耐350
℃
高温不衰退稠油热采水泥浆
技术领域
1.本发明涉及油井水泥技术领域，具体涉及一种耐350℃高温不衰退稠油热采水泥浆。
背景技术：
2.在油气井作业中水泥浆主要目的是充填在套管与井壁界面之间的环空中。起到的作用主要包括两方面：一是支撑和保护套管；二是层间封隔，水泥浆在井下环隙中硬化后形成不渗透水泥环，可以有效的起到层间封隔作用，阻止不同层位的流体之间互窜。
3.稠油是指地层条件下，黏度大于50毫帕
·
秒，或在油层温度下脱气原油黏度为l000～10 000毫帕
·
秒的高黏度重质原油。稠油热采井在开采使用寿命周期范围内需要进行多轮次蒸汽吞吐作业，通过注入300℃以上甚至350℃高温高压蒸汽加热，降低稠油粘度，提高油气采收率。
4.稠油热采井在开采过程中需要进行多轮次高温高压蒸汽吞吐作业。稠油热采井经过多轮次高温高压蒸汽吞吐后，易造成水泥环应力破坏以及一、二界面胶结性能变差。固井质量变差会引起套管承载能力的下降，当水泥环部分出现缺陷时，套管会受到非均匀挤压载荷作用，水泥环完整性受到破坏，造成环空窜流、井口带压、井口抬升现象，大大降低油气井使用寿命。
5.常规稠油热采水泥浆体系通过掺加25-40%的硅砂作为防止高温衰退的材料。加入硅砂在常规密度体系中可以起到一定的防止水泥石高温衰退的性能，但会造成水泥石早期强度发展缓慢的问题。并且，在低密度稠油热采水泥浆体系中加入大量硅砂会造成水泥浆悬浮稳定性变差，水泥石早期强度发展缓慢的问题。也有将用于稠油热采井开发使用的低密度水泥浆作为填充浆使用，但一定开采周期后基本都会出现水泥石强度严重衰退，水泥环完整性受到破坏，造成环空窜流、井口带压、井口抬升现象等固井质量问题。
技术实现要素：
6.鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的耐350℃高温不衰退稠油热采水泥浆。
7.具体来说，本发明是通过如下技术方案实现的：一种水泥浆，包括水泥、添加剂和配浆用水，其中，以100重量份的所述水泥为基准，所述添加剂包括：降失水剂0.5~3重量份，热稳定剂15~40重量份，硅粉20~50重量份，膨胀剂1~5重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份，密度调节剂0~25重量份。
8.可选地，以100重量份的所述水泥为基准，所述添加剂包括：降失水剂1~3重量份，热稳定剂15~35重量份，硅粉25~50重量份，膨胀剂1~5重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份，密度调节剂5~25重量份。
9.可选地，所述水泥浆的密度是1.40g/cm3~1.70g/cm3。
10.可选地，以100重量份的所述水泥为基准，所述添加剂包括：降失水剂0.5~2重量
份，热稳定剂12.5~30重量份，硅粉20~40重量份，膨胀剂1~3重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份。
11.可选地，所述水泥浆的密度是1.80g/cm3~2.00g/cm3。
12.可选地，所述降失水剂是丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物、丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物、聚乙烯醇中的任意一种或多种。
13.可选地，所述热稳定剂是微米级或纳米级无定型二氧化硅、粉煤灰、煅烧偏高岭土中的任意一种或多种。
14.可选地，所述硅粉是70目二氧化硅、100目二氧化硅、200目二氧化硅、300目二氧化硅、800目二氧化硅中的任意一种或多种。
15.可选地，所述膨胀剂是无水石膏、半水石膏、二水石膏、重质氧化镁、轻质氧化镁中的任意一种或多种。
16.可选地，所述消泡剂是有机硅类、聚醚类、聚醚改性有机硅类、磷酸酯类中的任意一种或多种。
17.可选地，所述缓凝剂是丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠与丙烯酸的共聚物、edta、edtmps、柠檬酸中的任意一种。
18.可选地，所述密度调节剂是硅酸盐空心人造玻璃微珠、氮化硅空心陶瓷微珠、天然空心微珠、珍珠岩空心微珠中的任意一种或多种。
19.有上述技术方案可知，本发明提供的水泥浆至少具有如下有益效果：（1）本发明的水泥浆的配方组成简单，现场易操作，稠化时间可调，水泥石早期强度发展快，早期强度高，有利于保障固井工程性能。
20.（2）本发明的水泥浆根据实际需要可以制成低密度水泥浆或常规密度水泥浆，均具有良好的耐350℃高温高压不衰退性能，在稠油热采井多轮次蒸汽吞吐作业工程中能够很好的降低热震效应对水泥环造成的伤害。一定开采周期后水泥环完整性良好，避免出现环空带压、井口抬升等一系列不良现象，大大延长稠油热采井开采周期，提高油气采收率。
具体实施方式
21.为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
22.当前，稠油热采井在注高温高压蒸汽开采过程中水泥环发生强度衰退，水泥环完整性遭到破坏，出现井口抬升、环空带压现象而造成稠油热采井使用寿命大大缩短，油气采收率降低，针对这些问题，本发明的发明人对油井水泥浆的组成进行了深入研究，从而创造性的提出了一种耐350℃高温不衰退稠油热采水泥浆，可用于油田固井注水泥领域的油井水泥浆，尤其适用于稠油热采井固井注水泥。
23.本发明的水泥浆包括水泥、添加剂和配浆用水，其中，以100重量份的水泥为基准，添加剂包括：降失水剂0.5~3重量份，热稳定剂15~40重量份，硅粉20~50重量份，膨胀剂1~5重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份，密度调节剂0~25重量份。
24.在本发明中，水泥可以是用于制备油井水泥浆的任何水泥，优选地，水泥是特种油井专用水泥，例如g级高抗硫酸盐油井水泥（api推荐标准）。
25.在本发明中，配浆用水可以是用于制备油井水泥浆的任何配浆用水，例如，淡水、自来水或地热水等。配浆用水的量可以根据配制水泥浆密度而调节。
26.本发明的水泥浆可以是低密度水泥浆和常规密度水泥浆。
27.在一种优选的实施方案中，本发明提供了一种密度是1.40g/cm3~1.70g/cm3的低密度水泥浆，可以通过调节密度调节剂加量以及配浆用水加量配制不同密度。
28.具体地，该水泥浆包括水泥、添加剂和配浆用水，其中，以100重量份的水泥为基准，添加剂包括：降失水剂1~3重量份，例如，1、2或3重量份；热稳定剂15~35重量份，例如，15、20、25、30或35重量份；硅粉25~50重量份，例如，25、30、35、40、45或50重量份；膨胀剂1~5重量份，例如，1、2、3、4或5重量份；消泡剂0.1~2重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5或2重量份；缓凝剂0.1~3重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5、2、2.5或3重量份；密度调节剂5~25重量份，例如，5、10、15、20或25重量份。
29.优选地，降失水剂是丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物、丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物或聚乙烯醇中的任意一种或多种复配。更优选地，降失水剂丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物，其中，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的重量比是1:2~1:5，例如，1:2、1:3、1:4、1:5等，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物的分子量是20万~100万，例如，20万~30万、30万~40万、40万~50万、50万~60万、60万~70万、70万~80万、80万~90万、90万~100万等。
30.优选地，热稳定剂是微米级或纳米级无定型二氧化硅、粉煤灰、煅烧偏高岭土中的任意一种或多种复配。
31.优选地，硅粉是70目二氧化硅（国家标准筛）、100目二氧化硅、200目二氧化硅、300目二氧化硅、800目二氧化硅中的任意一种或多种复配。
32.优选地，膨胀剂是无水石膏、半水石膏、二水石膏、重质氧化镁、轻质氧化镁中的任意一种或多种复配。
33.优选地，消泡剂是有机硅类消泡剂、聚醚类消泡剂、聚醚改性有机硅类消泡剂、磷酸酯类消泡剂中的任意一种或多种复配。
34.优选地，缓凝剂是丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠与丙烯酸的共聚物、edta（乙二胺四乙酸）、edtmps（乙二胺四甲叉膦酸钠）或柠檬酸中的任意一种。
35.优选地，密度调节剂是硅酸盐空心人造玻璃微珠、氮化硅空心陶瓷微珠、天然空心微珠、珍珠岩空心微珠中的任意一种或多种复配。
36.在另一种优选的实施方案中，本发明提供了一种密度是1.80g/cm3~2.00g/cm3的常规密度水泥浆，可以通过调节配浆用水加量以及降失水剂加量配制不同密度。
37.具体地，该水泥浆包括水泥、添加剂和配浆用水，以100重量份的水泥为基准，添加剂包括：降失水剂0.5~2重量份，例如，0.5、1、1.5或2重量份；热稳定剂12.5~30重量份，例如，12.5、16、20、25、30重量份；硅粉20~40重量份，例如，20、25、30、35或40重量份；
膨胀剂1~3重量份，例如，1、2或3重量份；消泡剂0.1~2重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5或2重量份；缓凝剂0.1~3重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5、2、2.5或3重量份。
38.优选地，降失水剂是丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物、丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物或聚乙烯醇中的任意一种或多种复配。更优选地，降失水剂丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物，其中，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的重量比是1:2~1:5，例如，1:2、1:3、1:4、1:5等，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物的分子量是20万~100万，例如，20万~30万、30万~40万、40万~50万、50万~60万、60万~70万、70万~80万、80万~90万、90万~100万等。
39.优选地，热稳定剂是微米级或纳米级无定型二氧化硅、粉煤灰、煅烧偏高岭土中的任意一种或多种复配。
40.优选地，硅粉是70目二氧化硅（国家标准筛）、100目二氧化硅、200目二氧化硅、300目二氧化硅、800目二氧化硅中的任意一种或多种复配。
41.优选地，膨胀剂是无水石膏、半水石膏、二水石膏、重质氧化镁、轻质氧化镁中的任意一种或多种复配。
42.优选地，消泡剂是有机硅类消泡剂、聚醚类消泡剂、聚醚改性有机硅类消泡剂、磷酸酯类消泡剂中的任意一种或多种复配。
43.优选地，缓凝剂是丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠与丙烯酸的共聚物、edta、edtmps或柠檬酸中的任意一种。
44.本发明的水泥浆包括的各种添加剂都可以通过市场购买获得。
45.本发明的水泥浆的具体制备过程可以参考现有技术中的相关方案，此处不作限定。
46.本发明稠油热采低密度水泥浆以及常规密度水泥浆具有良好的耐350℃高温高压不衰退性能，在稠油热采井多轮次蒸汽吞吐作业工程中能够很好的降低热震效应对水泥环造成的伤害。一定开采周期后水泥环完整性良好，避免出现环空带压、井口抬升等一系列不良现象，大大延长稠油热采井开采周期，提高油气采收率。本发明水泥浆配方组成简单，现场易操作，稠化时间可调，水泥石早期强度发展快，早期强度高，有利于保障固井工程性能。该稠油热采水泥浆中掺入了不同粒径的硅粉、热稳定剂及膨胀剂。
47.本发明的水泥浆借助于特定配比的各添加剂之间的相互协同作用，实现了意想不到的效果。特别是，不同粒径的硅粉可以起到良好的颗粒级配作用，增加水泥石致密性，防止水泥石在高温条件下晶相发生变化造成水泥石强度衰退；热稳定剂中含有微纳米级不定型硅相材料以及火山灰活性材料（例如，粉煤灰、煅烧偏高岭土），在防止水泥石耐高温衰退作用的同时促进水泥石早期强度的发展，进一步提高水泥石致密性，防止高温高压蒸汽吞吐作业带来的热震效应对水泥环造成的强烈冲击，确保水泥环完整性；膨胀剂的加入可以避免水泥浆在凝固过程中发生收缩造成水泥环胶结性能变差，引起层间封隔失效。
48.实施例下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件，或按照商品说明书选择。
49.实施例1本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥 100份，硅酸盐空心人造玻璃微珠12.6份，100目硅粉50份，微米级无定型二氧化硅17.2份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物1.5份，edmps缓凝剂0.6份，磷酸三丁酯1.14份，自来水80份。
50.本实施例的水泥浆的密度是1.56cm3。
51.实施例2本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，硅酸盐空心人造玻璃微珠12.6份，100目硅粉31.4份，800目硅粉18.6份，微米级无定型二氧化硅17.2份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物1.5份，edmps缓凝剂0.6份，磷酸三丁酯1.14份，自来水80份。
52.本实施例的水泥浆的密度是1.56cm3。
53.实施例3本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，硅酸盐空心人造玻璃微珠10份，800目硅粉37.7份，微米级无定型二氧化硅31.5份，二水石膏2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物1.5份，edmps缓凝剂0.6份，磷酸三丁酯1.14份，自来水90份。
54.本实施例的水泥浆的密度是1.50cm3。
55.实施例4本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，100目硅粉32.5份，微米级无定型二氧化硅12.5份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物0.83份，edmps缓凝剂0.33份，磷酸三丁酯0.67份，自来水56.7份。
56.本实施例的水泥浆的密度是1.88cm3。
57.实施例5本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，300目硅粉25份，微米级无定型二氧化硅20份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物0.83份，edmps缓凝剂0.33份，磷酸三丁酯0.67份，自来水56.7份。
58.本实施例的水泥浆的密度是1.88cm3。
59.实施例6本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，100目硅粉20份，800目硅粉5份，微米级无定型二氧化硅20份，二水石膏2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物0.83份，edmps缓凝剂0.33份，磷酸三丁酯0.67份，自来水56.7份。
60.本实施例的水泥浆的密度是1.90cm3。
61.对比例1普通低密水泥浆（密度是1.50cm3），组成为：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，人造玻璃微珠8.9份，300目硅粉6.7份，增强剂28.9份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物8.9份，edmps缓凝剂0.44份，磷酸三丁酯0.89份，自来水75.6份。
62.对比例2普通常规水泥浆（密度是1.90cm3），组成为：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，300目
硅粉35份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物7.5份，edmps缓凝剂0.5份，磷酸三丁酯0.67份，自来水53.3份。
63.应用实施例：耐350℃高温衰退性能评价方法，模拟稠油热采井多轮次高温高压蒸汽吞吐作业情况。
64.按照api标准配制水泥浆。配制好的水泥浆于60℃常压养护釜中养护48h，并测定水泥石48h抗压强度。将养护好的水泥石放置于高温高压养护釜中，按照设定程序升温至350℃，21mpa，保持该条件继续养护。以7天为一个周期，到时间节点后将高温高压养护釜降至室温后测定其抗压强度，剩余模块继续养护测定下一周期水泥石抗压强度。以此，分别测定水泥石在高温高压条件下养护7天、14天、21天以及28天的抗压强度。
65.表1显示了实施例1~3和对比例1的稠油热采低密度水泥浆耐350℃高温衰退性能。
66.表2显示了实施例4~6和对比例2的稠油热采常规密度水泥浆耐350℃高温衰退性能。
67.由表1和表2的数据可以得出以下结论：（1）稠油热采低密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能良好，随着养护时间延长，水泥石抗压强度略有增长，未出现衰退现象。
68.对比例普通低密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能较差，随着养护时间延长，水泥石抗压强度衰退明显。
69.（2）稠油热采常规密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能良好，随着养护时间延长，水泥石抗压强度增高，未出现衰退现象。
70.对比例普通常规密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能较差，随着养护时间延长，水泥石抗压强度衰退明显。
71.上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的替代、修饰、组合、改变、简化等，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
℃
高温不衰退稠油热采水泥浆
技术领域
1.本发明涉及油井水泥技术领域，具体涉及一种耐350℃高温不衰退稠油热采水泥浆。
背景技术：
2.在油气井作业中水泥浆主要目的是充填在套管与井壁界面之间的环空中。起到的作用主要包括两方面：一是支撑和保护套管；二是层间封隔，水泥浆在井下环隙中硬化后形成不渗透水泥环，可以有效的起到层间封隔作用，阻止不同层位的流体之间互窜。
3.稠油是指地层条件下，黏度大于50毫帕
·
秒，或在油层温度下脱气原油黏度为l000～10 000毫帕
·
秒的高黏度重质原油。稠油热采井在开采使用寿命周期范围内需要进行多轮次蒸汽吞吐作业，通过注入300℃以上甚至350℃高温高压蒸汽加热，降低稠油粘度，提高油气采收率。
4.稠油热采井在开采过程中需要进行多轮次高温高压蒸汽吞吐作业。稠油热采井经过多轮次高温高压蒸汽吞吐后，易造成水泥环应力破坏以及一、二界面胶结性能变差。固井质量变差会引起套管承载能力的下降，当水泥环部分出现缺陷时，套管会受到非均匀挤压载荷作用，水泥环完整性受到破坏，造成环空窜流、井口带压、井口抬升现象，大大降低油气井使用寿命。
5.常规稠油热采水泥浆体系通过掺加25-40%的硅砂作为防止高温衰退的材料。加入硅砂在常规密度体系中可以起到一定的防止水泥石高温衰退的性能，但会造成水泥石早期强度发展缓慢的问题。并且，在低密度稠油热采水泥浆体系中加入大量硅砂会造成水泥浆悬浮稳定性变差，水泥石早期强度发展缓慢的问题。也有将用于稠油热采井开发使用的低密度水泥浆作为填充浆使用，但一定开采周期后基本都会出现水泥石强度严重衰退，水泥环完整性受到破坏，造成环空窜流、井口带压、井口抬升现象等固井质量问题。
技术实现要素：
6.鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的耐350℃高温不衰退稠油热采水泥浆。
7.具体来说，本发明是通过如下技术方案实现的：一种水泥浆，包括水泥、添加剂和配浆用水，其中，以100重量份的所述水泥为基准，所述添加剂包括：降失水剂0.5~3重量份，热稳定剂15~40重量份，硅粉20~50重量份，膨胀剂1~5重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份，密度调节剂0~25重量份。
8.可选地，以100重量份的所述水泥为基准，所述添加剂包括：降失水剂1~3重量份，热稳定剂15~35重量份，硅粉25~50重量份，膨胀剂1~5重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份，密度调节剂5~25重量份。
9.可选地，所述水泥浆的密度是1.40g/cm3~1.70g/cm3。
10.可选地，以100重量份的所述水泥为基准，所述添加剂包括：降失水剂0.5~2重量
份，热稳定剂12.5~30重量份，硅粉20~40重量份，膨胀剂1~3重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份。
11.可选地，所述水泥浆的密度是1.80g/cm3~2.00g/cm3。
12.可选地，所述降失水剂是丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物、丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物、聚乙烯醇中的任意一种或多种。
13.可选地，所述热稳定剂是微米级或纳米级无定型二氧化硅、粉煤灰、煅烧偏高岭土中的任意一种或多种。
14.可选地，所述硅粉是70目二氧化硅、100目二氧化硅、200目二氧化硅、300目二氧化硅、800目二氧化硅中的任意一种或多种。
15.可选地，所述膨胀剂是无水石膏、半水石膏、二水石膏、重质氧化镁、轻质氧化镁中的任意一种或多种。
16.可选地，所述消泡剂是有机硅类、聚醚类、聚醚改性有机硅类、磷酸酯类中的任意一种或多种。
17.可选地，所述缓凝剂是丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠与丙烯酸的共聚物、edta、edtmps、柠檬酸中的任意一种。
18.可选地，所述密度调节剂是硅酸盐空心人造玻璃微珠、氮化硅空心陶瓷微珠、天然空心微珠、珍珠岩空心微珠中的任意一种或多种。
19.有上述技术方案可知，本发明提供的水泥浆至少具有如下有益效果：（1）本发明的水泥浆的配方组成简单，现场易操作，稠化时间可调，水泥石早期强度发展快，早期强度高，有利于保障固井工程性能。
20.（2）本发明的水泥浆根据实际需要可以制成低密度水泥浆或常规密度水泥浆，均具有良好的耐350℃高温高压不衰退性能，在稠油热采井多轮次蒸汽吞吐作业工程中能够很好的降低热震效应对水泥环造成的伤害。一定开采周期后水泥环完整性良好，避免出现环空带压、井口抬升等一系列不良现象，大大延长稠油热采井开采周期，提高油气采收率。
具体实施方式
21.为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
22.当前，稠油热采井在注高温高压蒸汽开采过程中水泥环发生强度衰退，水泥环完整性遭到破坏，出现井口抬升、环空带压现象而造成稠油热采井使用寿命大大缩短，油气采收率降低，针对这些问题，本发明的发明人对油井水泥浆的组成进行了深入研究，从而创造性的提出了一种耐350℃高温不衰退稠油热采水泥浆，可用于油田固井注水泥领域的油井水泥浆，尤其适用于稠油热采井固井注水泥。
23.本发明的水泥浆包括水泥、添加剂和配浆用水，其中，以100重量份的水泥为基准，添加剂包括：降失水剂0.5~3重量份，热稳定剂15~40重量份，硅粉20~50重量份，膨胀剂1~5重量份，消泡剂0.1~2重量份，缓凝剂0.1~3重量份，密度调节剂0~25重量份。
24.在本发明中，水泥可以是用于制备油井水泥浆的任何水泥，优选地，水泥是特种油井专用水泥，例如g级高抗硫酸盐油井水泥（api推荐标准）。
25.在本发明中，配浆用水可以是用于制备油井水泥浆的任何配浆用水，例如，淡水、自来水或地热水等。配浆用水的量可以根据配制水泥浆密度而调节。
26.本发明的水泥浆可以是低密度水泥浆和常规密度水泥浆。
27.在一种优选的实施方案中，本发明提供了一种密度是1.40g/cm3~1.70g/cm3的低密度水泥浆，可以通过调节密度调节剂加量以及配浆用水加量配制不同密度。
28.具体地，该水泥浆包括水泥、添加剂和配浆用水，其中，以100重量份的水泥为基准，添加剂包括：降失水剂1~3重量份，例如，1、2或3重量份；热稳定剂15~35重量份，例如，15、20、25、30或35重量份；硅粉25~50重量份，例如，25、30、35、40、45或50重量份；膨胀剂1~5重量份，例如，1、2、3、4或5重量份；消泡剂0.1~2重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5或2重量份；缓凝剂0.1~3重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5、2、2.5或3重量份；密度调节剂5~25重量份，例如，5、10、15、20或25重量份。
29.优选地，降失水剂是丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物、丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物或聚乙烯醇中的任意一种或多种复配。更优选地，降失水剂丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物，其中，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的重量比是1:2~1:5，例如，1:2、1:3、1:4、1:5等，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物的分子量是20万~100万，例如，20万~30万、30万~40万、40万~50万、50万~60万、60万~70万、70万~80万、80万~90万、90万~100万等。
30.优选地，热稳定剂是微米级或纳米级无定型二氧化硅、粉煤灰、煅烧偏高岭土中的任意一种或多种复配。
31.优选地，硅粉是70目二氧化硅（国家标准筛）、100目二氧化硅、200目二氧化硅、300目二氧化硅、800目二氧化硅中的任意一种或多种复配。
32.优选地，膨胀剂是无水石膏、半水石膏、二水石膏、重质氧化镁、轻质氧化镁中的任意一种或多种复配。
33.优选地，消泡剂是有机硅类消泡剂、聚醚类消泡剂、聚醚改性有机硅类消泡剂、磷酸酯类消泡剂中的任意一种或多种复配。
34.优选地，缓凝剂是丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠与丙烯酸的共聚物、edta（乙二胺四乙酸）、edtmps（乙二胺四甲叉膦酸钠）或柠檬酸中的任意一种。
35.优选地，密度调节剂是硅酸盐空心人造玻璃微珠、氮化硅空心陶瓷微珠、天然空心微珠、珍珠岩空心微珠中的任意一种或多种复配。
36.在另一种优选的实施方案中，本发明提供了一种密度是1.80g/cm3~2.00g/cm3的常规密度水泥浆，可以通过调节配浆用水加量以及降失水剂加量配制不同密度。
37.具体地，该水泥浆包括水泥、添加剂和配浆用水，以100重量份的水泥为基准，添加剂包括：降失水剂0.5~2重量份，例如，0.5、1、1.5或2重量份；热稳定剂12.5~30重量份，例如，12.5、16、20、25、30重量份；硅粉20~40重量份，例如，20、25、30、35或40重量份；
膨胀剂1~3重量份，例如，1、2或3重量份；消泡剂0.1~2重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5或2重量份；缓凝剂0.1~3重量份，例如，0.1、0.5、1、1.5、2、2.5或3重量份。
38.优选地，降失水剂是丙烯酰胺-丙烯酸钠共聚物、丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物或聚乙烯醇中的任意一种或多种复配。更优选地，降失水剂丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物，其中，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的重量比是1:2~1:5，例如，1:2、1:3、1:4、1:5等，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物的分子量是20万~100万，例如，20万~30万、30万~40万、40万~50万、50万~60万、60万~70万、70万~80万、80万~90万、90万~100万等。
39.优选地，热稳定剂是微米级或纳米级无定型二氧化硅、粉煤灰、煅烧偏高岭土中的任意一种或多种复配。
40.优选地，硅粉是70目二氧化硅（国家标准筛）、100目二氧化硅、200目二氧化硅、300目二氧化硅、800目二氧化硅中的任意一种或多种复配。
41.优选地，膨胀剂是无水石膏、半水石膏、二水石膏、重质氧化镁、轻质氧化镁中的任意一种或多种复配。
42.优选地，消泡剂是有机硅类消泡剂、聚醚类消泡剂、聚醚改性有机硅类消泡剂、磷酸酯类消泡剂中的任意一种或多种复配。
43.优选地，缓凝剂是丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠与丙烯酸的共聚物、edta、edtmps或柠檬酸中的任意一种。
44.本发明的水泥浆包括的各种添加剂都可以通过市场购买获得。
45.本发明的水泥浆的具体制备过程可以参考现有技术中的相关方案，此处不作限定。
46.本发明稠油热采低密度水泥浆以及常规密度水泥浆具有良好的耐350℃高温高压不衰退性能，在稠油热采井多轮次蒸汽吞吐作业工程中能够很好的降低热震效应对水泥环造成的伤害。一定开采周期后水泥环完整性良好，避免出现环空带压、井口抬升等一系列不良现象，大大延长稠油热采井开采周期，提高油气采收率。本发明水泥浆配方组成简单，现场易操作，稠化时间可调，水泥石早期强度发展快，早期强度高，有利于保障固井工程性能。该稠油热采水泥浆中掺入了不同粒径的硅粉、热稳定剂及膨胀剂。
47.本发明的水泥浆借助于特定配比的各添加剂之间的相互协同作用，实现了意想不到的效果。特别是，不同粒径的硅粉可以起到良好的颗粒级配作用，增加水泥石致密性，防止水泥石在高温条件下晶相发生变化造成水泥石强度衰退；热稳定剂中含有微纳米级不定型硅相材料以及火山灰活性材料（例如，粉煤灰、煅烧偏高岭土），在防止水泥石耐高温衰退作用的同时促进水泥石早期强度的发展，进一步提高水泥石致密性，防止高温高压蒸汽吞吐作业带来的热震效应对水泥环造成的强烈冲击，确保水泥环完整性；膨胀剂的加入可以避免水泥浆在凝固过程中发生收缩造成水泥环胶结性能变差，引起层间封隔失效。
48.实施例下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件，或按照商品说明书选择。
49.实施例1本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥 100份，硅酸盐空心人造玻璃微珠12.6份，100目硅粉50份，微米级无定型二氧化硅17.2份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物1.5份，edmps缓凝剂0.6份，磷酸三丁酯1.14份，自来水80份。
50.本实施例的水泥浆的密度是1.56cm3。
51.实施例2本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，硅酸盐空心人造玻璃微珠12.6份，100目硅粉31.4份，800目硅粉18.6份，微米级无定型二氧化硅17.2份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物1.5份，edmps缓凝剂0.6份，磷酸三丁酯1.14份，自来水80份。
52.本实施例的水泥浆的密度是1.56cm3。
53.实施例3本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，硅酸盐空心人造玻璃微珠10份，800目硅粉37.7份，微米级无定型二氧化硅31.5份，二水石膏2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物1.5份，edmps缓凝剂0.6份，磷酸三丁酯1.14份，自来水90份。
54.本实施例的水泥浆的密度是1.50cm3。
55.实施例4本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，100目硅粉32.5份，微米级无定型二氧化硅12.5份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物0.83份，edmps缓凝剂0.33份，磷酸三丁酯0.67份，自来水56.7份。
56.本实施例的水泥浆的密度是1.88cm3。
57.实施例5本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，300目硅粉25份，微米级无定型二氧化硅20份，重质氧化镁2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物0.83份，edmps缓凝剂0.33份，磷酸三丁酯0.67份，自来水56.7份。
58.本实施例的水泥浆的密度是1.88cm3。
59.实施例6本实施例的水泥浆的组成（重量份）：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，100目硅粉20份，800目硅粉5份，微米级无定型二氧化硅20份，二水石膏2份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物0.83份，edmps缓凝剂0.33份，磷酸三丁酯0.67份，自来水56.7份。
60.本实施例的水泥浆的密度是1.90cm3。
61.对比例1普通低密水泥浆（密度是1.50cm3），组成为：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，人造玻璃微珠8.9份，300目硅粉6.7份，增强剂28.9份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物8.9份，edmps缓凝剂0.44份，磷酸三丁酯0.89份，自来水75.6份。
62.对比例2普通常规水泥浆（密度是1.90cm3），组成为：g级高抗硫酸盐油井水泥100份，300目
硅粉35份，丙烯酰胺与丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠共聚物7.5份，edmps缓凝剂0.5份，磷酸三丁酯0.67份，自来水53.3份。
63.应用实施例：耐350℃高温衰退性能评价方法，模拟稠油热采井多轮次高温高压蒸汽吞吐作业情况。
64.按照api标准配制水泥浆。配制好的水泥浆于60℃常压养护釜中养护48h，并测定水泥石48h抗压强度。将养护好的水泥石放置于高温高压养护釜中，按照设定程序升温至350℃，21mpa，保持该条件继续养护。以7天为一个周期，到时间节点后将高温高压养护釜降至室温后测定其抗压强度，剩余模块继续养护测定下一周期水泥石抗压强度。以此，分别测定水泥石在高温高压条件下养护7天、14天、21天以及28天的抗压强度。
65.表1显示了实施例1~3和对比例1的稠油热采低密度水泥浆耐350℃高温衰退性能。
66.表2显示了实施例4~6和对比例2的稠油热采常规密度水泥浆耐350℃高温衰退性能。
67.由表1和表2的数据可以得出以下结论：（1）稠油热采低密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能良好，随着养护时间延长，水泥石抗压强度略有增长，未出现衰退现象。
68.对比例普通低密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能较差，随着养护时间延长，水泥石抗压强度衰退明显。
69.（2）稠油热采常规密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能良好，随着养护时间延长，水泥石抗压强度增高，未出现衰退现象。
70.对比例普通常规密度水泥浆耐350℃高温衰退实验表明：稠油热采水泥浆耐350℃高温高压衰退性能较差，随着养护时间延长，水泥石抗压强度衰退明显。
71.上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的替代、修饰、组合、改变、简化等，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
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