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【摘 要】水泥浆挤封是最常用的方法。人们倾向于向地层挤注水泥是因为水泥强度较高，对地层环境适应性强，并且成本较低，施工简便。因此其应用很难被其它技术完全取代。由于普通水泥粒度大，挤入深度受到限制，无法渗入较小裂缝和通道中去，因此普通水基水泥浆挤封成功率<30%；超细水泥平均粒径为15um左右。能够深入152um的微孔缝中去，且具有普通水泥2倍以上的强度。因此超细水泥浆挤封成功率>90%。
【关键词】超细水泥；油井堵水；水泥浆
1.超细水泥及G级高抗油井水泥的特性
我国现行标准（GB10238-88）是国家技术监督局参照美国石油学会“油井水泥材料和试验规 范10”（API SPEC.10-86）制定的。API规范将油井水泥按井深划分A、B、C 、D、E、F、G、H和J九个等级。其中G级（高抗硫） 水泥为使用最广泛的基本油井水泥，适用于0～2440m井深。目前使用的超细水泥由G级油井水泥（HSR）再粉碎加工而成。
2.现场应用情况及目前最突出的问题
措施工作量及实施效果。
2000年截止到6月底，我们采用超细水泥封堵油井13井次，一次成功12井次，成功率92.3%，采用普通水泥封堵1井次（S44-1），二次封堵成功。累计增油4760.1吨。共创经济效益478。4 万元。（其中原层生产井有9口，累计增油1879.1吨；灰封换层井3口，累计增油2881.0吨；长关井7口，累计增油489.5吨；）另外我们采用超细水泥浆及G级高抗油井水泥在7口注水井上进行了14次不同类型的封堵作业。
上半年油井堵水共发生主材费4.56万元，劳务费82.1万元，合计86.7万元（其中长关井共发生费用30万元）。水井堵水共发生主材费6.58万元，劳务费57.2元，合计63.8万元。
由上述数据可以看到，油井平均单井措施费用为7.29万元，其中作业费为6.91万元，材料费为0.38万元，仅相当于作业费的1/15。注水井略高一些，单井平均为10.1万元，其中作业费为9.1万元，材料费为0.91万元，仅相当于作业费的1/10。可见采用超细水泥及G级油井水泥是非常经济的封堵工艺。
3.挤水泥封堵应该重视的几个技术问题
3.1正确理解挤水泥封堵技术原理
挤水泥必须明确：水泥浆流向何处？是否挤入的水泥浆全部留在井眼周围？能否用水泥浆封堵炮眼？如果向控制挤水泥用量？因为我们的封堵属于低压挤水泥技术，即施工所施加的压力只要使水泥浆在炮眼以及可能存在的孔道和裂缝处脱水形成水泥饼即可。所以必须从思想上清除水泥浆全部进入地层的错误的挤水泥理论。这一错误的挤水泥理论导致人们强调水泥浆用量越多越好，最终挤入压力越高越好。然而实际情况是，挤入水泥浆并不是在地层形成一层均匀摊开的水泥饼，而是水泥瘤（楔入炮眼），当挤水泥压力超过被裂压力时，水泥浆才进入地层裂缝，因此低压挤水泥过程中只有水泥浆滤液进入地层而不是水泥浆全部进入地层。由于失水量未进行控制，故采用G级高抗油井水泥一次封堵不可能完全封堵所有炮眼。
3.2重視水泥浆流变性设计
水泥浆的流变性是指水泥浆流动及变形的特性，如塑性粘度、动切应力、表观粘度、切力和触变性等都属于流变性。
我们知道剪切力与流速梯度成正比，而粘度不变的液体，称为牛顿液体，若粘度是变化的（函数）则这种流体称为非牛顿流体，一般将液体的流动分为四种流型，即牛顿流型，塑性流型，假塑性流型和膨胀流型。
水泥浆的流型可以塑性流型描述，其流动特性是：当对水泥浆施加的切应力大于某一初始值时，泥浆才开始流动，这一初始值也叫静切应力（简称切力或“凝胶强度”），这时泥浆流动时的粘度随切应力（或流速递度）的增加而减少，当继续增大切应力时，塑性流体的粘度却不再增加，这时的粘度即塑性粘度。此时水泥浆表现出牛顿流体的特性，即切应力与流速度成正比。将直线型流变曲线反向延长与切应力轴的交点就是屈服值（动切应力）。
由此可见，水泥浆流变性的两个重要参数是塑粘性度和屈服值。塑性粘度主要受体种固含量之影响，泥浆中固含量越高则塑性粘度越大，其次因素是固相颗粒的分散度和增粘剂的影响。水灰比越小，比重越大，则水泥浆动切应力就越大。其流动性就越差。
所谓触变性即剪切变稀特性。意思是水泥浆搅拌变稀（切力降低，即静切应力减少，也即用较小的切应力就可使其流动），而静置后变稠的特性（即静切应力切力增大，也即静止一段时间后，要用较大的切应力才能使其流动）。水泥浆分段挤入工艺的重要理论依据是它具有一定的触变性。
触变性影响因素：表观粘度随流速梯度增大而降低的现象叫剪切稀释，泥浆体系的塑性粘度越低，动切应力越高，则其剪切稀释能力越强，即流能力与成正比。研究还发现：水泥浆的初始稠度低，即流变性好，其28d抗压强度最高。超细水泥塑性粘度小，动切力小，具有一定触变性，密度高时触变性较明显。
水泥浆流变性的测量和研究是非常困难的，而流变模式的优选在很大程度上决定了施工参数的选择，它直接影响到固井施工的安全和水泥环的胶接质量。
4.对挤水泥封堵技术的几点建议
（1）超细水泥具有水化速度快、失水低、强度高、抗渗力强等优点。超细水泥封堵封窜工艺简单有效，费用较低，是低压挤注条件下有效的高强度浅封堵手段，有继续推广应用价值，我们应逐步掌握其适用条件，应继续摸索完善其配套工艺。建议将这项工艺大规模推广应用。
（2）应加强水泥浆体系的基本研究，应具备起码的实验手段。能进行水泥浆失水特性、粘度分析、稠化时间及促凝、缓凝剂的研究，建议首先购入高温高压失水仪、湿筛仪、针入度试验器等实验设备。这些设备不仅能用于水泥浆实验，而且在我厂油改领域有普遍迫切的需求。
（3）油水井套管破损点修复最简单的办法是挤水泥，下步应该研究将破损点定位及描述技术、破损段预处理技术、水泥浆封堵技术这三项关键环节，有效结合起来应用，可有望解决我厂大部分套管破漏点修复问题。
（4）建议采油厂改善水泥施工配套设备，特别是大灰量挤水泥的配灰池搅拌器应该配备。
（5）建议对封漏失井或长井段井或灰量难以控制的井进行施工采用可钻式挤水泥桥塞技术。对长井段油层封堵应加强水泥浆体系流变性的研究，优化施工工艺，可考虑分段二次挤封方案。
（6）建议改善油井找水技术落后的局面。目前采用的封隔器找漏、找串及井温找水问题不少，尤其是井温找水。在细分油水层上误差太大。建议厂里引进、推广较新的找水技术。如碳氧比、硼中子等找水技术及声波变密度测井找串技术。
（7）考虑到挤水泥施工工序多、工期长、对井筒要求高，应考虑其技术发展方向之一是朝着简化工序、降低劳动强度及成本的方向发展。因此有必要在适当的井上引进或试验带封不留或少留塞封堵工艺，同时可采用不留塞工艺开展大斜度井或小井眼井封堵试验攻关。
（8）建议下步开展小粒径水泥选择性堵水的工艺研究和试验。对我厂的大段合采油井有推广价值。
【参考文献】
[1]中国质量协会.全面质量管理（第二版）[M].北京：中国科学技术出版社，2006.
[2]刁望庆，杨兴隆，宋春霞.谈井下作业施工质量监督[J].石油工业技术监督，2007，（1）.
[3]刘玉明.加强质量管理体系 提高产品质量[J].中国高新技术企业，2009，（2）.
【关键词】超细水泥；油井堵水；水泥浆
1.超细水泥及G级高抗油井水泥的特性
我国现行标准（GB10238-88）是国家技术监督局参照美国石油学会“油井水泥材料和试验规 范10”（API SPEC.10-86）制定的。API规范将油井水泥按井深划分A、B、C 、D、E、F、G、H和J九个等级。其中G级（高抗硫） 水泥为使用最广泛的基本油井水泥，适用于0～2440m井深。目前使用的超细水泥由G级油井水泥（HSR）再粉碎加工而成。
2.现场应用情况及目前最突出的问题
措施工作量及实施效果。
2000年截止到6月底，我们采用超细水泥封堵油井13井次，一次成功12井次，成功率92.3%，采用普通水泥封堵1井次（S44-1），二次封堵成功。累计增油4760.1吨。共创经济效益478。4 万元。（其中原层生产井有9口，累计增油1879.1吨；灰封换层井3口，累计增油2881.0吨；长关井7口，累计增油489.5吨；）另外我们采用超细水泥浆及G级高抗油井水泥在7口注水井上进行了14次不同类型的封堵作业。
上半年油井堵水共发生主材费4.56万元，劳务费82.1万元，合计86.7万元（其中长关井共发生费用30万元）。水井堵水共发生主材费6.58万元，劳务费57.2元，合计63.8万元。
由上述数据可以看到，油井平均单井措施费用为7.29万元，其中作业费为6.91万元，材料费为0.38万元，仅相当于作业费的1/15。注水井略高一些，单井平均为10.1万元，其中作业费为9.1万元，材料费为0.91万元，仅相当于作业费的1/10。可见采用超细水泥及G级油井水泥是非常经济的封堵工艺。
3.挤水泥封堵应该重视的几个技术问题
3.1正确理解挤水泥封堵技术原理
挤水泥必须明确：水泥浆流向何处？是否挤入的水泥浆全部留在井眼周围？能否用水泥浆封堵炮眼？如果向控制挤水泥用量？因为我们的封堵属于低压挤水泥技术，即施工所施加的压力只要使水泥浆在炮眼以及可能存在的孔道和裂缝处脱水形成水泥饼即可。所以必须从思想上清除水泥浆全部进入地层的错误的挤水泥理论。这一错误的挤水泥理论导致人们强调水泥浆用量越多越好，最终挤入压力越高越好。然而实际情况是，挤入水泥浆并不是在地层形成一层均匀摊开的水泥饼，而是水泥瘤（楔入炮眼），当挤水泥压力超过被裂压力时，水泥浆才进入地层裂缝，因此低压挤水泥过程中只有水泥浆滤液进入地层而不是水泥浆全部进入地层。由于失水量未进行控制，故采用G级高抗油井水泥一次封堵不可能完全封堵所有炮眼。
3.2重視水泥浆流变性设计
水泥浆的流变性是指水泥浆流动及变形的特性，如塑性粘度、动切应力、表观粘度、切力和触变性等都属于流变性。
我们知道剪切力与流速梯度成正比，而粘度不变的液体，称为牛顿液体，若粘度是变化的（函数）则这种流体称为非牛顿流体，一般将液体的流动分为四种流型，即牛顿流型，塑性流型，假塑性流型和膨胀流型。
水泥浆的流型可以塑性流型描述，其流动特性是：当对水泥浆施加的切应力大于某一初始值时，泥浆才开始流动，这一初始值也叫静切应力（简称切力或“凝胶强度”），这时泥浆流动时的粘度随切应力（或流速递度）的增加而减少，当继续增大切应力时，塑性流体的粘度却不再增加，这时的粘度即塑性粘度。此时水泥浆表现出牛顿流体的特性，即切应力与流速度成正比。将直线型流变曲线反向延长与切应力轴的交点就是屈服值（动切应力）。
由此可见，水泥浆流变性的两个重要参数是塑粘性度和屈服值。塑性粘度主要受体种固含量之影响，泥浆中固含量越高则塑性粘度越大，其次因素是固相颗粒的分散度和增粘剂的影响。水灰比越小，比重越大，则水泥浆动切应力就越大。其流动性就越差。
所谓触变性即剪切变稀特性。意思是水泥浆搅拌变稀（切力降低，即静切应力减少，也即用较小的切应力就可使其流动），而静置后变稠的特性（即静切应力切力增大，也即静止一段时间后，要用较大的切应力才能使其流动）。水泥浆分段挤入工艺的重要理论依据是它具有一定的触变性。
触变性影响因素：表观粘度随流速梯度增大而降低的现象叫剪切稀释，泥浆体系的塑性粘度越低，动切应力越高，则其剪切稀释能力越强，即流能力与成正比。研究还发现：水泥浆的初始稠度低，即流变性好，其28d抗压强度最高。超细水泥塑性粘度小，动切力小，具有一定触变性，密度高时触变性较明显。
水泥浆流变性的测量和研究是非常困难的，而流变模式的优选在很大程度上决定了施工参数的选择，它直接影响到固井施工的安全和水泥环的胶接质量。
4.对挤水泥封堵技术的几点建议
（1）超细水泥具有水化速度快、失水低、强度高、抗渗力强等优点。超细水泥封堵封窜工艺简单有效，费用较低，是低压挤注条件下有效的高强度浅封堵手段，有继续推广应用价值，我们应逐步掌握其适用条件，应继续摸索完善其配套工艺。建议将这项工艺大规模推广应用。
（2）应加强水泥浆体系的基本研究，应具备起码的实验手段。能进行水泥浆失水特性、粘度分析、稠化时间及促凝、缓凝剂的研究，建议首先购入高温高压失水仪、湿筛仪、针入度试验器等实验设备。这些设备不仅能用于水泥浆实验，而且在我厂油改领域有普遍迫切的需求。
（3）油水井套管破损点修复最简单的办法是挤水泥，下步应该研究将破损点定位及描述技术、破损段预处理技术、水泥浆封堵技术这三项关键环节，有效结合起来应用，可有望解决我厂大部分套管破漏点修复问题。
（4）建议采油厂改善水泥施工配套设备，特别是大灰量挤水泥的配灰池搅拌器应该配备。
（5）建议对封漏失井或长井段井或灰量难以控制的井进行施工采用可钻式挤水泥桥塞技术。对长井段油层封堵应加强水泥浆体系流变性的研究，优化施工工艺，可考虑分段二次挤封方案。
（6）建议改善油井找水技术落后的局面。目前采用的封隔器找漏、找串及井温找水问题不少，尤其是井温找水。在细分油水层上误差太大。建议厂里引进、推广较新的找水技术。如碳氧比、硼中子等找水技术及声波变密度测井找串技术。
（7）考虑到挤水泥施工工序多、工期长、对井筒要求高，应考虑其技术发展方向之一是朝着简化工序、降低劳动强度及成本的方向发展。因此有必要在适当的井上引进或试验带封不留或少留塞封堵工艺，同时可采用不留塞工艺开展大斜度井或小井眼井封堵试验攻关。
（8）建议下步开展小粒径水泥选择性堵水的工艺研究和试验。对我厂的大段合采油井有推广价值。
【参考文献】
[1]中国质量协会.全面质量管理（第二版）[M].北京：中国科学技术出版社，2006.
[2]刁望庆，杨兴隆，宋春霞.谈井下作业施工质量监督[J].石油工业技术监督，2007，（1）.
[3]刘玉明.加强质量管理体系 提高产品质量[J].中国高新技术企业，2009，（2）.