劉洋 嚴海兵 余鑫 馮予淇 范偉華

中國石油川慶鉆探工程公司井下作業(yè)公司

水泥環(huán)密封完整性是指在油氣井服役期間水泥環(huán)保持良好的結(jié)構(gòu)完整性和功能完整性。套管試壓，高壓氣井鉆井液密度大幅度降低，地下儲氣庫注采氣產(chǎn)生的交變壓力，頁巖氣井體積壓裂，都可能導致水泥環(huán)密封失效，引起環(huán)空帶壓［1－6］。川渝氣區(qū)數(shù)口頁巖氣井（N209、N210、N203等）在壓裂后，油層套管與技術(shù)套管環(huán)空帶壓6～24.5MPa；川中地區(qū)高壓氣井監(jiān)177.8mm尾管固井后，下一次開鉆鉆井液密度大幅度降低，造成G2井、M8井、M9井氣竄；相國寺地下儲氣庫運行壓力在11.7～28MPa，長期注采作業(yè)中，水泥石受周期性交變壓力容易疲勞破壞。分析井內(nèi)壓力變化對水泥環(huán)密封完整性破壞的原因，并采取針對性措施，對降低環(huán)空帶壓風險，保證油氣井安全生產(chǎn)具有重要意義。

1 水泥環(huán)應力計算

水泥環(huán)應力分布及一界面處水泥環(huán)位移計算公式：

式中σr、σθ分別表示水泥環(huán)徑向應力、周向應力，Pa；pc1、pc2分別表示第一、二界面處接觸應力，Pa；pi、pf分別表示套管內(nèi)壓力和水平地應力，Pa；Es、Ec、Ef分別表示套管、水泥環(huán)、地層巖石楊氏模量，Pa；μs、μc、μf分別表示套管、水泥環(huán)、巖石泊松比；a、b、rm、ts、c、d 分別表示套管內(nèi)徑、外徑、內(nèi)外徑平均值，套管壁厚，井眼直徑、地層邊界距離（7倍套管直徑），m。

水泥環(huán)初始應力狀態(tài)為：①水泥石體積收縮，則第二界面處接觸應力等于地層孔隙壓力；②水泥石體積不收縮，則第二界面處接觸應力等于平均水平地應力。

2 井內(nèi)壓力變化影響水泥環(huán)密封完整性

2.1 頁巖氣井套管柱試壓及壓裂作業(yè)

該作業(yè)使作用在井內(nèi)套管的內(nèi)壓力大幅度升高。四川盆地頁巖氣井監(jiān)139.7mm油層套管固井后（套管壁厚9.17mm，井眼尺寸215.9mm）對套管柱試壓及壓裂作業(yè)，井口壓力高達60MPa。N203井等井固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率100%，但試壓或光套管壓裂作業(yè)后均出現(xiàn)環(huán)空帶壓。該區(qū)塊水泥石楊氏模量10GPa，泊松比0.19，其余計算條件及結(jié)果如表1所示，由公式（1）和（2），試壓或壓裂作業(yè)后，套管壁處水泥環(huán)周向應力均超過抗拉強度，發(fā)生拉伸破壞，導致水泥環(huán)密封失效。

2.2 高壓天然氣井鉆井液密度大幅度降低

川中地區(qū)高壓天然氣井因監(jiān)177.8mm尾管固井后，采用較低密度鉆井液替換井內(nèi)鉆井液鉆開目的層而使作用在井內(nèi)套管的內(nèi)壓力大幅度降低。該區(qū)塊監(jiān)177.8mm尾管固井時鉆井液密度約為2.20g／cm3，而下一次開鉆鉆進時，鉆井液密度降至1.35g／cm3左右。M8、G2、M9井監(jiān)177.8mm尾管固井，氣層封固質(zhì)量優(yōu)良，候凝過程未發(fā)生氣竄，但井內(nèi)壓力大幅度下降后，喇叭口竄氣。該區(qū)塊水泥石楊氏模量10GPa，泊松比0.19，其余計算條件及結(jié)果如表2所示。以套管壁處水泥環(huán)徑向拉應力達到抗拉強度為形成微環(huán)隙的臨界條件［7－8］，由公式（3），計算出井內(nèi)壓力下降幅度超過40MPa后，3口井形成寬度13.09～20.24μm的微環(huán)隙，密封能力顯著降低。

表1 套管試壓及壓裂作業(yè)時套管外壁處水泥環(huán)應力表

表2 井內(nèi)壓力降低時套管外壁處水泥石微環(huán)隙表

2.3 地下儲氣庫井交變載荷

地下儲氣庫井天然氣注入和采出的作業(yè)使作用在井內(nèi)套管的內(nèi)壓力交替變化。這種交變壓力可能引起水泥石內(nèi)部固有的微裂紋緩慢擴展、連通，導致水泥石疲勞破壞［9－11］。以井深2 107m 的儲氣庫井為例，水平地應力30MPa，井徑215.9mm，套管直徑177.8 mm，壁厚11.51mm，運行壓力12～28MPa，水泥石楊氏模量10GPa，泊松比0.19，根據(jù)水泥石疲勞破壞方程［12］計算出交變壓力作用下普通水泥石疲勞破壞周期如表3所示。儲氣庫井注采氣過程中運行壓力越高，普通水泥環(huán)越易疲勞破壞。當達到最大運行壓力時，只需數(shù)十次注采周期，水泥環(huán)即發(fā)生疲勞破壞。

表3 交變壓力下水泥環(huán)疲勞破壞周期表

3 水泥環(huán)長期密封完整性保護技術(shù)措施

普通油氣井服役時間超過30a，而儲氣庫服役時間超過5 0a，水泥環(huán)需保持長期密封完整性?；诖?，按水泥環(huán)密封失效方式，從水泥漿、工藝技術(shù)、工具等多方面入手，提出較系統(tǒng)的水泥環(huán)密封完整性保護技術(shù)。

3.1 水泥石力學性能改善

水泥石力學性能改善是指在保證水泥石常規(guī)工程性能滿足施工要求基礎(chǔ)上，降低水泥石楊氏模量，提高抗拉強度，使水泥石具備較好的彈性形變能力，或提高膨脹能力。主要包括彈性水泥漿和柔性自應力水泥漿。

彈性水泥石具備了低楊氏模量、彈性變形能力強的特點，能與套管、井壁協(xié)調(diào)變形，有效卸載，大幅度降低微裂隙及微環(huán)隙形成的可能性。由公式（1）、（2）計算出當井內(nèi)壓力變化時，為避免水泥環(huán)破壞，需將水泥石楊氏模量降至適當范圍（表4）。以斯倫貝謝為代表的典型彈性水泥石，楊氏模量在3.5～5.5GPa，泊松比約為0.22，抗拉強度在2.2～2.5MPa，在儲氣庫得到成功應用，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，在經(jīng)過試壓及下一次開鉆鉆進井內(nèi)壓力變化后，固井質(zhì)量依然良好，未出現(xiàn)氣竄。

表4 井內(nèi)壓力變化對水泥石力學性能要求表

井下作業(yè)公司柔性自應力水泥石能在高圍壓條件下膨脹，產(chǎn)生0.5～3.0MPa膨脹壓應力，楊氏模量在5～7GPa，泊松比約為0.19，抗拉強度在2.5～3.5 MPa。當固井后井內(nèi)壓力增加時，通過釋放壓縮應力，減小水泥環(huán)周向拉應力，避免拉伸破壞，同時外觀體積微膨脹，可阻止微環(huán)隙形成。由公式（1）、（2）計算出表5所示不同井內(nèi)壓力變化情況下柔性膨脹水泥石體積膨脹要求。該水泥漿體系在相國寺儲氣庫井技術(shù)套管、頁巖氣井的油層套管固井中得到了成功應用，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，在經(jīng)過試壓、大型體積壓裂作業(yè)后，環(huán)空封固質(zhì)量好，未發(fā)生氣竄。

3.2 工藝技術(shù)措施

保證水泥環(huán)長期密封完整性的工藝技術(shù)措施主要包括了改變試壓工藝和采用徑向預應力固井技術(shù)。該項技術(shù)在四川的長寧、金秋、富順區(qū)塊的數(shù)十口頁巖氣井固井中得到應用。

表5 井內(nèi)壓力變化對柔性膨脹水泥石性能要求表

為防止試壓對水泥石的破壞作用，常規(guī)套管固井可在碰壓后繼續(xù)增壓完成套管試壓。試壓值應為原設計壓力與管內(nèi)外靜壓差之和，但最高壓力不應超過套管柱抗內(nèi)壓強度的80%，同時也應保證水泥頭、管線、附件在安全工作壓力范圍內(nèi)。

徑向預應力固井技術(shù)是指固井施工時通過增大管內(nèi)外壓差，使套管預壓縮，具備較強回彈變形能力，提高界面膠結(jié)質(zhì)量，防止微環(huán)隙產(chǎn)生的一種固井工藝。針對直徑在127.0～196.8mm套管固井，根據(jù)水泥環(huán)位移公式（3）計算，采用徑向預應力固井時，若固井漏失風險小，建議管內(nèi)外負壓差增至10～30MPa，同時環(huán)空憋壓5～10MPa候凝，不僅可有效補償25～60 μm的微環(huán)隙，且可在井壁形成致密濾餅，阻止氣竄。

3.3 封隔器阻止氣竄

對于氣層活躍，后期作業(yè)井內(nèi)壓力變化較大，氣竄風險高的井，建議采用封隔器阻止氣竄，消除水泥環(huán)密封完整性破壞后帶來的井控風險。川中地區(qū)高壓氣井應用監(jiān)177.8mm封隔式尾管懸掛器固井20余井次，成功解決了該區(qū)塊喇叭口竄氣問題。相國寺儲氣庫井在技術(shù)套管底部及儲層頂部安放裸眼封隔器。

4 結(jié)論與建議

1）套管柱試壓及增產(chǎn)作業(yè)使水泥石承受較大周向拉應力，形成徑向微裂隙，造成密封失效；井內(nèi)壓力大幅度降低后，套管壁處水泥環(huán)承受的徑向拉應力超過抗拉強度，可能形成微環(huán)隙；儲氣庫井注采氣引起的交變載荷變化幅度越大，水泥石越易疲勞破壞。

2）為保證水泥環(huán)密封完整性，建議采取以下措施：根據(jù)固井后井內(nèi)壓力變化，選用力學性能匹配的彈性水泥漿或柔性自應力水泥漿；套管固井在碰壓后立即進行管柱試壓；對固井后井內(nèi)壓力大幅度下降的井，應用徑向預應力固井技術(shù)和封隔器防止氣竄。

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