国家“深地工程”万米深井固井水泥浆体系难点分析及开发方案论证报告

王太聪

（四川弘晟石油工程技术服务有限公司）

2023年6月30日

1 工程问题的来源

“能源的饭碗必须端在自己手里”、“向地球深部进军是我们必须解决的战略科技问题”。油气资源开发中埋深超过6000米为深层、埋深超过8000米的地层称为超深层。截止2022年，我国探明的深层和超深层油气资源671亿吨油气当量，占全国油气资源总量的34%。超深油气资源的勘探开发是未来油气资源接替的主要来源，对保障我国能源战略安全有重要意义^[1~3]。油气勘探开发等领域关键核心技术的研发是十四五期间的重点方向。

超深井必然带来超高温的工程条件，如，中国石油在塔里木油田实施的重大“深地工程”，2022年以来中石油已钻8000m以上的超深井45口，地层温普遍在200℃以上、工作液温度普遍在180℃以上；如中国石油西南油气田公司位于蓬莱气区的蓬深6井完钻井深9026米；中国东部地区的胜科1井，井深7026m，井底静止温度235℃^[1]；大庆油田古龙1井，井深6300m，最高温度达232℃^[3]。2023年5月30日，我国首个万米深地科探井“深地塔科1井”，预计钻探深度11100米，预计地层温度达到260℃，工作液温度达到220℃。中石化在四川盆地8420米的超深井-川深1井工作液到达190℃；中石化“深地一号·顺北油气田基地”项目，钻探垂直深度超过8000米的油气井达49口；其中顺托区块8300米的超深地层温度到达220℃，即将开钻的顺北区块10120米超深井预计地层温度达到242℃，工作液温度达到230℃。

超高温固对固井外加剂的抗温性及固井工作液体系综合工程性能带来了前所未有的挑战^[4、5]。超高温工况下，水泥浆体系面临耐温能力不足、调凝失效、沉降稳定性与流变性矛盾突出、液相滤失严重污染储层、水泥石力学强度衰退、适应能力差、现场调配困难等系列问题，严重影响深井、超深井固井作业安全和长期密封质量。主要问题有：（1）在超高温、特高温、碱性条件下，外加剂出现高温断链、功能基团降解、高温解吸、高温去水化等问题，致使水泥浆体系的失水控制、稠化时间调整等性能不能完全满足超深井、特深井的固井工程的要求。（2）高温、高碱性条件下，外加剂的去水化作用等因素影响，水泥浆体系重量稳定性差，沉降严重，易形成桥塞，引发“插旗杆、灌香肠”等严重固井工程事故。（3）高温下水泥石强度衰退严重，影响水泥石强度和水泥环全生命周期完整性和封隔性。（4）水泥浆封固段长、封固段上下温差大，水泥浆既要满足井底循环温度要求，还要满足顶部强度要求，因此对水泥浆体系各项性能要求较高。（5）超深井通常是高温高压地层，需要超高温超高密度水泥浆体系，大量加重剂加入，降低了胶结材料的比例，水泥石强度大幅度降低。针对这些问题，开发万米超深井、超高温（特高温）水泥浆体系对解决我国深层油气资源的开发和保障能源的战略安全有重要的实际应用意义和理论指导意义。

2 国内外研究现状及发展趋势分析

固井材料是保障水泥浆体系综合性能、确保深井、超深井固井施工安全和固井质量的重要基础，其中抗高温固井降失水剂、缓凝剂、悬浮稳定剂和水泥石强度衰退抑制剂是解决超高温固井水泥浆体系上述问题的关键。

2.1超高温外加剂

2.1.1降失水剂：降失水剂是改善水泥浆流变性、提高稳定性、降低液相向地层滤失以及确保体系综合性能稳定的主要外加剂之一。

国内经过40余年的持续技术攻关，形成了能够满足国内油气井固井要求的系列化产品，其中，2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）类共聚物降失水剂因具有良好的耐温抗盐能力和分子结构可设计性而成为国内外研究和应用的热点。

斯伦贝谢通用型降失水剂UNIFLAC，抗 温260 ℃，适应密度1.20~2.80 g/cm³，可用于淡水和盐水水泥浆体系^[6]。哈里伯顿降失水剂Halad-200L，适用温度37.8~204.4 ℃。邹建龙^[7]通过在分子结构中引入磺酸盐基团、链刚性基团、羧基、酰胺基等吸附基团，开发了共聚物降失水剂BXF-200L，抗温180 ℃，抗盐达饱和，现场已规模应用。中国石油集团工程技术研究院的于永金等人^[8]通过在分子主链上引入了磺酸基和双羧基等官能团，开发了抗温200 ℃降失水剂DRF-120L，在川渝、渤海湾等地区高温深井固井中规模应用。夏修建等^[9]通过在分子结构上引入特殊阳离子单体，制备了两性离子型共聚物降失水剂DRF-4L，适用温度30~210 ℃，抗饱和盐水；此外，该团队突破聚合物降失水剂高分子量、高黏的常规设计理念，引入低分子量设计方法，通过分子结构优化、耐温抗盐基团有效介入、多官能团协同增效等手段，开发了宽温带范围的超高温降失水剂，适用温度30~240 ℃，抗盐达饱和，配套形成的超高温水泥浆体系在塔里木、华北、大港等油田推广应用，应用最高温度达213 ℃。国内研究人员通过纳米表面接枝改性等新技术，将聚合物功能性能与无机纳米材料耐温稳定性能有机结合，室内研发了众多改性降失水剂产品^[10-12]，耐温能力得到进一步提升。

2.1.2缓凝剂

缓凝剂是油井水泥最重要的外加剂之一，对保障油气井固井作业安全尤为重要，直接决定固井成败^[13]。自上世纪五十年代始，国内外开始研究和使用缓凝剂来改善水泥浆性能，并逐渐形成木质素磺酸盐类、糖类、纤维素类、羟基羧酸类、有机膦酸（盐）类、聚合物类、无机盐类及复配物类系列缓凝剂，基本能够满足国内油气井固井技术要求，且逐渐向环保、智能化方向发展^[14]。

聚合物类缓凝剂因其分子结构可控、功能单体种类繁多、性能优异、结构稳定而成为国内外研究的热点^[15]，如哈里伯顿的SCR-200L™缓凝剂，抗温232 ℃，若与COMPONENT R™缓凝增强剂联合使用，耐温达316 ℃；斯伦贝谢的UNISET高温缓凝剂适用温度80~232 ℃^[16]。国内开发出了系列超高温聚合物类缓凝剂，如郭锦棠等^[17]利用温敏缓释控效新思路，通过AMPS、衣康酸（IA）和不饱和阳离子单体等研制了高温缓凝剂HTR-300L，抗温200 ℃、适用温差100 ℃；中石油工程院开发了多元共聚物类高温大温差缓凝剂DRH-2L，抗温200 ℃，适用温差50~100 ℃，满足深井、超深井长封固段固井需求；夏修建等^[18]通过分子结构优化设计、耐温抗盐基团有效介入和无机盐处理等开发了五 元共聚物类超高温缓凝剂DRH-3L，抗温220 ℃以上，同时该团队已研发出抗温240 ℃的缓凝剂产品，具有良好的超高温调凝性能^[19]。

2.1.3抗高温稳定剂

稳定剂是提高水泥浆沉降稳定性和确保体系综合性能的重要外加剂之一，对保障深井、超深井固井作业安全和固井质量尤为重要^[20]。当前，国内油井水泥高温稳定剂产品较少，且耐温能力有限；国外经过数十年已研发出相对较成熟的稳定剂产品，且耐温能力较高。常用的稳定剂主要为无机材料类、有机高分子类物质。其中，合成高分子类稳定剂因其可根据产品技术需求通过分子结构设计、优选合适功能单体和特殊加工工艺而制得，已成为国内外水泥浆悬浮材料的研究热点。Brothers等^[21]利用丁苯胶乳和聚醋酸乙烯酯胶乳作为悬浮剂提高体系高温沉降稳定性，已成功用于井底温度232 ℃油井固井中。Reddy等^[22]开发了一种由AMPS/N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）/丙烯酰胺（AM）、聚乙烯基吡咯烷酮（PVP）和接枝改性碱化褐煤等组成的混合型热增黏降失水剂，抗温260 ℃，超高温防沉降效果显著。罗敏等^[23]利用AM、苯乙烯磺酸钠（SSS）、N，N-二乙基丙烯酰胺制备了三元共聚物悬浮剂，200 ℃下水泥浆密度差小于0.02 g/cm³，且对其它性能无不利影响。王成文等^[24]利用AM、AMPS、N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAA）和憎水单体等开发了一种具有热增黏特性的聚合物稳定剂，20~150 ℃温度范围内，聚合物溶液表观黏度随温度升高显著增加，155 ℃下使2.35 g/cm³高密度水泥浆沉降稳定性控制在0.03 g/cm³以内。于永金^[25]等在分子结构中引入磺酸基团、双羧基、酰胺基、环状刚性基团等多种功能基团，制备了高温稳定剂DRK-3L，与黏土矿物类高温悬浮剂DRY-S2联合使用，可使210 ℃下水泥浆沉降稳定性控制在0.05 g/cm³以内，该稳定剂已在塔里木、华北、大港等油田深井、超深井固井中推广应用；此外，该团队采用有机-无机纳米插层改性技术，将高分子量共聚物与层状硅铝酸盐矿物有机结合，制备出超高温悬浮稳定剂DRK-4L，240 ℃下水泥浆沉降稳定性控制在0.03 g/cm³以内，支撑超高温水泥浆体系构建，保障深井、超深井固井作业安全和封固质量。

2.2深井、超深井固井特色水泥浆体系

2.2.1超高温水泥浆体系

高性能超高温水泥浆体系对深井、超深井固井作业安全、固井质量及水泥环长期密封具有重要意义，也是保障万米特深井顺利建井的关键技术之一。斯伦贝谢通过颗粒级配及超细球型Micromax加重剂，制备了高性能水泥浆体系，密度最高达2.90 g/cm³，使用温度达232℃，抗压强度较高、流变及稳定性能良好。国内于永金等^[25]合理利用高温降失水剂、缓凝剂、稳定剂、防衰退剂等关键外加剂，开发了抗循环温度210 ℃水泥浆体系，能够满足井底静置温度230 ℃以上的超深井固井要求，并在华北、大港等油田高温深井固井中成功应用，应用最高井底温度213 ℃。刘会斌等^[26]针对干热岩高温固井技术难题，以超高温外加剂为基础开发了适用于干热岩超高温水泥浆体系，200 ℃水泥浆稠化时间可调、流变性好、抗压强度高且不衰退，在青海共和盆地热干岩GR1井成功应用，裸眼段固井质量优质。

马疆等^[27]运用颗粒级配原理，通过大量的室内实验，选取粒径合适的加重材料和充填材料，并确定合适的加量，设计出最高密度范围 2.70 g/cm³、最高温度 200℃，水泥浆配方：G级水泥+35%SiO2+150%GM-1+10%WG+6%PC-G81 +1.9%SXY-2+2%缓凝剂+0.05%ST500L，各项性能满足固井技术需求的超高温超高密度水泥浆，解决了超高密度水泥浆在超高温环境下稳定性差、浆体流变性差、抗压强度发挥慢、难相容等技术难题。该体系在新疆油田南缘区块上已成功使用。

2.2.2高温大温差水泥浆体系

深井、超深井固井面临长封固段、高温大温差等难题，大温差下水泥浆柱顶部强度发展缓慢甚至超缓凝，不仅延长钻井周期、增加作业成本，而且影响固井质量甚至发生气窜等^[28]。国内外进行了深井长封固段大温差水泥浆技术研究。斯伦贝谢依托AccuSET智能缓凝剂开发了大温差水泥浆体系，适用温度49~121 ℃，满足水泥浆柱底部与顶部温差50 ℃以上条件固井，低温下水泥浆柱顶面强度发展快，已在中东两口井Φ177.8 mm生产套管固井中进行了应用，固井质量优质。国内近年来持续加强高温大温差缓凝剂及水泥浆体系研究，取得显著成果。天津中油渤星开发出了高温大温差缓凝剂BCR-260L，适用循环温度70~180 ℃，配套形成了高温大温差水泥浆体系，在50 ℃温差下水泥浆柱顶部48 h抗压强度高于3.5 MPa，现场应用效果良好。川庆钻探井下作业公司开发了抗温160 ℃、适用温差50 ℃以上的宽温带缓凝剂SD210L，形成的高温大温差水泥浆体系现场应用效果良好。中石油工程院开发了高温大温差缓凝剂、降失水剂、早强剂等系列产品，研发了抗温200 ℃、适用温差50~100 ℃的高温大温差水泥浆体系，浆柱顶部强度发展快，在塔里木、西南、长庆、华北、辽河等油气田推广应用300余井次，施工效果显著，并创造多项固井纪录^[29]。高温大温差水泥浆体系为复杂深井优化井身结构、缩短建井周期、节约建井成本、保证水泥环密封完整性等提供了技术保障。

2.2.3高性能高密度/超高密度水泥浆体系

油气勘探开发逐步向深层、复杂地质构造带拓展，钻遇异常高压地层的几率不断增加，固井中环空压力高、井壁失稳、高压盐水层等复杂工况日益突出，高密度水泥浆是压稳地层、防止井涌、井喷以及保障固井作业安全和环空封隔质量的关键技术。斯伦贝谢公司通过颗粒级配和使用超细球型Micromax加重剂开发了DensCRETE水泥，配制出流动性良好的高性能高密度水泥浆，密度2.00~2.90 g/cm³，已在墨西哥、阿曼和我国南海等油田成功应用。谭春勤等^[30]通过颗粒级配、紧密堆积理论、优选外加剂，开发了密度2.60~3.00 g/cm³的系列高性能超高密度水泥浆体系，综合性能良好，在官深1井尾管固井中成功应用，水泥浆入井平均密度2.75 g/cm³，最高密度2.82 g/cm³，固井质量合格。中石油工程院利用紧密堆积理论和微相结构设计理论，研制了密度7.20 g/cm³的超细球型加重剂、稳定剂、高温缓凝剂和大温差早强剂等关键材料，开发了密度2.20~2.80 g/cm³的高性能高密度水泥浆体系，抗温200 ℃，且浆体流动性好、稳定性好（0.03 g/cm³以内）、API失水量小于50 mL、水泥石力学强度发展快且无衰退，在塔里木油田克深132-2井盐层固井（应用密度2.52 g/cm³）、青海油田狮70井尾管固井（应用密度2.46 g/cm³）、川渝地区高石045-H2井、磨溪031-H3井等尾管固井中成功推广应用，固井质量平均合格率85%以上。

3 万米深井固井及水泥浆体系开发的难点分析

3.1 固井难点

（1）固井面临的地层复杂。万米深井将通过20多个地质层系，每个层系的岩性不同，对入井流体性质要求不同。

（2）井下情况复杂。万米深井可能钻遇低压易漏地层，形成漏失；可能钻遇高压地层，发生井喷；可能钻遇盐膏层，盐侵入入井流体影响其性能。

（3）超高温。井越深温度越高，地层温度到达240~260℃，需要抗超高温的外加剂和水泥浆体系。

（4）超高压。地层越深压力越高，地层油气水等流体可能侵入固井水泥浆体系，影响固井质量或引发事故。

（5）水泥石强度衰退。水泥石长时间处于110℃以上的条件下，水泥石强度会因高温发生强度逐步下降，影响水泥石（水泥环）的长期封隔有效性。

（6）大温差。井越深势必每次固井的封固段越长，上下温差大，水泥浆满足下部高温点固井水泥浆稠化时间要求，对于上部低温点而言缓凝剂过量，易造成水泥石强度发展缓慢或超缓凝水泥浆不凝固。

（7）相容性。钻井液因不同地层需要必然经过多次调整，钻井液体系成分、性质复杂，水泥浆体系与其相容性难以调整。

3.2万米深井固井水泥浆体系开发难点

（1）超高温下外加剂失效。超高温及水泥浆体系的高碱性工况将引起外加剂高分子断链，功能基团脱落使外加剂功能减弱或失效。

（2）流变性控制调控矛盾突出。油井水泥外加剂大部分是高分子聚合物，超高温条件下，水泥浆体系的外加剂加量必然大幅度增加，水泥浆粘度将大幅度上升，而为了提高顶替效率和固井质量，要求水泥浆粘度要低，因此，水泥浆流变性调控矛盾突出。

（3）水泥浆稳定性控制难。深井段固井压力高，需要在水泥浆添加加重剂，且加重剂密度高，必然会产生水泥浆体系中高密度颗粒物质沉降，产生分层、游离水增大等问题。

（4）稠化时间与水泥石强度难以兼顾。井越深固井施工时间越长，要求水泥浆稠化时间越长，同时井越深温度越高，缓凝剂加量势必大幅度增加才能满足稠化时间要求，而缓凝剂加量越多水泥石强度发展越缓慢。

（5）水泥石的胶结性与长期完整性要求高。高胶结性是封隔地层流体这一固井基本目的的基本条件，由于加入大量加重剂（无胶结性材料）、泥浆体系性能复杂难以顶替、水泥石强度低等因素，水泥石胶结性较低，影响固井质量。高温下水泥石强度衰退，强度逐步降低，地层蠕动、后续施工的震动和高压将引起固井形成的水泥环破裂，失去封隔性和完整性，影响油气生产和综合经济效益。

4 万米深井固井水泥浆体系开发方案论证

针对万米超深井、超高温工况下水泥浆体系面临耐温能力不足、外加剂失效、沉降稳定性与流变性矛盾突出、液相滤失严重污染储层、水泥石强度衰退、适应能力差、现场调配困难等系列问题，研究思路及技术路线如下：

4.1 万米深井固井水泥浆体系开发技术思路

（1）失水控制：选择抗温性能优良的降失水剂，主要从避免出现高温断链、功能基团降解、高温解吸、高温去水化等方面优选降失水剂种类。

（2）流变性控制：选择低粘降失水剂，控制冷浆粘度，为提高顶替效率创造条件以提高胶结性和固井质量。

（3）沉降稳定性控制：选择低粘降失水剂，通过适当增加降失水剂的加量增加热浆粘度来控制水泥浆的沉降。

（4）稠化时间控制：选择缓凝剂能力强、温度敏感性低的缓凝剂，控制稠化时间，提高水泥石的强度。

（5）水泥石强度衰退控制：通过控制砂的粒度、纯净度、加量，或通过加热纳米二氧化硅等材料来控制水泥石高温强度衰退。

（6）高密度体系：通过添加超高密度加重剂，以提高胶结材料体积比（含量）来控制水泥石的强度，以提高固井质量。

（7）胶结性、弹韧性控制：通过添加树脂提高水泥石胶结性、弹韧性，通过树脂降低水泥石渗透性提高水泥石的防腐性。

4.2万米深井固井水泥浆体系开发技术路线

 

图1  技术路线图

参考文献

[1]赵文智，窦立荣.中国陆上剩余油气资源潜力及其分布和勘探对策[J].石油勘探与开发，2001，28（1）：1-5.

[2]李阳，薛兆杰，程喆，等. 中国深层油气勘探开发进展与发展方向[J].中国石油勘探，2020，25（1）：45-57.

[3]汪海阁，黄洪春，毕文欣，等. 深井、超深井油气钻井技术进展与展望[J]. 天然气工业，2021，41（8）：163-177.

[4]张锦宏，周爱照，成海，等. 中国石化石油工程技术新进展与展望[J]. 石油钻探技术，2023s.

[5]齐奉忠，刘硕琼，沈吉云，等. 中国石油固井技术进展及面临的问题[J].石油科技论坛，2013，32（4）：5-8

[6]姜晓超.耐200 ℃油井水泥浆的研制［D］.吉林长春：吉林大学，2012.

[7]邹建龙，屈建省，吕光明，等. 新型固井降失水剂BXF 200L的研制与应用[J]. 钻井液与完井液，2005，22（2）：20-23.

[8]于永金，刘硕琼，刘丽雯，等. 高温水泥浆降失水剂DRF 120L 的制备及评价[J]. 石油钻采工艺，2011，33（3）：24-27.

[9]夏修建，于永金，靳建洲，等. 耐高温抗盐固井降失水剂的制备及性能研究[J]. 钻井液与完井液，2019，36（5）：610-616.

[10] XIA X，GUO J，FENG Y，et al. Hydrophobic associated poly⁃mer“grafted onto”nanosilica as a multi-functional fluid lossagent for oil well cement under ultrahigh temperature[J]. RSC Advances，2016，6(94):91728-91740.

[11] ZHANG H，HU M，LI P，et al. Covalently bonded AMPS based copolymer C-S-H hybrid as a fluid loss additive foroilwell saline cement slurry in UHT environment[J]. Con⁃struction and Building Materials，2023，378: 131177.

[12] MAO H，QIU Z，SHEN Z，et al. Hydrophobic associated poly⁃mer based silica nanoparticles composite with core-shellstructure as a filtrate reducer for drilling fluid at utra-hightemperature[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering，2015，129:1-14.

[13]刘崇建，黄柏宗，徐同台，等. 油气井注水泥理论与应用[M]. 北京：石油工业出版社，2001

[14]邹建龙，屈建省，许涌深，等. 油井水泥缓凝剂研究进展[J]. 油田化学，2008，25（4）：386-390.

[15]夏修建. 新型耐高温油井水泥缓凝剂的研制[D]. 天津：天津大学，2013.

[16] BRAY W S. Method of cementing using polymeric retarder:US Patent 8096359[P]. 2012-01-17.

[17]郭锦棠，夏修建，刘硕琼，等. 适用于长封固段固井的新型高温缓凝剂 HTR-300L[J]. 石油勘探与开发，2013，40（5）：611-615.

[18]夏修建，于永金，陈洲洋，等. 一种新型超高温固井水泥浆缓凝剂[J]. 天然气工业，2021，41（9）：98-104.

[19]于永金，薛毓铖，夏修建，等. 一种抗240 ℃超高温固井缓凝剂的研发与评价[J]. 天然气工业，2023，43（3）：107-112.

[20]卢海川，朱海金，李宗要，等. 水泥浆悬浮剂研究进展［J］.油田化学，2014，31（2）：307-311.

[21] BROTHERS L E. Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement: US Patent 5135577［P］. 1992-08-04

[22]REDDY B R，RILLEY W D. High temperature viscosifying and fluid loss controlling additives for well cements，well cement compositions and methods: US Patent 6770604［P］.2004-08-20.

[23]罗敏，黄盛，何旭晟，等. 耐200 ℃固井水泥用悬浮剂的制备与性能表征［J］.钻井液与完井液，2022，39（4）：472-480.

[24]王成文，王桓，薛毓铖，等. 高密度水泥浆高温沉降稳定调控热增黏聚合物研制与性能［J］. 石油学报，2020，41（11）：1416-1424.

[25]于永金，丁志伟，张弛，等. 抗循环温度210 ℃超高温固井水泥浆［J］.钻井液与完井液，2019，36（3）：349-354.

[26]刘会斌，李建华，庞合善，等. 青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术［J］.钻井液与完井液，2020，37

[27]马疆，苏洪生，徐新纽，等. 准噶尔盆地南缘深井、超深井超高温超高密度水泥浆体系研究及应用[J]. 新疆石油天然气，2021，17,（3）：18-24.

[28]齐奉忠，于永金，刘斌辉，等. 长封固段大温差固井技术研究与实践［J］. 石油科技论坛，2017，36（6）：32-36.

[29]靳建洲，于永金，刘硕琼，等. 高温大温差水泥浆缓凝剂DRH-200L的研究［C］. 北京：石油工业出版社，2010.

[30]谭春勤，周仕明，王其春. 高性能超高密度水泥浆技术研究与应用［J］. 石油天然气学 报，2013，35（11）：98-100、119.