井内压力变化对水泥环密封完整性的影响及对策

刘洋 严海兵 余鑫 冯予淇 范伟华

中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司

水泥环密封完整性是指在油气井服役期间水泥环保持良好的结构完整性和功能完整性。套管试压，高压气井钻井液密度大幅度降低，地下储气库注采气产生的交变压力，页岩气井体积压裂，都可能导致水泥环密封失效，引起环空带压［1－6］。川渝气区数口页岩气井（N209、N210、N203等）在压裂后，油层套管与技术套管环空带压6～24.5MPa；川中地区高压气井监177.8mm尾管固井后，下一次开钻钻井液密度大幅度降低，造成G2井、M8井、M9井气窜；相国寺地下储气库运行压力在11.7～28MPa，长期注采作业中，水泥石受周期性交变压力容易疲劳破坏。分析井内压力变化对水泥环密封完整性破坏的原因，并采取针对性措施，对降低环空带压风险，保证油气井安全生产具有重要意义。

1 水泥环应力计算

水泥环应力分布及一界面处水泥环位移计算公式：

式中σr、σθ分别表示水泥环径向应力、周向应力，Pa；pc1、pc2分别表示第一、二界面处接触应力，Pa；pi、pf分别表示套管内压力和水平地应力，Pa；Es、Ec、Ef分别表示套管、水泥环、地层岩石杨氏模量，Pa；μs、μc、μf分别表示套管、水泥环、岩石泊松比；a、b、rm、ts、c、d 分别表示套管内径、外径、内外径平均值，套管壁厚，井眼直径、地层边界距离（7倍套管直径），m。

水泥环初始应力状态为：①水泥石体积收缩，则第二界面处接触应力等于地层孔隙压力；②水泥石体积不收缩，则第二界面处接触应力等于平均水平地应力。

2 井内压力变化影响水泥环密封完整性

2.1 页岩气井套管柱试压及压裂作业

该作业使作用在井内套管的内压力大幅度升高。四川盆地页岩气井监139.7mm油层套管固井后（套管壁厚9.17mm，井眼尺寸215.9mm）对套管柱试压及压裂作业，井口压力高达60MPa。N203井等井固井质量优质率100%，但试压或光套管压裂作业后均出现环空带压。该区块水泥石杨氏模量10GPa，泊松比0.19，其余计算条件及结果如表1所示，由公式（1）和（2），试压或压裂作业后，套管壁处水泥环周向应力均超过抗拉强度，发生拉伸破坏，导致水泥环密封失效。

2.2 高压天然气井钻井液密度大幅度降低

川中地区高压天然气井因监177.8mm尾管固井后，采用较低密度钻井液替换井内钻井液钻开目的层而使作用在井内套管的内压力大幅度降低。该区块监177.8mm尾管固井时钻井液密度约为2.20g／cm3，而下一次开钻钻进时，钻井液密度降至1.35g／cm3左右。M8、G2、M9井监177.8mm尾管固井，气层封固质量优良，候凝过程未发生气窜，但井内压力大幅度下降后，喇叭口窜气。该区块水泥石杨氏模量10GPa，泊松比0.19，其余计算条件及结果如表2所示。以套管壁处水泥环径向拉应力达到抗拉强度为形成微环隙的临界条件［7－8］，由公式（3），计算出井内压力下降幅度超过40MPa后，3口井形成宽度13.09～20.24μm的微环隙，密封能力显著降低。

表1 套管试压及压裂作业时套管外壁处水泥环应力表

表2 井内压力降低时套管外壁处水泥石微环隙表

2.3 地下储气库井交变载荷

地下储气库井天然气注入和采出的作业使作用在井内套管的内压力交替变化。这种交变压力可能引起水泥石内部固有的微裂纹缓慢扩展、连通，导致水泥石疲劳破坏［9－11］。以井深2 107m 的储气库井为例，水平地应力30MPa，井径215.9mm，套管直径177.8 mm，壁厚11.51mm，运行压力12～28MPa，水泥石杨氏模量10GPa，泊松比0.19，根据水泥石疲劳破坏方程［12］计算出交变压力作用下普通水泥石疲劳破坏周期如表3所示。储气库井注采气过程中运行压力越高，普通水泥环越易疲劳破坏。当达到最大运行压力时，只需数十次注采周期，水泥环即发生疲劳破坏。

表3 交变压力下水泥环疲劳破坏周期表

3 水泥环长期密封完整性保护技术措施

普通油气井服役时间超过30a，而储气库服役时间超过5 0a，水泥环需保持长期密封完整性。基于此，按水泥环密封失效方式，从水泥浆、工艺技术、工具等多方面入手，提出较系统的水泥环密封完整性保护技术。

3.1 水泥石力学性能改善

水泥石力学性能改善是指在保证水泥石常规工程性能满足施工要求基础上，降低水泥石杨氏模量，提高抗拉强度，使水泥石具备较好的弹性形变能力，或提高膨胀能力。主要包括弹性水泥浆和柔性自应力水泥浆。

弹性水泥石具备了低杨氏模量、弹性变形能力强的特点，能与套管、井壁协调变形，有效卸载，大幅度降低微裂隙及微环隙形成的可能性。由公式（1）、（2）计算出当井内压力变化时，为避免水泥环破坏，需将水泥石杨氏模量降至适当范围（表4）。以斯伦贝谢为代表的典型弹性水泥石，杨氏模量在3.5～5.5GPa，泊松比约为0.22，抗拉强度在2.2～2.5MPa，在储气库得到成功应用，固井质量优质，在经过试压及下一次开钻钻进井内压力变化后，固井质量依然良好，未出现气窜。

表4 井内压力变化对水泥石力学性能要求表

井下作业公司柔性自应力水泥石能在高围压条件下膨胀，产生0.5～3.0MPa膨胀压应力，杨氏模量在5～7GPa，泊松比约为0.19，抗拉强度在2.5～3.5 MPa。当固井后井内压力增加时，通过释放压缩应力，减小水泥环周向拉应力，避免拉伸破坏，同时外观体积微膨胀，可阻止微环隙形成。由公式（1）、（2）计算出表5所示不同井内压力变化情况下柔性膨胀水泥石体积膨胀要求。该水泥浆体系在相国寺储气库井技术套管、页岩气井的油层套管固井中得到了成功应用，固井质量优质，在经过试压、大型体积压裂作业后，环空封固质量好，未发生气窜。

3.2 工艺技术措施

保证水泥环长期密封完整性的工艺技术措施主要包括了改变试压工艺和采用径向预应力固井技术。该项技术在四川的长宁、金秋、富顺区块的数十口页岩气井固井中得到应用。

表5 井内压力变化对柔性膨胀水泥石性能要求表

为防止试压对水泥石的破坏作用，常规套管固井可在碰压后继续增压完成套管试压。试压值应为原设计压力与管内外静压差之和，但最高压力不应超过套管柱抗内压强度的80%，同时也应保证水泥头、管线、附件在安全工作压力范围内。

径向预应力固井技术是指固井施工时通过增大管内外压差，使套管预压缩，具备较强回弹变形能力，提高界面胶结质量，防止微环隙产生的一种固井工艺。针对直径在127.0～196.8mm套管固井，根据水泥环位移公式（3）计算，采用径向预应力固井时，若固井漏失风险小，建议管内外负压差增至10～30MPa，同时环空憋压5～10MPa候凝，不仅可有效补偿25～60 μm的微环隙，且可在井壁形成致密滤饼，阻止气窜。

3.3 封隔器阻止气窜

对于气层活跃，后期作业井内压力变化较大，气窜风险高的井，建议采用封隔器阻止气窜，消除水泥环密封完整性破坏后带来的井控风险。川中地区高压气井应用监177.8mm封隔式尾管悬挂器固井20余井次，成功解决了该区块喇叭口窜气问题。相国寺储气库井在技术套管底部及储层顶部安放裸眼封隔器。

4 结论与建议

1）套管柱试压及增产作业使水泥石承受较大周向拉应力，形成径向微裂隙，造成密封失效；井内压力大幅度降低后，套管壁处水泥环承受的径向拉应力超过抗拉强度，可能形成微环隙；储气库井注采气引起的交变载荷变化幅度越大，水泥石越易疲劳破坏。

2）为保证水泥环密封完整性，建议采取以下措施：根据固井后井内压力变化，选用力学性能匹配的弹性水泥浆或柔性自应力水泥浆；套管固井在碰压后立即进行管柱试压；对固井后井内压力大幅度下降的井，应用径向预应力固井技术和封隔器防止气窜。

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