隨著世界發展對石油（氣）資源的需求量越來越大，石油（氣）資源的開采難度不斷上升，因此深井、超深井的固井技術變得十分重要。通常深井、超深井為高溫高壓環境，而水泥環長期處于井下高溫高壓環境中，需保證深井高溫條件下水泥石的性能尤其是強度和膠結性能，從而使其滿足封固井質量。為解決油井水泥石在高溫條件下（≥110℃）力學性能急劇衰退和滲透率升高等問題，需要在G級油井水泥中加入高溫穩定材料，建立抗高溫防衰退水泥漿體系。因此本文以石英砂為高溫穩定材料，研究石英砂細度、摻量對不同溫度下G級油井水泥漿體系性能的影響，為優選和設計以G級油井水泥為基礎的深井、超深井水泥漿體系提供基礎和依據，并對油田固井具有較好的指導作用。

1、試驗材料與方法1.1試驗材料高抗G級油井水泥（銅川藥王山生態水泥有限公司）；石英砂（河北靈壽裕川石英砂廠）。表1為高抗G級油井水泥化學成分，表2為石英砂的化學成分。表1Ｇ級抗硫酸鹽油井水泥化學成分%表2石英砂化學成分%1.2試驗方法依據GB/T10238—2015《油井水泥》標準制備油井水泥漿。具體為將水泥、不同細度的石英砂和去離子水配制成水泥漿，水灰比為0.44。水泥石的高溫試驗可依據GB/T19139—2012《油井水泥試驗方法》進行水泥石高溫強度養護，養護壓力為20.7MPa，直至達到目標溫度，后保溫至目標齡期。從釜內取出后，在（27±3）℃的水浴環境中保持至破型。最后，選取部分破型后的水泥石自然冷卻至室溫，貼標簽密封保存，防止測試前發生水化，用于微觀結構觀察。

2、結果與討論2.1石英砂細度對G級油井水泥石強度的影響采用G級油井水泥和石英砂（細度為80μm篩篩余分別為5%、10%、15%、20%）為試驗原材料，考察加入不同細度石英砂的G級油井水泥石在不同溫度下（80℃、110℃、130℃、160℃、180℃），養護齡期為1d、3d的強度發展規律。其中石英砂內摻加入量為30%。G級油井水泥石原漿在不同溫度下養護齡期為1d、3d的強度變化見圖1，石英砂細度對G級油井水泥石在不同溫度下養護齡期為1d、3d的強度的影響分別見圖2、圖3。圖1G級油井水泥在不同溫度下養護1d、3d的強度從圖1看出，G級油井水泥石原漿在低溫條件下隨著養護溫度升高呈現出抗壓強度上升趨勢，直到110℃時強度達到最高值，而后隨著養護溫度升高而下降，且養護3d齡期的下降規律比1d明顯。從圖1也可看出，經180℃養護1d、3d后，抗壓強度降至110℃的20%~30%。這表明，G級油井水泥石原漿隨著溫度升高和養護時間增加而下降。原因可能在于G級油井水泥石原漿在110℃以內溫度范圍時，占水泥石組成成分最多的硅酸鹽水化物呈網絡狀形態，具有良好的膠結性能，是水泥石保持高強度的主要原因；而當溫度超過110℃時，水泥石中出現了低強度高滲透率的板塊狀水化硅酸二鈣，這些大塊物料相互搭接明顯地改變了水泥石的顯微結構，并由于該產物本身的性能及其相互間的聯結力較弱，因而使得水泥石的強度降低。圖2石英砂細度對G級油井水泥石的強度影響（齡期1d）圖3石英砂細度對G級油井水泥石的強度影響（齡期3d）從圖2、圖3綜合看出，在養護溫度80~110℃時，G級油井水泥石的抗壓強度穩步增長，且強度均高于加砂油井水泥石。與此同時，加砂油井水泥石在此階段強度發展較穩定。當溫度高于110℃時，隨著養護溫度和養護時間的增長，G級油井水泥石抗壓強度呈現明顯的衰退趨勢，其在180℃強度衰退最明顯，與原始強度（80℃）相比，衰退率達75%。而加砂油井水泥石在130~160℃抗壓強度呈現出增長趨勢，與原始加砂油井水泥石強度（80℃）相比，增長率可高達170%，但在180℃水泥石強度依舊呈現衰退現象，不過衰退率較低。試驗結果表明，石英砂80μm篩篩余為5%~20%，均能防止水泥石強度在高溫下衰退。但當石英砂細度為80μm篩篩余10%~15%時，加砂油井水泥石的抗壓強度最高，原因可能在于：根據顆粒緊密堆積原理，當石英砂篩余為10%~15%，與G級油井水泥粒徑分布有一定的差距時，有利于提高水泥石的堆積密實度，填充了水泥硬化漿體中的微細孔隙，有利于改善水泥硬化漿體的微觀結構，進而達到提高水泥石強度的目的。因此選用80μm篩篩余15%作為石英砂的最佳細度。2.2石英砂摻量對G級油井水泥石強度的影響采用G級油井水泥和80μm篩篩余15%的石英砂為試驗材料，考察加入不同摻量的石英砂（30%、32%、35%、38%、40%）對G級油井水泥石在不同溫度下（80℃、110℃、130℃、160℃、180℃）養護齡期為1d、3d的強度發展規律，結果見圖4、圖5。圖4石英砂摻量對G級油井水泥石強度的影響（齡期1d）圖5石英砂摻量對G級油井水泥石強度的影響（齡期3d）從圖4、圖5看出，石英砂摻量從30%增加至40%，加砂油井水泥石經80℃養護1d、3d后的抗壓強度略呈現出隨石英砂摻量增加而下降趨勢；而經110~180℃養護1d、3d，石英砂摻量超過35%時，加砂油井水泥石的抗壓強度大致都表現出明顯下降趨勢。這是因為是石英砂摻量過大時，水泥石結構中會殘存一些產生點蝕或面蝕、表面伴生結晶產物的石英砂粒子，這些晶體粒子與石英砂的膠結性較弱，造成了水泥石的結構完整性被破壞，從而引起抗壓強度的衰退。因此結合各個溫度段和養護齡期綜合考慮，石英砂的最佳摻量為30%~35%。從圖5可看出，經110~160℃養護3d后的加砂油井水泥石，抗壓強度持續增長，而經180℃養護3d后的加砂油井水泥石抗壓強度衰退，與160℃相比，衰退率最高可達50%。那就可將160℃作為一個臨界衰退點。分析原因如下：（1）在110~160℃，水泥漿中加入石英砂后，發生物理化學反應生成具有良好網絡結構的雪硅鈣石（C5S6H5），這種產物本身具有較高的強度和較低的滲透率，可提高水泥石的致密度和強度。經查資料表明，該物質的最高穩定溫度約為150~160℃，超過此溫度后將轉變為硬硅鈣石（C6S6H）[6]，因其所形成的網架結構相對較粗大，削弱了其強度，因此比能形成針狀網絡結構的產物C5S6H5的強度低。所以超過160℃養護的加砂油井水泥石強度降低可能是由于C5S6H5轉變為C6S6H的緣故。2.3水泥石的微觀形貌圖6為G級油井水泥石原漿在不同溫度條件下的微觀結構，從圖6（a）看出水泥石原漿經110℃養護3d所形成的硅酸鈣水化物能夠結成互相聯結的網絡狀結構，其結構較致密，主要以CSH凝膠為主，這種凝膠在常溫下對水泥石的強度及外觀穩定性起著決定性的作用。因而在低溫80~110℃形成了孔隙率相對較低聯結較密實并具有較高強度的水泥石。從圖6（b）看出，水泥石原漿經180℃養護3d出現大量的板塊狀產物結構（C2SH），該產物是一種低抗壓強度、高滲透率，比CSH凝膠更致密的晶體，會造成水泥石體積收縮，從而破壞水泥石的完整性。而且隨著溫度的提高，這種水化硅酸鈣的結晶將明顯變大，致使硬化漿體的結構應力局部地集中和增加，在不同程度上削弱和破壞了水泥石的機械強度。圖7為加砂油井水泥石的微觀結構，從圖7（a）看出，加砂量為30%的水泥石經130℃養護3d的水化產物結構致密，生成了相互搭接的針狀雪硅鈣石（C5S6H5），該產物結構是一種結晶度良好的針狀晶體，且可以彼此相互穿插搭接成較理想的、勻稱的網絡結構，從而使水泥石保持較高強度和低滲透率。從圖7（b）看出，水泥石中殘存部分未發生反應的石英砂顆粒，而當未參與反應的SiO2堆積在水泥水化產物中時，破壞了水泥石的結構，從而導致水泥的強度下降，因此摻入過量的石英砂不利于水泥石的機械強度。圖6G級油井水泥石原漿的微觀結構圖7加砂油井水泥石的微觀結構2.4加砂G級油井水泥漿體系性能評價本文結合西南油田市場固井需求，設計水泥漿配方如表3所示，液固比為0.28。試驗結果見表4。水泥漿的配制和性能評價均依據GB/T19139—2012《油井水泥試驗方法》中的相應規定進行。表3水泥漿試驗配方%表4物理性能指標參數本試驗配方優選細度80μm篩篩余15%的石英砂和G級油井水泥為主要材料，與外加劑進行配伍，設計了一套抗高溫高密度油井水泥漿體系。從表4可見，水泥漿各項性能指標均能滿足油田技術指標，且也能夠達到高溫固井對水泥石強度的要求。

3、結論（1）高溫條件下（≥110℃）G級油井水泥石原漿強度呈衰減趨勢。（2）細度為80μm篩篩余10%~15%，且摻量為30%~35%的石英砂，使其水泥石的高溫水化產物的硅鈣比降低至1.0，故可