石英砂细度和掺量对G级油井水泥浆体系性能的影响

随着世界发展对石油（气）资源的需求量越来越大，石油（气）资源的开采难度不断上升，因此深井、超深井的固井技术变得十分重要。通常深井、超深井为高温高压环境，而水泥环长期处于井下高温高压环境中，需保证深井高温条件下水泥石的性能尤其是强度和胶结性能，从而使其满足封固井质量。为解决油井水泥石在高温条件下（≥110℃）力学性能急剧衰退和渗透率升高等问题，需要在G级油井水泥中加入高温稳定材料，建立抗高温防衰退水泥浆体系。因此本文以石英砂为高温稳定材料，研究石英砂细度、掺量对不同温度下G级油井水泥浆体系性能的影响，为优选和设计以G级油井水泥为基础的深井、超深井水泥浆体系提供基础和依据，并对油田固井具有较好的指导作用。

1、试验材料与方法1.1试验材料高抗G级油井水泥（铜川药王山生态水泥有限公司）；石英砂（河北灵寿裕川石英砂厂）。表1为高抗G级油井水泥化学成分，表2为石英砂的化学成分。表1Ｇ级抗硫酸盐油井水泥化学成分%表2石英砂化学成分%1.2试验方法依据GB/T10238—2015《油井水泥》标准制备油井水泥浆。具体为将水泥、不同细度的石英砂和去离子水配制成水泥浆，水灰比为0.44。水泥石的高温试验可依据GB/T19139—2012《油井水泥试验方法》进行水泥石高温强度养护，养护压力为20.7MPa，直至达到目标温度，后保温至目标龄期。从釜内取出后，在（27±3）℃的水浴环境中保持至破型。最后，选取部分破型后的水泥石自然冷却至室温，贴标签密封保存，防止测试前发生水化，用于微观结构观察。

2、结果与讨论2.1石英砂细度对G级油井水泥石强度的影响采用G级油井水泥和石英砂（细度为80μm筛筛余分别为5%、10%、15%、20%）为试验原材料，考察加入不同细度石英砂的G级油井水泥石在不同温度下（80℃、110℃、130℃、160℃、180℃），养护龄期为1d、3d的强度发展规律。其中石英砂内掺加入量为30%。G级油井水泥石原浆在不同温度下养护龄期为1d、3d的强度变化见图1，石英砂细度对G级油井水泥石在不同温度下养护龄期为1d、3d的强度的影响分别见图2、图3。图1G级油井水泥在不同温度下养护1d、3d的强度从图1看出，G级油井水泥石原浆在低温条件下随着养护温度升高呈现出抗压强度上升趋势，直到110℃时强度达到最高值，而后随着养护温度升高而下降，且养护3d龄期的下降规律比1d明显。从图1也可看出，经180℃养护1d、3d后，抗压强度降至110℃的20%~30%。这表明，G级油井水泥石原浆随着温度升高和养护时间增加而下降。原因可能在于G级油井水泥石原浆在110℃以内温度范围时，占水泥石组成成分最多的硅酸盐水化物呈网络状形态，具有良好的胶结性能，是水泥石保持高强度的主要原因；而当温度超过110℃时，水泥石中出现了低强度高渗透率的板块状水化硅酸二钙，这些大块物料相互搭接明显地改变了水泥石的显微结构，并由于该产物本身的性能及其相互间的联结力较弱，因而使得水泥石的强度降低。图2石英砂细度对G级油井水泥石的强度影响（龄期1d）图3石英砂细度对G级油井水泥石的强度影响（龄期3d）从图2、图3综合看出，在养护温度80~110℃时，G级油井水泥石的抗压强度稳步增长，且强度均高于加砂油井水泥石。与此同时，加砂油井水泥石在此阶段强度发展较稳定。当温度高于110℃时，随着养护温度和养护时间的增长，G级油井水泥石抗压强度呈现明显的衰退趋势，其在180℃强度衰退最明显，与原始强度（80℃）相比，衰退率达75%。而加砂油井水泥石在130~160℃抗压强度呈现出增长趋势，与原始加砂油井水泥石强度（80℃）相比，增长率可高达170%，但在180℃水泥石强度依旧呈现衰退现象，不过衰退率较低。试验结果表明，石英砂80μm筛筛余为5%~20%，均能防止水泥石强度在高温下衰退。但当石英砂细度为80μm筛筛余10%~15%时，加砂油井水泥石的抗压强度最高，原因可能在于：根据颗粒紧密堆积原理，当石英砂筛余为10%~15%，与G级油井水泥粒径分布有一定的差距时，有利于提高水泥石的堆积密实度，填充了水泥硬化浆体中的微细孔隙，有利于改善水泥硬化浆体的微观结构，进而达到提高水泥石强度的目的。因此选用80μm筛筛余15%作为石英砂的最佳细度。2.2石英砂掺量对G级油井水泥石强度的影响采用G级油井水泥和80μm筛筛余15%的石英砂为试验材料，考察加入不同掺量的石英砂（30%、32%、35%、38%、40%）对G级油井水泥石在不同温度下（80℃、110℃、130℃、160℃、180℃）养护龄期为1d、3d的强度发展规律，结果见图4、图5。图4石英砂掺量对G级油井水泥石强度的影响（龄期1d）图5石英砂掺量对G级油井水泥石强度的影响（龄期3d）从图4、图5看出，石英砂掺量从30%增加至40%，加砂油井水泥石经80℃养护1d、3d后的抗压强度略呈现出随石英砂掺量增加而下降趋势；而经110~180℃养护1d、3d，石英砂掺量超过35%时，加砂油井水泥石的抗压强度大致都表现出明显下降趋势。这是因为是石英砂掺量过大时，水泥石结构中会残存一些产生点蚀或面蚀、表面伴生结晶产物的石英砂粒子，这些晶体粒子与石英砂的胶结性较弱，造成了水泥石的结构完整性被破坏，从而引起抗压强度的衰退。因此结合各个温度段和养护龄期综合考虑，石英砂的最佳掺量为30%~35%。从图5可看出，经110~160℃养护3d后的加砂油井水泥石，抗压强度持续增长，而经180℃养护3d后的加砂油井水泥石抗压强度衰退，与160℃相比，衰退率最高可达50%。那就可将160℃作为一个临界衰退点。分析原因如下：（1）在110~160℃，水泥浆中加入石英砂后，发生物理化学反应生成具有良好网络结构的雪硅钙石（C5S6H5），这种产物本身具有较高的强度和较低的渗透率，可提高水泥石的致密度和强度。经查资料表明，该物质的最高稳定温度约为150~160℃，超过此温度后将转变为硬硅钙石（C6S6H）[6]，因其所形成的网架结构相对较粗大，削弱了其强度，因此比能形成针状网络结构的产物C5S6H5的强度低。所以超过160℃养护的加砂油井水泥石强度降低可能是由于C5S6H5转变为C6S6H的缘故。2.3水泥石的微观形貌图6为G级油井水泥石原浆在不同温度条件下的微观结构，从图6（a）看出水泥石原浆经110℃养护3d所形成的硅酸钙水化物能够结成互相联结的网络状结构，其结构较致密，主要以CSH凝胶为主，这种凝胶在常温下对水泥石的强度及外观稳定性起着决定性的作用。因而在低温80~110℃形成了孔隙率相对较低联结较密实并具有较高强度的水泥石。从图6（b）看出，水泥石原浆经180℃养护3d出现大量的板块状产物结构（C2SH），该产物是一种低抗压强度、高渗透率，比CSH凝胶更致密的晶体，会造成水泥石体积收缩，从而破坏水泥石的完整性。而且随着温度的提高，这种水化硅酸钙的结晶将明显变大，致使硬化浆体的结构应力局部地集中和增加，在不同程度上削弱和破坏了水泥石的机械强度。图7为加砂油井水泥石的微观结构，从图7（a）看出，加砂量为30%的水泥石经130℃养护3d的水化产物结构致密，生成了相互搭接的针状雪硅钙石（C5S6H5），该产物结构是一种结晶度良好的针状晶体，且可以彼此相互穿插搭接成较理想的、匀称的网络结构，从而使水泥石保持较高强度和低渗透率。从图7（b）看出，水泥石中残存部分未发生反应的石英砂颗粒，而当未参与反应的SiO2堆积在水泥水化产物中时，破坏了水泥石的结构，从而导致水泥的强度下降，因此掺入过量的石英砂不利于水泥石的机械强度。图6G级油井水泥石原浆的微观结构图7加砂油井水泥石的微观结构2.4加砂G级油井水泥浆体系性能评价本文结合西南油田市场固井需求，设计水泥浆配方如表3所示，液固比为0.28。试验结果见表4。水泥浆的配制和性能评价均依据GB/T19139—2012《油井水泥试验方法》中的相应规定进行。表3水泥浆试验配方%表4物理性能指标参数本试验配方优选细度80μm筛筛余15%的石英砂和G级油井水泥为主要材料，与外加剂进行配伍，设计了一套抗高温高密度油井水泥浆体系。从表4可见，水泥浆各项性能指标均能满足油田技术指标，且也能够达到高温固井对水泥石强度的要求。

3、结论（1）高温条件下（≥110℃）G级油井水泥石原浆强度呈衰减趋势。（2）细度为80μm筛筛余10%~15%，且掺量为30%~35%的石英砂，使其水泥石的高温水化产物的硅钙比降低至1.0，故可