磷酸盐水泥固井技术在LKQ地区X井火烧油层的应用

辛海鹏，王建瑶，周芝琴，何树理，曾建国，付正华，孙富全

（1.中国石油集团海洋工程有限公司··中国石油集团钻井工程重点实验室固井技术研究室，天津 300451；2.中国石油吐哈油田公司工程技术研究院，新疆吐鲁番，838202；3. 中国石油集团长城钻探 固井公司，辽宁盘锦 124010）



磷酸盐水泥固井技术在LKQ地区X井火烧油层的应用

辛海鹏1，王建瑶1，周芝琴2，何树理3，曾建国1，付正华2，孙富全1

（1.中国石油集团海洋工程有限公司··中国石油集团钻井工程重点实验室固井技术研究室，天津 300451；2.中国石油吐哈油田公司工程技术研究院，新疆吐鲁番，838202；3. 中国石油集团长城钻探 固井公司，辽宁盘锦 124010）

辛海鹏等.磷酸盐水泥固井技术在LKQ地区X井火烧油层的应用[J].钻井液与完井液，2016，33（3）：73-77，83.

摘要为有效开发稠油资源，TH油田在LKQ地区X井进行注空气火烧吞吐/火驱开发先导试验。该地区主要目的层渗透率高，易产生漏失，引起固井质量问题。通过分析磷酸盐水泥耐高温抗酸蚀机理，决定使用超声强度发展较快的耐高温、耐CO2腐蚀的磷酸盐水泥浆进行固井作业。该磷酸盐水泥浆由磷酸盐水泥BCM-600S、降失水剂BCF-600L、缓凝剂BCR-600S和消泡剂G603组成。性能评价结果表明，设计的耐高温耐腐蚀磷酸盐水泥浆固化体耐温达到550 ℃，高温强度长期不衰退，综合性能满足施工要求。X井采用磷酸盐水泥全井封固，封固段优质率达93.8%，固井质量合格。该磷酸盐水泥可以推广应用。

关键词固井；火烧油层；磷酸盐水泥浆；耐高温；耐腐蚀

0　引言

中国有丰富的稠油资源[1-3]，但如何进行经济有效地开发稠油油藏一直是世界性难题，目前主要的稠油开采方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、SAGD技术和出砂冷采等[4-5]。其中，火烧油层技术是一种有效的提高采收率技术，用这种方法开采高黏度稠油或沥青砂，可以把重质原油开采出来，这种方法的采收率很高，可达50%以上。

TH油田LKQ地区原油具有高密度、高黏度、高凝固点、高非烃含量和中等含蜡量的“四高一中”的特点，属典型的芳香型稠油。该地区主要目的层梧桐沟组为层状构造-地层型稠油油藏，原油为超稠油，50 ℃时原油黏度为27 930～110 600 mPa·s。梧桐沟组岩性整体较粗，根据岩心分析，孔隙度在17%～35%之间、平均为25%左右，渗透率在30×10-3～965×10-3μm2之间，属中高孔-中高渗储层。

为有效开发稠油资源，TH油田将LKQ地区X井作为试验井进行注空气火烧吞吐/火驱开发先导试验。由于其地层松软及采用火烧油层技术，给固井工作提出了挑战[6-8]，固井主要难点包括：①稠油燃烧温度比较高，可达550 ℃，高温下水泥石晶体结构容易发生变化，产生强度衰退；②550 ℃下热应力大，会导致水泥环层间封隔失效，进一步引起套损，影响油井寿命；③稠油燃烧产生CO2和水蒸汽，对油井水泥产生腐蚀作用，从而破坏水泥环密封完整性，影响油井寿命[5]；④地层渗透率高，易产生漏失，引起固井质量问题，加剧水泥环的破坏和套损。

针对LKQ地区X井实际情况，需要合理确定浆柱结构以防止漏失，水泥浆方面应选用超声强度发展较快的耐高温、 耐CO2腐蚀水泥浆体系，以保证水泥环在超高温和CO2环境下的长期封固性能。

1　磷酸盐水泥耐高温抗酸蚀机理

磷酸盐水泥以胶凝材料为质子受体，以磷酸盐为质子给体，通过酸碱反应来合成化学键合水泥。考虑到胶凝材料反应活性高，需选用调节材料来调整胶凝材料的反应活性。

磷酸盐水泥的耐高温能力是受其晶体结构决定的。磷酸盐水泥的水化产物为NaCaPO4·xH2O和α-Al2O3，在高温高压下转变为羟基磷灰石、勃姆石和α-Al2O3（见图1）。根据文献[9]可知，只有在温度超过1000 ℃时，羟基磷灰石才会被分解成磷酸三钙和磷酸四钙。而勃姆石在热作用下即开始发生转变[10-11]，在1200 ℃时样品基本转变为斜方六面体晶系α-Al2O3，α-Al2O3处于热稳定态，能在1200 ℃稳定存在。综上所述，不论羟基磷灰石、勃姆石还是α-Al2O3，在火烧油层温度下都能稳定存在，具有极高的耐温性，随着温度的升高强度不会衰退。

图1　磷酸盐水泥石经300 ℃下养护28 d后的XRD谱图

为确定羟基磷灰石的存在，用扫描电镜并结合X-射线能谱分析法研究了水泥石的微观结构。图2为磷酸盐水泥在100 ℃下养护30 d的SEM照片，图3为图2中红色区域的EDS谱图。从图3谱图上可以看到磷元素存在，可以判定指定区域的晶相即为羟基磷灰石。

图2　磷酸盐水泥石SEM照片（100 ℃，30 d）

图3　图2中红色区域的EDS谱图

在耐酸蚀方面，氧化铝表面致密，很难被CO2腐蚀，且碳酸酸性弱于磷酸，因此磷酸盐水泥不会被CO2腐蚀，具有极高的耐CO2腐蚀能力。

将100 ℃养护3 d的磷酸盐水泥石和波特兰水泥石在100 ℃、5 MPa的CO2分压下腐蚀7 d，用无色酚酞为指示剂进行染色，见图4。考虑到无色酚酞的显色范围为pH值为8.2～10，图中红色部分表明与无色酚酞发生显色反应，为碱性组分。从图4可以看出，磷酸盐水泥石从外观上观察不到红色，表明磷酸盐水泥的碱性材料含量极低，不易被CO2腐蚀；此外，可以明显观察到波特兰水泥石被CO2腐蚀后的边界，而对应的磷酸盐水泥外观上则观察不到腐蚀。由于其良好的耐高温、耐CO2腐蚀性能，TH油田决定选用磷酸盐水泥体系作为火烧油层试验井的固井材料。

注：无色酚酞为指示剂。

2　磷酸盐水泥浆的组成及性能

2.1磷酸盐水泥浆的组成

磷酸盐水泥浆由磷酸盐水泥BCM-600S、降失水剂BCF-600L、缓凝剂BCR-600S和消泡剂G603组成，在低密度水泥浆体系设计中，采用漂珠作为减轻材料。BCF-600L和BCR-600S均为专门针对磷酸盐水泥研发的产品，与硅酸盐水泥浆体系不通用。这是由于磷酸盐水泥的制备方法和成分与波特兰水泥差异很大，其水化过程和表面性质差异也很大，适用于波特兰水泥的缓凝剂和降失水剂，不适用于磷酸盐水泥浆体系。因此针对磷酸盐水泥的水化特点和表面性质，开发了与磷酸盐水泥配套的缓凝剂和降失水剂。

磷酸盐水泥为化学键合水泥，通过酸碱反应形成胶凝材料，因此，高温调凝难度大，有关磷酸盐水泥的缓凝机理还不清楚，文献一般认为是缓凝剂吸附在已水化的磷酸盐水泥表面，形成一层保护膜，从而阻止磷酸盐水泥的进一步水化。根据以上认识，设计合成了缓凝剂BCR-600S。

在普通的硅酸盐水泥浆体系中，缓凝剂相对含量较磷酸盐水泥浆体系低，同时通过吸附、沉淀、成核或络合等过程来实现缓凝。而磷酸盐水泥则一般通过缓凝剂吸附在已水化的磷酸盐水泥表面，形成一层保护膜，从而阻止磷酸盐水泥进一步水化。因此，磷酸盐水泥颗粒表面电荷分布情况与普通硅酸盐水泥颗粒存在显著差异，从而导致AMPS类降失水剂在磷酸盐水泥浆体系中失效，30 min失水量超过1000 mL或击穿。基于理论分析，结合上述降失水剂失水控制机理，设计合成了BCF-600L。

2.2磷酸盐水泥浆的性能

2.2.1常规性能

根据X井固井设计要求，设计了领浆和尾浆，低密度领浆按紧密堆积原理设计[12-13]，领浆和尾浆性能见表1，稠化曲线如图5、 图6所示。由表1可知，磷酸盐水泥浆浆体稳定，失水量小，流性指数高，稠度指数低，有利于实施提高顶替效率的工艺措施。

表1用于X井固井的磷酸盐水泥浆工程性能

图5 磷酸盐水泥浆领浆的稠化曲线（56 ℃）

图6 磷酸盐水泥浆尾浆的稠化曲线（56 ℃）

2.2.2 水泥浆稠化时间的影响因素

分别考察了缓凝剂加量（占灰重）、密度波动、隔离液及钻井液污染对水泥浆稠化时间的影响，稠化条件均为56 ℃×30 MPa，见表2和表3。

表2　缓凝剂加量对水泥浆稠化时间的影响

表3　密度波动对水泥浆稠化时间的影响

从表2可知，稠化时间与缓凝剂加量呈较好的线性关系，过渡时间约为1min，为直角稠化（见图5、图6）。从表3可知，在水泥浆密度波动时，稠化时间随之波动，领浆稠化时间缩短46 min，尾浆稠化时间缩短38 min，均在可接受范围内，没有出现急剧变化的情况，为现场固井施工提供了安全保证。

TH油田LKQ地区的井，井深在2 200 m左右，固井施工时间为110 min，附加安全时间为30～60 min。领浆与隔离液混合后稠化时间足够长（大于480 min），可保证施工安全，领浆与隔离液和钻井液相容性好，混合液稠化时间大于900 min，利于安全施工。

2.2.3强度性能

将领浆和尾浆在高温高压强度养护仪中养护，养护温度分别为30 ℃和56 ℃，领浆48 h顶部强度达到12.0 MPa，具有快速的强度发展性能，尾浆24 h 强度也达到14.1MPa，可满足工程需求。

2.2.4磷酸盐水泥石耐高温性能

磷酸盐水泥石耐高温抗压强度如表4所示，尾浆和领浆所对应的水泥石高温条件下长期抗压强度分别超过18 MPa和12 MPa且保持稳定，说明磷酸盐水泥石完全能满足火烧油层的固井应用。

2.2.5磷酸盐水泥石耐CO2腐蚀性能

碳酸钙热分解温度为600～770 ℃，因此可以通过研究在该温度范围内的失重量来表征水泥石的腐蚀程度。同时，随着养护温度增大，水泥石中易腐蚀成分减少，水泥石的孔隙率减小，因此仅需考察100 ℃及以下磷酸盐水泥石腐蚀情况，其腐蚀情况见表5～表7。

表4　磷酸盐水泥石耐高温抗压强度

表5　经CO2腐蚀磷酸盐水泥石样品在受热600～770 ℃区间质量损失情况

表6　磷酸盐水泥石在CO2腐蚀前后孔隙率和孔径分布情况

结果表明，随着腐蚀时间增加，磷酸盐水泥腐蚀量在30 d趋于稳定，腐蚀量小于1%；腐蚀后孔隙率略有增大，少害孔级数量略有增大，但对强度影响较大的孔级 （大于50 nm）无增大趋势；腐蚀后水泥石的渗透率基本保持不变，强度有增大趋势。综合以上数据可知，磷酸盐水泥石具有良好的耐CO2腐蚀性能。

表7　磷酸盐水泥石CO2腐蚀前后样品抗压强度以及渗透率变化情况

3　现场应用

X井为直井，完钻井深为2 220 m，该井为二开结构：φ375 mm钻头×500 m（φ273 mm套管×500 m）+φ241mm钻头×2 220 m（φ177.8 mm套管× 2 220 m）。固井施工要求一次上返且固井质量合格。由于X井存在地层破裂压力较低的情况，全井封固时如全部采用常规密度的水泥石极易发生漏失，因此需要利用低密度水泥浆体系。通过液柱压力计算，并考虑施工摩阻情况，确定水泥浆体系采用密度为1.50 g/cm3的领浆和密度为1.85 g/cm3的尾浆相结合的体系，防止固井漏失并保证固井质量。上侧0～1700 m井段采用密度为1.45 g/cm3的高强低密度磷酸盐水泥浆封固，油层1700～2 220 m井段采用密度为1.85 g/cm3的常规密度磷酸盐水泥浆封固。要求领浆稠化时间为190～260 min，尾浆为80～130 min。

该井于2015年5月5日实施固井作业，注入10 m3密度为1.0 g/cm3的前置液、 5 m3密度为1.40 g/cm3的先导浆、 53 m3密度为1.46 g/cm3的领浆、15 m3密度为1.85 g/cm3的尾浆，替浆总量为41m3，碰压正常，敞压候凝。整个施工过程顺利，没有发生漏失，一次上返。测井结果：封固段水泥二界面胶结良好，质量优良井段为93.8%，质量中等井段为6.2%，全井合格率为100 %，达到甲方固井要求。

4　结论

1.针对X井固井难点，设计耐高温耐腐蚀磷酸盐水泥浆体系，水泥石耐温达到550 ℃，高温强度长期不衰退，综合性能满足施工要求。固井施工顺利安全，固井质量合格。

2.磷酸盐水泥在X井的应用取得成功，效果良好，同时该井的成功经验可为以后稠油热采井固井提供良好的范例，为磷酸盐水泥在中国的推广奠定了基础。

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The Application of Phosphate Cement Slurry Used in Cementing In-situ Combustion Reservoir Section of Well X in LKQ Area

XIN Haipeng1, WANG Jianyao1, ZHOU Zhiqin2, HE Shuli3, ZENG Jianguo1, FU Zhenghua2, SUN Fuquan1
(1. CNPC Offshore Engineering Co. Ltd., Laboratory of Cementing Technology of CNPC Key Laboratory of Drilling Engineering, Tianjin 300451;2. Research Institute of Engineering Technology, Tuha Oilfield Division, Turpan, Xinjiang 838202;3. The Well Cementing Branch of the GWDC, Panjin, Liaoning 124010)

AbstractIn-situ combustion and fre-fooding have been done by injecting air into the well X in TH oilfeld to try to develop the thick oil resources effectively. In this area the reservoir formations have high permeability and mud losses into the formations have occurred frequently before，resulting in poor cementing job quality. Phosphate cement has been chosen for use in well cementing because this cement is resistant to CO2corrosion and has good high temperature performance，and the strength of the set phosphate cement measured by ultrasonic sound develops faster. The phosphate cementing slurries are formulated with these additives: phosphate cement BCM-600S，flter loss reducer BCF-600L，cementing retarder BCR-600S and defoamer G603. Laboratory evaluation demonstrates that the phosphate cement slurries are resistant to high temperatures to 550 ℃ when set，and their high temperature strength can last for a long time. The whole length of the well X was cemented with the phosphate cement slurries，93.8% of the hole section has been cemented excellently. The phosphate cement can be used in other cementing operations.

Key wordsWell cementing； In-situ combustion reservoir； Phosphate cement slurry； High temperature resistant； Corrosion resistant

中图分类号：TE256

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）03-0073-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.015

基金项目：中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目“水泥石封固性能改造新技术研究”（2014A-4213）。

第一作者简介：辛海鹏，理学博士，工程师，1986年生，男，毕业于山东大学高分子化学与物理专业，主要从事油井水泥外加剂的研发及技术服务工作。电话 （022）66310216；E-mail：xinhp@cnpc.com.cn。

收稿日期（2015-12-9；HGF=1506M7；编辑马倩芸）