李寧， 杜建波， 艾正青， 郭小陽*， 劉健， 張凱

高溫深井環(huán)境下水泥環(huán)完整性模擬評價及改進措施

李寧1， 杜建波2， 艾正青1， 郭小陽2*， 劉健2， 張凱3

（1.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆庫爾勒 841000；2.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室西南石油大學(xué)，成都 610500；3.重慶燃氣集團·忠縣分公司，重慶 404300）

李寧，杜建波，艾正青，等.高溫深井環(huán)境下水泥環(huán)完整性模擬評價及改進措施[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：106-111.

LI Ning, DU Jianbo, AI Zhengqing,et al.Cement sheath integrity: simulation and measures for improvement at high temperature deep well conditions[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：106-111.

研究水泥環(huán)最重要的一環(huán)就是要建立評價水泥環(huán)完整性的實驗裝置和方法。通過應(yīng)力等效方式將實際井筒水泥環(huán)承受的工況載荷等效到模擬井筒水泥環(huán)上，以通氣驗竄方式檢驗水泥環(huán)失效情況，利用CT掃描技術(shù)探測水泥環(huán)內(nèi)部結(jié)構(gòu)，揭示其失效機理，建立一套水泥環(huán)完整性的實驗裝置及評價方法。對西部某油田深井高溫高應(yīng)力環(huán)境下水泥環(huán)受載進行模擬實驗，當(dāng)?shù)貙訅毫σ欢〞r，套管內(nèi)壓力從12 MPa升至57 MPa后再下降過程中，未見氣泡；保持套管內(nèi)壓不變，降低地層壓力，當(dāng)壓力降低到一定值時，檢測有氣泡冒出，觀察發(fā)現(xiàn)水泥環(huán)上、下端面及側(cè)表面未見明顯裂紋，但與水泥環(huán)膠結(jié)緊密的套管能自由脫出，揭示了水泥環(huán)失效機理為水泥石韌性不足導(dǎo)致套管水泥環(huán)膠結(jié)面失效，產(chǎn)生了微環(huán)隙。根據(jù)CT掃描分析可得，水泥環(huán)試樣界面孔隙體積減少67.97%，同時水泥環(huán)界面出現(xiàn)的環(huán)隙體積約為3 061 mm3，占界面總體積的9.51%，水泥環(huán)界面體積減少2.21%，證實出現(xiàn)了微環(huán)隙。從材料改性角度入手提高水泥石韌性，最終優(yōu)選出加量為0.2%碳纖維水泥漿配方。該方法可為油田水泥環(huán)的評價及水泥環(huán)材料改性研究提供有力的支撐手段。

固井；水泥環(huán)；完整性；評價裝置；材料改性

0 引言

固井作業(yè)后，由于射孔、壓裂、酸化、生產(chǎn)等作業(yè)的影響使得井口出現(xiàn)冒油冒氣的現(xiàn)象，影響油氣井的生產(chǎn)和壽命，其主要原因為水泥環(huán)的完整性遭到破壞[1-2]。對于水泥環(huán)完整性的研究，學(xué)者們開展了大量的工作。2013年德州農(nóng)工大學(xué)Teodoriu[3]設(shè)計一種樹脂外筒內(nèi)放小鋼管，在環(huán)空內(nèi)灌注水泥漿形成水泥環(huán)，研究水泥環(huán)在低應(yīng)力疲勞載荷下水泥環(huán)封隔性能所受到的影響。2014年，挪威科技大學(xué)Albawi[4]、Andrade[5-6]通過在巖石鉆孔放置套管，在環(huán)形空間內(nèi)注入水泥漿，固結(jié)后在套管內(nèi)升降溫，研究溫度對水泥環(huán)完整性的影響。中國近年來在研究水泥環(huán)評價裝置方面也產(chǎn)生了不少的專利，例如川慶鉆探井下公司的《一種固井后期防氣竄模擬試驗裝置》[7]、西安石油大學(xué)的《一種固井水泥環(huán)完整性模擬評價試驗儀》[8]、中海油研究總院和長江大學(xué)的《一種固井水泥環(huán)性能模擬實驗裝置及實驗方法》[9]、中國石油大學(xué)（華東）的《一種深水固井水泥環(huán)封隔性能測試裝置》[10]、東北石油大學(xué)的《一種水泥環(huán)結(jié)構(gòu)完整性力學(xué)實驗裝置》[11]等，發(fā)明這些裝置的目的都是想通過實驗裝置再現(xiàn)井下工況，測試水泥環(huán)的完整性。

要較好測試水泥環(huán)的完整性，必須解決3個方面的關(guān)鍵問題：①井下溫度、應(yīng)力環(huán)境、作業(yè)工況模擬；②井身結(jié)構(gòu)模擬；③測試手段直接、有效。目前鮮有測試設(shè)備能夠兼顧解決上述3方面問題。筆者提出一種方案，加工制作了水泥環(huán)完整性測試設(shè)備，并在西部某油田進行了應(yīng)用，根據(jù)水泥環(huán)失效機理，通過提高水泥石韌性的方法以改善水泥環(huán)完整性，最后進行實驗驗證。該方法對提高油氣資源安全、高效開采提供技術(shù)指導(dǎo)意義。

1 高溫深井水泥環(huán)失效實驗分析

1.1 水泥環(huán)完整性評價裝置

為探究水泥環(huán)在井下工況作用下的完整性，設(shè)計了模擬深井高溫高應(yīng)力環(huán)境下水泥環(huán)完整性評價實驗裝置（見圖1）。

圖1 高溫高應(yīng)力下水泥環(huán)完整性評價實驗裝置

該裝置能夠?qū)嶋H井筒中水泥環(huán)在地層溫度、壓力和套管溫度、壓力雙重波動下的承載過程等效到裝置的水泥環(huán)上，可較為真實地反映水泥環(huán)在井下工況的承載過程。裝置原理：一套井身結(jié)構(gòu)有不同的套管層次，每層尺寸都不一樣，不同的井身結(jié)構(gòu)有更多的套管尺寸，這給相似原理制作評價裝置帶來不少麻煩，因為每一個套管尺寸就要對應(yīng)一個相似的模擬套管。通過水泥環(huán)等效應(yīng)力相等的原理，用一套模擬套管對應(yīng)多套尺寸套管，因為不論是那種尺寸的套管，水泥環(huán)在井下是受3個方向的主應(yīng)力，這3個方向的主應(yīng)力通過第四強度理論可轉(zhuǎn)換為一個應(yīng)力——等效應(yīng)力，建立模型計算實際井身結(jié)構(gòu)下水泥環(huán)的等效應(yīng)力，調(diào)節(jié)模擬井身結(jié)構(gòu)（模擬套管、模擬水泥環(huán)）的內(nèi)外壓力，使之等效應(yīng)力與實際水泥環(huán)等效應(yīng)力相等，這樣可以將實際井下應(yīng)力環(huán)境、作業(yè)工況等效轉(zhuǎn)換到模擬井筒上，同時也實現(xiàn)了一個模擬井筒對應(yīng)多個實際井筒的目的。

1.2 水泥環(huán)完整性實驗評價方法

1）參照GB/T 19139—2012配制水泥漿，在OWC-9390Y型增壓養(yǎng)護釜中養(yǎng)護套管④-水泥環(huán)⑤組合體。

2）將養(yǎng)護成型的套管④-水泥環(huán)⑤組合體放入橡膠套⑥內(nèi)，裝入釜體中，試壓檢查密封性。

3）利用圍壓泵③將流體（水、油）注入橡膠套與釜體⑦的環(huán)形空間內(nèi)，將壓力傳遞給水泥環(huán)⑤，以模擬地層壓力對水泥環(huán)作用；通過內(nèi)壓泵①調(diào)節(jié)套管內(nèi)壓，模擬套管內(nèi)部壓力變化對水泥環(huán)的作用；利用加熱套⑧將溫度傳遞給水泥環(huán)⑤，模擬地層溫度對水泥環(huán)作用。

4）對橡膠套施加圍壓與實際井筒地層壓力相同，根據(jù)模擬水泥環(huán)和實際水泥環(huán)等效應(yīng)力相等的原理，計算應(yīng)施加給模擬井筒套管的內(nèi)壓，如某井實際地層壓力為90 MPa，套管內(nèi)壓為50 MPa時，在模擬水泥環(huán)與實際水泥環(huán)等效應(yīng)力相等的條件下，計算出應(yīng)施加給模擬井筒套管內(nèi)壓為12 MPa，通過上述計算將實際井筒工況轉(zhuǎn)換到模擬井筒上。

5）利用氮氣瓶⑨向水泥環(huán)端面通氣，同時利用檢驗瓶②在另一端進行動態(tài)監(jiān)測，若檢測到有氣體竄出，證明水泥環(huán)發(fā)生“氣竄”，判定水泥環(huán)完整性遭到破壞；反之，水泥環(huán)良好。

6）實驗結(jié)束后取出水泥環(huán)進行CT微觀檢測，進一步揭示水泥環(huán)失效機理，為水泥環(huán)材料改性提供指導(dǎo)依據(jù)。

1.3 深井高溫高應(yīng)力水泥環(huán)失效方式判定

調(diào)研發(fā)現(xiàn)，中國西部某油田高壓氣井分布普遍，地層深部水泥環(huán)長期處于高溫、高應(yīng)力環(huán)境，測井結(jié)果顯示固井質(zhì)量優(yōu)良的井，投產(chǎn)一段時間后卻發(fā)現(xiàn)環(huán)空帶壓嚴重，經(jīng)分析該井環(huán)空帶壓的主要原因為該開次套管水泥環(huán)完整性失效。針對該問題，選取該油田典型井為研究對象，地溫梯度為2.259 ℃/100 m，0～4 000 m井段地層壓力系數(shù)為1.05～1.60，4 000～5 000 m為2.10～2.30。對井段φ250.83 mm技術(shù)套管固井使用的2.2 g/cm3高密度尾漿開展實驗研究。實驗選取點的地層溫度、壓力分別為110 ℃、90 MPa，套管內(nèi)壓變化范圍為50～110 MPa，水泥環(huán)在高應(yīng)力作用下養(yǎng)護成型見圖2。利用水泥環(huán)封隔完整性評價裝置探究水泥環(huán)的完整性。將水泥環(huán)試樣放入到圖1裝置內(nèi)，設(shè)定對應(yīng)的溫度、壓力，調(diào)節(jié)套管內(nèi)壓至等效壓力值，每次調(diào)節(jié)一次穩(wěn)壓10 min，觀察水泥環(huán)是否發(fā)生“氣竄”現(xiàn)象，實驗工況及氣測現(xiàn)象見表1，實驗后水泥環(huán)見圖2。水泥漿配方如下。

阿克蘇G級水泥+60%鐵礦粉+27%硅粉+8%微硅+3.5%NaCl+2%降失水劑+5%分散劑+0.5%緩凝劑+0.2%消泡劑

圖2 水泥環(huán)完整性評價前后照片

表1 水泥環(huán)實驗工況及現(xiàn)象

由表1可知，模擬井筒保持圍壓為90 MPa，套管內(nèi)壓從12～57MPa上升及57～12MPa下降，過程中未見氣泡；保持套管內(nèi)壓不變，降低模擬井筒地層壓力， 當(dāng)壓力降至50 MPa時出現(xiàn)微弱氣泡，40 MPa時出現(xiàn)間斷氣泡，30 MPa時出現(xiàn)連續(xù)氣泡，表明水泥環(huán)發(fā)生損傷甚至破壞， 推測是出現(xiàn)微間隙導(dǎo)致氣竄。由圖2可知， 水泥環(huán)上、 下端面及側(cè)表面未見明顯裂紋， 但與水泥環(huán)膠結(jié)緊密的套管自由脫出。

1.4 水泥環(huán)失效機理微觀實驗分析

借鑒生物醫(yī)學(xué)CT掃描技術(shù)，利用工業(yè)CT對實驗前后水泥環(huán)試樣界面（距內(nèi)表面2 mm以內(nèi)的水泥環(huán)）進行掃描，對掃描數(shù)據(jù)與圖像進行重構(gòu)，利用VG Studio軟件進行分析，獲得不同時間點掃描樣品的三維圖像，如圖3所示。掃描發(fā)現(xiàn)，實驗前水泥環(huán)與套管的膠結(jié)面未出現(xiàn)間隙，實驗后水泥環(huán)與套管膠結(jié)面出現(xiàn)微間隙。根據(jù)CT數(shù)據(jù)采集軟件分析可得水泥環(huán)界面在實驗前后的孔隙體積、環(huán)隙體積、水泥環(huán)界面體積的實驗數(shù)據(jù)，如表2所示。由表2可知，水泥環(huán)試樣界面孔隙體積減少67.97%，同時水泥環(huán)界面出現(xiàn)的環(huán)隙體積約為3 061 mm3，占界面總體積的9.51%，水泥環(huán)界面體積減少2.21%。

圖3 實驗前后對水泥環(huán)試樣界面CT掃描照片

表2 實驗前后水泥環(huán)界面CT掃描結(jié)果

由以上結(jié)果可知，深井高溫高應(yīng)力環(huán)境下的水泥環(huán)損傷是由于水泥環(huán)與套管膠結(jié)面出現(xiàn)了微環(huán)隙。套管內(nèi)壓升高時，水泥環(huán)與套管一起發(fā)生形變，且套管彈性模量遠大于水泥環(huán)，當(dāng)套管膨脹程度超過水泥環(huán)彈性極限時，套管發(fā)生彈性變形，而水泥環(huán)發(fā)生塑性變形，降低套管內(nèi)壓時，套管能恢復(fù)變形，水泥環(huán)則發(fā)生了不可恢復(fù)變形，導(dǎo)致兩者界面分離，出現(xiàn)微環(huán)隙。初步推斷為水泥石韌性不足，導(dǎo)致上述現(xiàn)象的發(fā)生，為保證氣井的生產(chǎn)安全與高效開發(fā)，提高水泥環(huán)的完整性，針對高應(yīng)力環(huán)境下水泥環(huán)的力學(xué)損傷機理，需通過提高水泥石韌性以改善水泥環(huán)完整性，從提高水泥石抗壓、抗拉強度入手，通過向水泥漿中添加高韌性、高彈模、高抗應(yīng)力強度、高抗斷裂能力的改性材料以提高水泥石力學(xué)性能，進而增強水泥石韌性，最終實現(xiàn)改善水泥環(huán)完整性的目的。

2 水泥環(huán)材料力學(xué)改性實驗

2.1 水泥石力學(xué)性能改性材料選取

根據(jù)推測的水泥環(huán)失效機理及增強水泥石韌性的方法，在前期研究和文獻調(diào)研基礎(chǔ)上發(fā)現(xiàn)，碳纖維與碳酸鈣晶須具有強度高、模量大、抗老化的特點，加入油井水泥石中可有效改善其韌性，起到增強、增韌、阻裂的作用，對提高固井水泥環(huán)密封性能具有重要的意義。碳纖維與碳酸鈣晶須基本參數(shù)見表3。碳纖維和碳酸鈣晶須加量見表4。

表3 碳纖維和碳酸鈣晶須基本參數(shù)

表4 改性材料加量

2.2 抗拉強度的影響

不同加量碳纖維和碳酸鈣晶須水泥石（110 ℃、90 MPa）抗拉強度變化見圖4和圖5。由圖4和圖5可知，初期水化反應(yīng)較慢，碳纖維、碳酸鈣晶須與水泥基體之間結(jié)合力不足，難以起到較好的增強作用，使得在低摻量下水泥石水浴養(yǎng)護1 d之后的抗拉強度較低；隨著時間加長，水泥石抗拉強度顯著提高，14 d時試樣B2與試樣C2抗拉強度分別比原配方試樣A相比有較大提高，且試樣B2強于試樣C2。

圖4 碳纖維改性水泥石的抗拉強度

圖5 碳酸鈣晶須改性水泥石的抗拉強度

2.3 改性材料對抗壓強度的影響

水泥石抗壓強度變化見圖6和圖7。由此可知，初期碳纖維、碳酸鈣晶須水泥石抗壓強度發(fā)展緩慢；隨著時間延長，3 d后水泥石抗壓強度明顯提高，14 d時試樣B2、C2達到最大，相比試樣A兩者均有明顯提高，同樣碳纖維水泥石試樣B2抗壓強度高于碳酸鈣晶須試樣C2。

圖6 碳纖維改性水泥石的抗壓強度

圖7 碳酸鈣晶須改性水泥石的抗壓強度

3 改性水泥環(huán)完整性評價

對比分析碳纖維、碳酸鈣晶須對水泥石力學(xué)性能的影響變化規(guī)律，發(fā)現(xiàn)碳纖維明顯強于碳酸鈣晶須，因此選取碳纖維作為增強水泥石力學(xué)性能的改性材料，為驗證增韌改善水泥環(huán)完整性的有效性，將優(yōu)選出加量為0.2%的碳纖維水泥環(huán)進行完整性實驗，結(jié)果見表5，實驗條件與表1一致。由表5可知，在實驗過程中，套管內(nèi)壓升降過程中無氣泡冒出。

表5 碳纖維改性水泥環(huán)試樣完整性實驗結(jié)果

碳纖維改性水泥環(huán)實驗后照片見圖8。由圖8觀察發(fā)現(xiàn)，水泥環(huán)上、下端面、基體均完整，套管與水泥環(huán)膠結(jié)緊密，無微環(huán)隙。表明了碳纖維能有效地提高水泥石韌性，進而改善水泥環(huán)完整性性能。

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圖8 碳纖維改性水泥環(huán)完整性評價后照片

4 結(jié)論

1.為探索水泥環(huán)在井下工況作用下的完整性，借鑒巖心夾持器的方法，設(shè)計了水泥環(huán)完整性評價實驗裝置，并發(fā)現(xiàn)水泥環(huán)在深井高溫高應(yīng)力環(huán)境下的失效方式，水泥環(huán)承受多次循環(huán)沖擊載荷作用后，套管與水泥環(huán)完全脫離。

2.借鑒生物醫(yī)學(xué)CT掃描技術(shù)，對實驗前后的水泥環(huán)進行CT掃描，通過對比實驗前后套管水泥環(huán)界面間隙體積變化，發(fā)現(xiàn)套管水泥環(huán)二者脫離原因為出現(xiàn)了微環(huán)隙，膠結(jié)面失效。

3.通過材料改性實驗，優(yōu)選出加量為0.2%的碳纖維水泥石，其提高顆粒骨架結(jié)構(gòu)，增強水泥石韌性更強，并對改性后的水泥環(huán)開展完整性實驗驗證，實驗發(fā)現(xiàn)，水泥環(huán)本體完整，套管與水泥環(huán)的膠結(jié)面保持良好，能滿足后期作業(yè)工況要求。

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Cement Sheath Integrity: Simulation and Measures for Improvement at High Temperature Deep Well Conditions

LI Ning1, DU Jianbo2, AI Zhengqing1, GUO Xiaoyang2, LIU Jian2, ZHANG Kai3
(1. Research Institute of Oil and Gas Engineering, PetroChina Tarim Oilf i eld Division, Korla, Xinjiang 841000;2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, 610500; 3. Zhong County Branch of Chongqing Gas Group, Chongqing, 404300)

One of the most important purposes of cement sheath study is to establish experimental apparatus and procedure for evaluating the integrity of cement sheath. The working load of cement sheath in a wellbore can be simulated on an artif i cial cement sheath using equivalent stress method. With the help of core holder, downhole temperature and stress environment can be simulated. By pressurizing the artif i cial sheath with gas to see if there is gas channeling, the cement sheath integrity can be verif i ed. CT scanning can be used to probe the internal structure of cement sheath, hence to bring to light the failure mechanism of cement sheath. Based on these ideas, a whole set of equipment was developed and a procedure established to evaluate the integrity of cement sheath. Simulation experiments have been carried out using the equipment and the procedure on cement sheaths found in high temperature high stress deep wells in an oilf i eld in west China. The results of the experiments showed that, at a certain formation pressure in high stress environment, when casing pressure was fi rst increased to a certain level and then decreased, the cement sheath was damaged and even became failed. Oncethe channels for gas channeling were formed, no matter how low the pressure was inside the casing, gas bubbles can be detected. It was observed that no visible fractures were found on both ends and the side surface of the cement sheath, but the casing string that was tightly bonded with the cement sheath can now fall out freely, indicating that it was the lack of toughness of set cement that resulted in the failure of the bonding between the casing and the cement sheath, producing a micro annular space for the casing to fall. Data acquired with CT software showed that the interface pore volume of the cement sheath sample was reduced by 67.97%, the volume of the micro annular space was 3061 mm3, 9.51% of the total sheath volume, and the total volume of cement sheath was reduced by 2.21%, proving the existence of micro annular space. By modifying the material added to cement slurry, the toughness of the set cement can be improved, and a cement slurry with 0.2% carbon fi ber was formulated. The method described in this paper can be used to evaluate the quality of cement sheath, and as a helpful supporting means in modifying cement slurry additives.

Well cementing; Cement sheath; Integrity; Evaluation apparatus; Material modif i cation

TE256.9

A

1001-5620（2017）01-0106-06

2016-11-5；HGF=1701C3；編輯 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.020

中國石油重大科技專項“塔里木油田勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)（一期）”課題“碳酸鹽巖安全快速高效鉆完井技術(shù)”（2010E-2109）部分研究內(nèi)容。

李寧，高級工程師，1970年生，主要從事于石油工程技術(shù)的研究和管理工作。電話 18328076679；E-mail：lining-tlm@petrchina.com.cn。

郭小陽，教授，博士生導(dǎo)師。E-mail：swpu1208@sina.com。