粉煤灰-微硅-水泥三元復合低密度充填水泥漿在頁巖油水平井的應用

王 濤,侯云翌,馬振鋒,楊先倫,段玉秀

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710075；2.陜西省陸相頁巖氣成藏與開發重點實驗室(籌)，西安 710075)

0 引 言

頁巖油在非常規油氣中異軍突起，成為油氣資源勘探開發的新亮點[1]。中國各盆地陸相頁巖油資源豐富,潛力巨大[2]，其中，鄂爾多斯盆地三疊系延長組7段發育的一套以泥頁巖類為主的烴源巖層系，初步評價Ⅰ類頁巖油地質資源量(40～60)×108t，Ⅱ類頁巖油遠景資源量(30～40)×108t[3]，是我國重要的現實性戰略接替資源[4]。由于常規直井開發單井產量極低，頁巖油主要采用水平井細切割體積壓裂方式改造開發[5]，與常規技術相比，上部套管也要承受很大的壓力。因此，為防止壓裂時損壞套管，要求水泥漿能夠在套管與井壁間的全部環形空間中起到較好的充填作用，且具備一定的強度。但是該區儲層上部存在多個薄弱地層，主要采用低密度水泥漿進行充填封固。當前，國內外研發了多種不同類型的低密度水泥漿[6]，其中粉煤灰低密度水泥漿具有成本低、材料來源廣的巨大優越性，但也存在常溫下強度較低、高溫下易分層等局限性。本文立足鄂爾多斯盆地延長探區陸相頁巖油水平井低密度充填漿固井需求，通過創新顆粒級配方法優化各材料配比，開發新型水泥-粉煤灰水化激活劑，研發了性能優越的粉煤灰-微硅-水泥三元復合低密度充填水泥漿，截至目前，現場應用的五口井固井質量均為合格。該技術的應用不僅可助力陸相頁巖油水平井高效低成本開發，也可提高工業廢渣粉煤灰的綜合利用，對解決我國電力生產環境污染、治理廢渣、保護環境具有積極意義。

1 頁巖油水平井固井充填漿技術需求

鄂爾多斯盆地延長探區陸相頁巖油水平井目前主要采用二開結構，井身結構見圖1，該區域井深3 000～4 000 m不等，表層套管下深200 m左右，因二開鉆遇洛河組、直羅組、延安組等多個易漏地層[7]，油層套管固井主要采用常規密度與低密度組合的一次上返固井工藝，低密度水泥漿封固段為油層頂部200 m至井口，主要起充填作用，可稱為充填漿。根據當前區域已鉆井施工經驗，封固上部井段的充填漿密度最低可至1.40 g/cm3，依據固井程序，結合行業標準SY/T 6544—2017《油井水泥性能要求》，該區固井充填漿的性能需求主要為：24 h底部強度大于3.5 MPa，72 h頂部強度大于3.5 MPa，具有200 min左右的稠化時間，游離液小于1.4%(體積分數)，沉降穩定性小于0.05 g/cm3，失水小于200 mL，初始稠度小于30 Bc。其中，低密度充填漿封固段底部溫度為50 ℃左右,壓力為20 MPa左右，頂部為常溫常壓(養護前預制條件為60 ℃×80 min)。當前，密度大于1.50 g/cm3的粉煤灰水泥漿體系在固井施工應用較多[8-10]，進一步降低密度至本探區要求的1.40 g/cm3時，需要加入更多的水，但存在以下兩個突出問題：

圖1 頁巖油水平井井身結構

(1)在高溫下粉煤灰及水泥的快速水化可以形成一定的強度[11]，但存在分子運動過快易分層的問題，導致漿體穩定性差[12]，析水過大、重顆粒沉降極易導致封固段上部出現大段的空井段，固井效果差，而加入微硅組成三元體系可以緩解大顆粒沉降，但當前的配比優化方法不能貼合井下實際的高溫高壓環境。

(2)當養護溫度為常溫(接近井口部分)時，由于水灰比過大，粉煤灰-微硅-水泥三元復合低密度充填漿存在早期強度發展慢、后期強度低的問題，是制約其應用于固井工程的一個重要難題。三者中水泥的活性最強，粉煤灰次之，微硅最弱，盡可能地提高活性材料的水化程度對于三元體系早期強度發展至關重要。水泥水化強度提升方面，早強劑研究較多[13]；而粉煤灰活性激發研究當前主要集中于粉煤灰水泥砂漿方面[14]，固井低密度水泥漿方面，特別是在常溫條件下需要一定強度的高水灰比體系中，激活劑的研究較少。

因此粉煤灰-微硅-水泥三元復合低密度充填水泥漿的研究重點和目標為提高高溫下漿體的沉降穩定性，以及研發新型激活劑提高常溫下水泥石的強度。

2 實 驗

2.1 材 料

油井水泥、微硅及粉煤灰的主要化學成分及粒徑見表1，水泥為G級HSR油井水泥，早強劑、降失水劑使用國產化工產品GZT-1、GA306，MgSO4、堿石灰分別采用分析純試劑。

表1 油井水泥、粉煤灰及微硅的主要化學組成及粒徑

2.2 試驗方法

2.2.1 性能測試方法

水泥漿抗壓強度、稠化時間、游離液、失水等性能測試均采用GB/T 19139—2012《油井水泥試驗方法》中相關方法。材料化學成分分析采用德國布魯克X射線熒光光譜儀S8 DRAGON，粒徑分布采用馬爾文激光粒度儀測試，29Si核磁共振測試采用Bruker 600兆固體核磁共振波譜儀。試驗溫度、壓力依據頁巖油水平井充填漿的技術需求而定。水泥漿收縮膨脹率為采用比長儀測試的水泥漿(模具25 mm×25 mm×280 mm)初凝后一定齡期的線性膨脹率。

2.2.2 顆粒配比優化方法

多元顆粒組成的水泥漿體系中材料的最佳配比設計目前主要采用的是顆粒級配方法[15-16]，但由表1可知，水泥與粉煤灰的平均粒徑相差不大，傳統的顆粒級配方法難以對其合理配比進行優化。不同材料配比的最終目的是使得各個顆粒均勻地分布于漿體中，呈現出的宏觀現象即為其沉降穩定性較好，上下密度差較小。因此，可采用測試水泥漿沉降穩定性的方法來表征三元顆粒體系的配比合理性，其原理為：當三元體系中水泥、粉煤灰的量固定時，為保持密度不變，微硅的加量與需水量存在一一對應的關系，微硅加量越大漿體的懸浮能力越強，穩定性越強，水灰比越高(強度越低)，因此，存在漿體穩定性達標的最小微硅加量。測試步驟為：通過測試密度，探索得出目標密度(定值)水泥、粉煤灰定比例條件下，不同微硅加量對應的所需水量，分別測試不同微硅加量配方漿體的沉降穩定性，得出最優化微硅加量，即為顆粒的合理化配比。沉降穩定性評價標準采用SY/T 6544—2017《油井水泥漿性能要求》中關于沉降穩定性小于0.05 g/cm3的要求。

為貼近井下實際情況，水泥漿沉降穩定性測試采用如圖2所示的可加熱加壓沉降穩定性測試儀，該測試儀與增壓養護釜配合使用，可實現水泥石的高溫高壓養護；同時，該測試儀設計有四個測試筒，可實現空白樣與試驗樣的同步測試。測試筒長徑比為0.8，單個測試筒分別由兩個半圓形鋼筒組成，半圓筒對接處采用凹凸設計，并通過緊固螺栓連接，底部主要靠圓底座側面的膠皮設計實現密封，徹底杜絕了因漏漿而造成的測試偏差；蓋板延續養護銅試模設計，其底部設有傳壓孔。測試完成后卸掉緊固螺栓和底部圓座，可輕易拆卸出水泥柱體，將水泥柱體切割為三等份，分別測試上、中、下部的密度，計算密度差。

圖2 可加熱加壓沉降穩定性測試儀

3 結果與討論

3.1 顆粒配比優化

由于本體系要求水泥漿有較高的早期強度，因此粉煤灰加量不宜過大，依據前人的研究設定粉煤灰加量為40%(文中加量均為占水泥的質量比)[17-18]，維持漿體密度1.40 g/cm3不變，配置不同微硅加量的三元體系水泥漿，早強劑GZT-1和降失水劑GA306加量分別為8.0%和3.5%，顆粒材料配方見表2。采用可加熱加壓筒測試各配方高溫條件下的沉降穩定性，測試結果見圖3，其中圖3(a)為測試的游離液和切割后各段的密度，圖3(b)為計算的各測試組上部、下部水泥塊的密度差。

表2 三元體系配方

圖3 不同微硅加量體系的沉降穩定性測試結果

由圖3可知：當微硅加量較小時，水泥漿沉降極大，密度差達0.25 g/cm3，游離液達到5.5%，嚴重影響了漿體的穩定性；隨著微硅加量的增大，水泥石上下密度差和游離液均大幅降低。當微硅加量為35%時，上下密度差和游離液已達標，分別為0.026 g/cm3和0.6%；進一步增大微硅加量時，游離液為0%，密度差可降至0.005 g/cm3。但是微硅加量大時，同樣水的加量也增大，勢必會對強度發展有所影響；另一方面，加量過大成本較高。因此設計微硅加量為35%，優選A4組合為基礎試驗配方。

3.2 水化激活劑及效果分析

3.2.1 主要成分

3.2.2 最佳配比

以3.1節中優選的A4組合為基礎配方，以不同比例的MgSO4和堿石灰為激活劑(見表3，%為占水泥質量比)，對三元復合水泥漿的激活效果進行測試比對，篩選最佳配比，抗壓強度樣品養護條件為常溫常壓，不同齡期抗壓強度測試結果見圖4。

表3 MgSO4與堿石灰配比

由圖4可知，無激活劑的空白樣三種齡期養護下的強度均較低，特別是關鍵的3 d強度遠低于3.5 MPa，無法滿足固井需求。單獨加入堿石灰或MgSO4對漿體的強度發展均有一定激發效果，MgSO4的效果要好于堿石灰，主要原因是其激發主體主要為活性更強的油井水泥，粉煤灰為次要主體，但其加量翻倍時對總體效果的影響并不大。在3 d和7 d的養護早期，改變堿石灰加量對復合漿體的抗壓強度影響較大，但當齡期延長至28 d時，不同堿石灰加量的漿體抗壓強度趨于相等。堿石灰和MgSO4的復合激發總體上優于單體激發，其最佳比例為3∶1(質量比)，相比于空白樣，可將三元體系的3 d和7 d強度分別提升129%和92%。將堿石灰、MgSO4以3∶1混配研磨制劑，命名為YP-6。

3.2.3 水化程度分析

由于三元體系中各種材料反應進程存在相互交叉作用，常規方法難以對其反應程度進行精細劃分，采用29Si核磁共振圖譜可對水泥及粉煤灰水化產物進行結構和定量分析[27]。結合Sevelsted等[28]、張燕遲等[29]的研究，硅譜中化學位移為-67.6～-73.9 ppm的Q0反映單個島狀硅氧四面體主要為油井水泥；化學位移為-76～-82 ppm的Q1反映組群狀硅氧結構主要為水化產物C-S-H(Ⅰ)；化學位移為-82～-88 ppm的Q2反映鏈狀硅氧結構主要為水化產物C-S-H(Ⅱ)；粉煤灰由組群狀[SiO4](Q3)和架狀[SiO4](Q4)組成，化學位移為-88～-129 ppm。因此，油井水泥和粉煤灰剩余量的比分別見式(1)、式(2)。

(1)

(2)

式中：IC1(Q0)為加入激活劑YP-6樣品(以下簡稱“激活樣”)在Q0處的積分強度；IC2(Q0)為無激活劑樣品(以下簡稱“空白樣”)在Q0處的積分強度；IF1(Q3+Q4)為激活樣在Q3+Q4處的積分強度；IF2(Q3+Q4)為空白樣在Q3+Q4處的積分強度；TC為兩種樣品油井水泥剩余量的比；TF為兩種樣品粉煤灰剩余量的比。

分別測試激活樣和空白樣的29Si核磁共振圖譜，樣品養護條件為常溫常壓72 h，測試結果見圖5，圖中實線為原始測試曲線，各個特征點正下方虛線為分峰高斯擬合曲線。由圖可知，兩種樣品都有較強的Q2峰，空白樣和激活樣的高斯擬合積分分別為434.97和448.31，表明加入YP-6后漿體內部生成了更多的對強度起決定作用的C-S-H凝膠。圖5(a)中Q3+Q4峰較為明顯，而圖5(b)中Q3+Q4峰發生重疊，峰的強度也大幅度減弱，表明激活樣中粉煤灰剩余量較少，計算高斯擬合積分可知IF1(Q3+Q4)=22.58+25.53+45.74=93.85，IF2(Q3+Q4)=25.34+184.40+89.25=298.99，因此TF值為31.39%，表明加入激活劑后粉煤灰剩余量降低68.61%，參與反應的粉煤灰更多。對兩種樣品的Q0峰進行分峰高斯擬合積分，IC1(Q0)=5.82，IC2(Q0)=8.15，因此TC值為71.41%，表明新型激活劑也在一定程度上促進了水泥的水化，激活樣的水泥剩余量降低29.59%。因此，激活劑對粉煤灰的激活效應更為明顯。

3.3 漿體綜合性能

測試A4組合配方加入YP-6后水泥漿的稠化、失水、游離液、黏度及沉降穩定性，結果見表4。降失水劑GA306主要通過形成致密的聚合物薄膜來達到降低失水的目的，因此粉煤灰的加量、水灰比的增大及YP-6的加入并沒有對其降失水的效果造成負面影響，失水量普遍低于100 mL。由于微硅、粉煤灰顆粒粒徑較小且為球形，易分散、易混合的特性使得復合漿體形成一定的網狀結構，沉降穩定性較好，上下密度差均低于0.02 g/cm3，游離液小于1%。因此YP-6的加入對失水、游離液及黏度均沒有產生影響，調節其加量還可在一定范圍內對體系的稠化時間進行調節，能夠滿足固井充填需求。

表4 水泥漿工程性能

4 工程試驗

截至目前，采用上述低密水泥漿在五口陸相頁巖油水平井進行了現場應用試驗，總體上封固井段固井質量合格率達到了90%以上，能夠滿足頁巖油水平井對上部井段的充填需求。以延探平X井為例，該井為二開井身結構，一開244.5 mm表層套管封固至230 m，完鉆井深為3 059 m，最大井斜為92.60°，鉆井液體系為水基鉆井液，二開下入139.7 mm生產套管，套管下深3 054 m。固井采用雙密度一次上返技術，領漿為粉煤灰-微硅-水泥三元復合低密度充填水泥漿，尾漿采用彈韌性水泥漿。施工時先注入密度1.25 g/cm3前導水泥漿6 m3，注入本研究低密度水泥漿70 m3，密度范圍為1.38～1.42 g/cm3，平均密度為1.40 g/cm3；連續注入尾漿40 m3，頂替清水37 m3后碰壓，施工排量為1.50 m3/min。最終低密度水泥漿返出井口4 m3，施工過程中壓力逐漸上升至18 MPa，最終碰壓23 MPa，卸壓回水斷流。候凝72 h后測井顯示固井質量合格，固井質量統計結果見表5，合格井段占比90.66%，優質井段占比53.89%，應用效果較好。

表5 固井質量統計結果(充填漿封固段)

5 結 論

(1)研制的可加熱加壓沉降穩定性測試儀更貼近井下實際情況，采用該儀器測試漿體穩定性差異可對低密度水泥漿粒徑顆粒的配比方案進行優化，三元體系中粉煤灰和微硅優化加量分別為40%和35%。

(2)新型激活劑YP-6由堿石灰和MgSO4組成，兩者最佳配比為3∶1，加入YP-6后低密度水泥漿常溫下3 d、7 d強度可分別提高129%和92%，超過了3.5 MPa的行業標準技術需求。

(3)29Si核磁共振測試結果表明加入YP-6后三元體系水化早期產生了更多的C-S-H凝膠，與空白樣相比，油井水泥的反應剩余量降低29.59%，粉煤灰的反應剩余量降低68.61%，激活劑對粉煤灰的激活效應更明顯。

(4)研發的三元復合低密度充填水泥漿，高溫下24 h強度最高可達5.2 MPa，失水小于100 mL，游離液、膨脹率均可以達到固井充填的技術需求，稠化時間亦可以調節。

(5)研發的體系在五口陸相頁巖油水平井進行了應用，固井合格井段占比超過90%，優質井段占比超過50%，體系的成功應用對油氣田開發降本增效、環境保護、治污減霾具有重要的意義和價值。