够杜绝水泥浆与钻井液直接接触，保证施工安全。

3.优选的抗高温水泥添加剂满足施工要求，能够大幅度改善浆体性能。使用的抗高温双凝单密度胶乳防气窜水泥浆体系具备失水易控制、稳定性好、抗压强度高、静胶凝强度过渡时间短、SPN值低等优点，水泥石强度发展及弹韧性良好，适用于超深井固井。

4.采用变排量施工和有效层流驱替技术可以明显减弱或消除U型管效应，有助于提高顶替效率，防止压漏地层。

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Study and Application of Slim Hole Cementing Technology for Ultra-deep Well Mashen-1

KANG Haitao1, ZENG Yanjun2, MU Yajun1, CAI Yunping1, FENG Lin1
(1. Southwest Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Sinopec, Nanchong, Sichuan, 637001; 2. Cementing company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co., Ltd. Sinopec,Puyang, Henan 457000)

The Well Mashen-1 is the deepest well found in Asia, the gas zone of which has been sealed with 146.1 mm liner string. Diffculties encountered during drilling included HTHP, small annular clearance, low displacing effciency, narrow drilling window, and severe U-tube effect. In combating these problems, it was considered that dynamic pressure-bearing experiment was able to more accurately simulate the borehole pressure change during well cementing, thereby helping prevent mud losses. Fluids entering the borehole with density grading and rheology grading were benefcial to increasing displacing effciency. Three-stage fushing prepad had strong resistance to contamination and better fushing performance. A high temperature anti-channeling latex cement slurry was developed based on the optimized high temperature cementing additives. It had good high temperature stability and strong antichanneling ability. The set cement had high compressive strength and good elasticity and toughness. The U-tube effect can be mitigated with varied fowrates and effective laminar fow displacing, in this way the lost circulation during well cementing was avoided and the displacing effciency ensured. By adding 0.7%BS200-G and 3%BS200R (retarders) in the cementing slurry, the thickening time became adjustable and was not vulnerable to the effects of density and temperature anymore. JR, a latex, was added at percentage of 12%, and the lead slurry and tail slurry had right-angle thickening characteristics, with values of 0.9 and 0.5, respectively. The gel strengths of the cement slurry had transit time of 28 min and 22 min, respectively. The cement slurry also had high mobility and good rheology. After adding 50% quartz sand, the effect of high temperature on the strength of set cement became weakened, and the strength of the set cement showed good late-stage development. Adding 1% BS6000, a plasticizer into the cement slurry, the set cement hadelastic modulus 53.13% lower than that of conventional cement slurries, indicating that the cement slurry had good plasticity. The experimental results showed that the cement slurry had good high temperature stability, good rheology, strong anti-channeling ability, and excellent mechanical performance when set. The Well Mashen-1 was successfully cemented with high cementing job with the high temperature anti-channeling latex cement slurry and the technology discussed above.

Ultra-deep well; High temperature high pressure; Displacing effciency; Fluid performance; Latex; Anti-channeling

TE256

A

1001-5620（2017）02-0099-07

2016-11-5；HGF=1702M6；编辑 马倩芸）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.018

康海涛，工程师，硕士，1983年生，毕业于西南石油大学油气井工程专业，现在主要从事石油钻井技术工作。电话 18188390790；E-mail：kht19831001@163.com。