顧 軍， 陶 雷， 干 品， 莊思遠

(中國地質大學〈武漢〉資源學院，湖北 武漢 430074)

0 引言

天然氣水合物地層通常具有“兩低”(地層溫度低、孔隙壓力低)特點，如青海木里地區(qū)DK-1井內含水合物地層的實測溫度為0.3～2 ℃，孔隙壓力為3.5～3.6 MPa[1-2]。同時，因天然氣水合物地層裂隙較為發(fā)育且膠結性能較差，且固井水泥漿凝固過程中的放熱(5.5～22.2 ℃[3-4])將對近井壁地層的水合物穩(wěn)定性產生不利影響[5-10]。因此，天然氣水合物地層固井水泥漿有3個問題急需解決：(1)預防水泥漿放熱對天然氣水合物的分解；(2)提高低溫條件下水泥石強度；(3)防止水泥漿向天然氣水合物地層的漏失。天然氣水合物鉆探用低熱水泥漿已有較多研究和實踐[5-7]，但低溫條件下高強低密水泥漿體系有待進一步研究。本文試圖通過室內試驗優(yōu)選出一種適用于天然氣水合物鉆探的性能優(yōu)良的低溫低密度水泥漿體系，為天然氣水合物資源的高效勘探開發(fā)提供技術支撐。

1 試驗材料與儀器

1.1 試驗材料

嘉華API G級油井水泥、漂珠、微硅、氯化鈣、氯化鈉、硅酸鈉、三乙醇胺、硅烷偶聯劑、礦渣、降失水劑、分散劑和消泡劑。

在前人研究的基礎上[5-7]，經過前期試驗，確定的低密度水泥漿體系基礎配方為：100%API G級油井水泥+15%漂珠+10%～15%微硅+0～8%超細礦渣+1%消泡劑+0.45%～0.5%降失水劑+0～3%分散劑+1%～2%硅烷偶聯劑+60%～80%自來水。

1.2 試驗儀器

電子秤、精密電子天平、瓦楞恒速攪拌器、ZNN-D6型六速旋轉粘度計、ZNB型密度計、ZNS型鉆井液濾失量測試儀、常壓稠化儀、不銹鋼電熱恒溫水浴鍋、抗壓強度模具和電子萬能試驗機。

1.3 試驗條件與方法

1.3.1 試驗條件

油井水泥漿密度測試條件為常溫常壓；水泥漿稠化性能、泌水量和流變性試驗條件為常壓×25 ℃；抗壓強度試驗條件：常壓，溫度分別為0、25、35和45 ℃，養(yǎng)護時間分別為24、48和72 h，養(yǎng)護方式為浴養(yǎng)。

1.3.2 試驗方法

油井水泥漿制備方法、密度測試方法、稠化時間試驗方法、泌水量試驗方法、流變性試驗方法和抗壓強度試驗方法按美國API規(guī)范10A進行[11]。

1.4 水泥漿性能要求

密度為1.45～1.55 g/cm3，70 Bc稠化時間為120～150 min，流變性為n=0.4～0.6和K≤3 Pa·sn，API泌水量≤100 mL，24 h抗壓強度≥3.0 MPa。

2 試驗結果與討論

2.1 水固比和添加劑優(yōu)選

2.1.1 水固比的優(yōu)選

通過對水固比0.6、0.7和0.8進行了稠化試驗和抗壓強度試驗，結果表明：當水固比為0.6時，水泥漿初始稠度過高，配制過程非常困難，即流動性太差；當水固比為0.8時，水泥漿稠化時間和流動性雖滿足要求，且氯化鈣加量也增大到8%，但其24 h抗壓強度僅為1 MPa；當水固比為0.7時，水泥漿稠化時間和流動性滿足要求，且氯化鈣加量雖僅為7%，但其24 h抗壓強度達到3.2 MPa，滿足試驗要求。因此，水固比確定為0.7。

2.1.2 微硅加量的優(yōu)選

研究表明，添加15%～25%微硅的低密度水泥具有良好的抗氣竄性能[12-13]。優(yōu)選試驗采用控制變量法，保持其它添加劑加量不變，僅改變微硅的加量，通過抗壓強度試驗來得到合適的微硅加量。試驗結果表明，微硅加量在10%～15%范圍內，水泥石抗壓強度變化不大，僅差0.3 MPa。因此，微硅加量確定為10%～15%。

2.1.3 礦渣加量的優(yōu)選

試驗保持其它添加劑加量基本不變，僅改變礦渣的加量，通過抗壓強度試驗來得到合適的礦渣加量。試驗結果表明，當礦渣加量分別為0和8%時，水泥石抗壓強度均為1.8 MPa，即礦渣加量對水泥石抗壓強度的影響不大，但礦渣趨于降低水泥漿的密度。因此，礦渣的加量確定為8%。經測定，礦渣的加量為8%，水泥漿密度為1.47 g/cm3，滿足試驗要求。

2.1.4 促凝劑優(yōu)選

2.1.4.1 氯化鈣+偏硅酸鈉復合加量優(yōu)選

試驗中，水固比為0.7，漂珠加量為10%，微硅加量為10%，分散劑加量為3%，消泡劑加量為1%，降失水劑加量為0.45%～0.5%。試驗結果見表1。

表1 氯化鈣+偏硅酸鈉復合加量試驗結果

從表1可以看出，配方1和12未凝固(24 h)，配方2和3雖凝固(24 h)但強度極低，配方11稠化時間和抗壓強度分別為657 min(圖1)和2.6 MPa，其它配方均發(fā)生先期凝固。因此，氯化鈣和偏硅酸鈉的加量選擇宜合理，少了水泥漿無法正常凝固，多了會導致水泥漿發(fā)生先期凝固，即氯化鈣的加量選為8.5%左右，偏硅酸鈉的加量選為5.6%～6%。

圖1 配方2與配方11的稠化時間曲線

2.1.4.2 氯化鈣+偏硅酸鈉+三乙醇胺復合加量優(yōu)選

試驗中，水固比為0.7，漂珠加量為15%，微硅加量為10%，礦渣加量為8%，降失水劑加量為0.45%～0.5%，分散劑加量為3%，硅烷偶聯劑加量為1%，消泡劑加量為1%。試驗結果見表2，三乙醇胺加量與水泥石抗壓強度的關系見圖2。

表2 氯化鈣+偏硅酸鈉+三乙醇胺加量試驗結果

圖2 抗壓強度與三乙醇胺加量的關系

從表2可以看出，氯化鈣、偏硅酸鈉、三乙醇胺三者配合使用，效果較好，水泥石抗壓強度均達到了較高水平。由圖2還可看出，三乙醇胺的加量為3%時，25 ℃下養(yǎng)護24 h的水泥石抗壓強度達到了3 MPa，基本達到了要求。

2.1.4.3 氯化鈣+偏硅酸鈉+三乙醇胺+氯化鈉復合加量優(yōu)選

試驗中，水固比為0.7，漂珠加量為15%，微硅加量為15%，礦渣加量為8%，降失水劑加量為0.45%～0.5%，分散劑加量為2.5%，硅烷偶聯劑加量為2%，消泡劑加量為1%。試驗結果見表3?？梢钥闯?，氯化鈣8%、偏硅酸鈉5.6%、三乙醇胺0.3%、氯化鈉1%的組合配方，水泥石抗壓強度試驗效果較好。

表3 氯化鈣+偏硅酸鈉+三乙醇胺+氯化鈉加量試驗結果

2.1.5 分散劑加量的優(yōu)選

試驗水泥漿配方為：100%API G級油井水泥+15%漂珠+15%微硅+8%超細礦渣+1%消泡劑+0.45%～0.5%降失水劑+2.5%硅烷偶聯劑+8%氯化鈣+5.6%偏硅酸鈉+0.3%三乙醇胺+1%氯化鈉+70%自來水。在此基礎上分別加入2.5%、2.6%和2.8%的分散劑，在25 ℃下養(yǎng)護24 h的抗壓強度分別為4、3.51和3 MPa。可以看出，分散劑加量為2.5%較合適。

2.2 水泥漿性能評價

綜上研究結果，選擇水泥漿配方為100%API G級油井水泥+15%漂珠+15%微硅+8%超細礦渣+1%消泡劑+0.45%～0.5%降失水劑+2.5%分散劑+2.5%硅烷偶聯劑+8%氯化鈣+5.6%偏硅酸鈉+0.3%三乙醇胺+1%氯化鈉+70%自來水，以進行該水泥漿體系的各項性能評價。

2.2.1 水泥漿密度

測得該水泥漿的密度為1.53 g/cm3，符合要求。

2.2.2 稠化時間

稠化時間試驗結果見圖3。可以看出，水泥漿稠度達到70 Bc的時間是122 min，滿足要求。

圖3 常壓稠化時間

2.2.3 流變性

試驗結果：600 r/min為121，300 r/min為88，200 r/min為57，100 r/min為42，6 r/min為34，3 r/min為34。經過計算可得，n=0.45，K=2.56 Pa·sn，符合要求。

2.2.4 泌水量

水泥漿API泌水量測試結果為72 mL，符合要求。

2.2.5 水泥石抗壓強度

水泥石抗壓強度測試結果見圖4和圖5?？梢钥闯?，溫度越高，抗壓強度越大，養(yǎng)護時間越長，抗壓強度越大。

3 結論

(1)微硅的加入使水泥漿的穩(wěn)定性大幅提高，也有利于提高水泥石的抗壓強度，但加入過多也會增大水泥漿的稠度，因此微硅加量20%～15%較為合適。

圖4 抗壓強度與養(yǎng)護溫度的關系

圖5 抗壓強度與養(yǎng)護時間的關系

(2)礦渣對水泥石的抗壓強度影響不大，但礦渣會降低水泥漿密度，因此礦渣加量宜定為8%。

(3)氯化鈣加量8%～8.5%，偏硅酸鈉加量5.6%～6%，氯化鈉加量1%，三乙醇胺加量0.3%，效果最佳。

(4)隨著分散劑加量的增大，水泥漿稠化時間延長，水泥石抗壓強度降低，因此分散劑加量為2.5%較為合適。

(5)優(yōu)選出的低溫低密度水泥體系為100%G級油井水泥+15%漂珠+10%～15%微硅+8%超細礦渣+1%消泡劑+0.5%降失水劑+2.5%分散劑+2%硅烷偶聯劑+5.6%～6%偏硅酸鈉+8%～8.5%氯化鈣+0.3%三乙醇胺+1%氯化鈉(水固比為0.7)，其各項性能均可滿足天然氣水合物鉆探固井要求。

[1] 祝有海,張永勤,文懷軍,等.祁連山凍土區(qū)天然氣水合物科學鉆探工程概況[J].地質通報，2011,30(12):1816-1822.

[2] 王平康,祝有海,盧振權,等.祁連山凍土區(qū)天然氣水合物成藏體系中自生黃鐵礦地球化學特征與成因探討[J].中國科學:地球科學,2014,44(6):1283-1297.

[3] 徐惠峰.鉆井技術手冊(固井)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1990.

[4] 劉崇建,黃柏宗,徐同臺,等.油氣井注水泥理論與應用[M].北京:石油工業(yè)出版社,2001．

[5] 齊志剛.低溫低水化熱固井水泥漿體系研究[D].山東東營:中國石油大學(華東),2009.

[6] 許明標,黃守國,王曉亮,等.深水固井水泥漿的水化放熱研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報),2010,32(6):112-115,126.

[7] 許明標,王曉亮,周建良,等.天然氣水合物層固井低熱水泥漿研究[J].石油天然氣學報(江漢石油學院學報),2014,36(11):134-139.

[8] 宋廣喜,雷懷玉,王柏蒼,等.國內外天然氣水合物發(fā)展現狀與思考[J].國際石油經濟,2013,19(11):69-76.

[9] 白玉湖,李清平,周建良,等.天然氣水合物對深水鉆采的潛在風險及對應性措施[J].石油鉆探技術,2009,37(3):17-21.

[10] 田群山,張永海,吳天師,等.南祁連凍土層固井技術研究與應用[J].探礦工程(巖土鉆掘工程),2012,24(9):1-3.

[11] API Specification 10A—2002, Specifications for Cementing and Materials for Well Cementing[S].

[12] 顧軍,王學良.微硅水泥特性研究[J].油田化學,1997,14(2):115-118,126.

[13] 顧軍.礦場固井技術[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997.