高温深井环境下水泥环完整性模拟评价及改进措施

李宁， 杜建波， 艾正青， 郭小阳*， 刘健， 张凯

高温深井环境下水泥环完整性模拟评价及改进措施

李宁1， 杜建波2， 艾正青1， 郭小阳2*， 刘健2， 张凯3

（1.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000；2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室西南石油大学，成都 610500；3.重庆燃气集团·忠县分公司，重庆 404300）

李宁，杜建波，艾正青，等.高温深井环境下水泥环完整性模拟评价及改进措施[J].钻井液与完井液，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.

研究水泥环最重要的一环就是要建立评价水泥环完整性的实验装置和方法。通过应力等效方式将实际井筒水泥环承受的工况载荷等效到模拟井筒水泥环上，以通气验窜方式检验水泥环失效情况，利用CT扫描技术探测水泥环内部结构，揭示其失效机理，建立一套水泥环完整性的实验装置及评价方法。对西部某油田深井高温高应力环境下水泥环受载进行模拟实验，当地层压力一定时，套管内压力从12 MPa升至57 MPa后再下降过程中，未见气泡；保持套管内压不变，降低地层压力，当压力降低到一定值时，检测有气泡冒出，观察发现水泥环上、下端面及侧表面未见明显裂纹，但与水泥环胶结紧密的套管能自由脱出，揭示了水泥环失效机理为水泥石韧性不足导致套管水泥环胶结面失效，产生了微环隙。根据CT扫描分析可得，水泥环试样界面孔隙体积减少67.97%，同时水泥环界面出现的环隙体积约为3 061 mm3，占界面总体积的9.51%，水泥环界面体积减少2.21%，证实出现了微环隙。从材料改性角度入手提高水泥石韧性，最终优选出加量为0.2%碳纤维水泥浆配方。该方法可为油田水泥环的评价及水泥环材料改性研究提供有力的支撑手段。

固井；水泥环；完整性；评价装置；材料改性

0 引言

固井作业后，由于射孔、压裂、酸化、生产等作业的影响使得井口出现冒油冒气的现象，影响油气井的生产和寿命，其主要原因为水泥环的完整性遭到破坏[1-2]。对于水泥环完整性的研究，学者们开展了大量的工作。2013年德州农工大学Teodoriu[3]设计一种树脂外筒内放小钢管，在环空内灌注水泥浆形成水泥环，研究水泥环在低应力疲劳载荷下水泥环封隔性能所受到的影响。2014年，挪威科技大学Albawi[4]、Andrade[5-6]通过在岩石钻孔放置套管，在环形空间内注入水泥浆，固结后在套管内升降温，研究温度对水泥环完整性的影响。中国近年来在研究水泥环评价装置方面也产生了不少的专利，例如川庆钻探井下公司的《一种固井后期防气窜模拟试验装置》[7]、西安石油大学的《一种固井水泥环完整性模拟评价试验仪》[8]、中海油研究总院和长江大学的《一种固井水泥环性能模拟实验装置及实验方法》[9]、中国石油大学（华东）的《一种深水固井水泥环封隔性能测试装置》[10]、东北石油大学的《一种水泥环结构完整性力学实验装置》[11]等，发明这些装置的目的都是想通过实验装置再现井下工况，测试水泥环的完整性。

要较好测试水泥环的完整性，必须解决3个方面的关键问题：①井下温度、应力环境、作业工况模拟；②井身结构模拟；③测试手段直接、有效。目前鲜有测试设备能够兼顾解决上述3方面问题。笔者提出一种方案，加工制作了水泥环完整性测试设备，并在西部某油田进行了应用，根据水泥环失效机理，通过提高水泥石韧性的方法以改善水泥环完整性，最后进行实验验证。该方法对提高油气资源安全、高效开采提供技术指导意义。

1 高温深井水泥环失效实验分析

1.1 水泥环完整性评价装置

为探究水泥环在井下工况作用下的完整性，设计了模拟深井高温高应力环境下水泥环完整性评价实验装置（见图1）。

图1 高温高应力下水泥环完整性评价实验装置

该装置能够将实际井筒中水泥环在地层温度、压力和套管温度、压力双重波动下的承载过程等效到装置的水泥环上，可较为真实地反映水泥环在井下工况的承载过程。装置原理：一套井身结构有不同的套管层次，每层尺寸都不一样，不同的井身结构有更多的套管尺寸，这给相似原理制作评价装置带来不少麻烦，因为每一个套管尺寸就要对应一个相似的模拟套管。通过水泥环等效应力相等的原理，用一套模拟套管对应多套尺寸套管，因为不论是那种尺寸的套管，水泥环在井下是受3个方向的主应力，这3个方向的主应力通过第四强度理论可转换为一个应力——等效应力，建立模型计算实际井身结构下水泥环的等效应力，调节模拟井身结构（模拟套管、模拟水泥环）的内外压力，使之等效应力与实际水泥环等效应力相等，这样可以将实际井下应力环境、作业工况等效转换到模拟井筒上，同时也实现了一个模拟井筒对应多个实际井筒的目的。

1.2 水泥环完整性实验评价方法

1）参照GB/T 19139—2012配制水泥浆，在OWC-9390Y型增压养护釜中养护套管④-水泥环⑤组合体。

2）将养护成型的套管④-水泥环⑤组合体放入橡胶套⑥内，装入釜体中，试压检查密封性。

3）利用围压泵③将流体（水、油）注入橡胶套与釜体⑦的环形空间内，将压力传递给水泥环⑤，以模拟地层压力对水泥环作用；通过内压泵①调节套管内压，模拟套管内部压力变化对水泥环的作用；利用加热套⑧将温度传递给水泥环⑤，模拟地层温度对水泥环作用。

4）对橡胶套施加围压与实际井筒地层压力相同，根据模拟水泥环和实际水泥环等效应力相等的原理，计算应施加给模拟井筒套管的内压，如某井实际地层压力为90 MPa，套管内压为50 MPa时，在模拟水泥环与实际水泥环等效应力相等的条件下，计算出应施加给模拟井筒套管内压为12 MPa，通过上述计算将实际井筒工况转换到模拟井筒上。

5）利用氮气瓶⑨向水泥环端面通气，同时利用检验瓶②在另一端进行动态监测，若检测到有气体窜出，证明水泥环发生“气窜”，判定水泥环完整性遭到破坏；反之，水泥环良好。

6）实验结束后取出水泥环进行CT微观检测，进一步揭示水泥环失效机理，为水泥环材料改性提供指导依据。

1.3 深井高温高应力水泥环失效方式判定

调研发现，中国西部某油田高压气井分布普遍，地层深部水泥环长期处于高温、高应力环境，测井结果显示固井质量优良的井，投产一段时间后却发现环空带压严重，经分析该井环空带压的主要原因为该开次套管水泥环完整性失效。针对该问题，选取该油田典型井为研究对象，地温梯度为2.259 ℃/100 m，0～4 000 m井段地层压力系数为1.05～1.60，4 000～5 000 m为2.10～2.30。对井段φ250.83 mm技术套管固井使用的2.2 g/cm3高密度尾浆开展实验研究。实验选取点的地层温度、压力分别为110 ℃、90 MPa，套管内压变化范围为50～110 MPa，水泥环在高应力作用下养护成型见图2。利用水泥环封隔完整性评价装置探究水泥环的完整性。将水泥环试样放入到图1装置内，设定对应的温度、压力，调节套管内压至等效压力值，每次调节一次稳压10 min，观察水泥环是否发生“气窜”现象，实验工况及气测现象见表1，实验后水泥环见图2。水泥浆配方如下。

阿克苏G级水泥+60%铁矿粉+27%硅粉+8%微硅+3.5%NaCl+2%降失水剂+5%分散剂+0.5%缓凝剂+0.2%消泡剂

图2 水泥环完整性评价前后照片

表1 水泥环实验工况及现象

由表1可知，模拟井筒保持围压为90 MPa，套管内压从12～57MPa上升及57～12MPa下降，过程中未见气泡；保持套管内压不变，降低模拟井筒地层压力， 当压力降至50 MPa时出现微弱气泡，40 MPa时出现间断气泡，30 MPa时出现连续气泡，表明水泥环发生损伤甚至破坏， 推测是出现微间隙导致气窜。由图2可知， 水泥环上、 下端面及侧表面未见明显裂纹， 但与水泥环胶结紧密的套管自由脱出。

1.4 水泥环失效机理微观实验分析

借鉴生物医学CT扫描技术，利用工业CT对实验前后水泥环试样界面（距内表面2 mm以内的水泥环）进行扫描，对扫描数据与图像进行重构，利用VG Studio软件进行分析，获得不同时间点扫描样品的三维图像，如图3所示。扫描发现，实验前水泥环与套管的胶结面未出现间隙，实验后水泥环与套管胶结面出现微间隙。根据CT数据采集软件分析可得水泥环界面在实验前后的孔隙体积、环隙体积、水泥环界面体积的实验数据，如表2所示。由表2可知，水泥环试样界面孔隙体积减少67.97%，同时水泥环界面出现的环隙体积约为3 061 mm3，占界面总体积的9.51%，水泥环界面体积减少2.21%。

图3 实验前后对水泥环试样界面CT扫描照片

表2 实验前后水泥环界面CT扫描结果

由以上结果可知，深井高温高应力环境下的水泥环损伤是由于水泥环与套管胶结面出现了微环隙。套管内压升高时，水泥环与套管一起发生形变，且套管弹性模量远大于水泥环，当套管膨胀程度超过水泥环弹性极限时，套管发生弹性变形，而水泥环发生塑性变形，降低套管内压时，套管能恢复变形，水泥环则发生了不可恢复变形，导致两者界面分离，出现微环隙。初步推断为水泥石韧性不足，导致上述现象的发生，为保证气井的生产安全与高效开发，提高水泥环的完整性，针对高应力环境下水泥环的力学损伤机理，需通过提高水泥石韧性以改善水泥环完整性，从提高水泥石抗压、抗拉强度入手，通过向水泥浆中添加高韧性、高弹模、高抗应力强度、高抗断裂能力的改性材料以提高水泥石力学性能，进而增强水泥石韧性，最终实现改善水泥环完整性的目的。

2 水泥环材料力学改性实验

2.1 水泥石力学性能改性材料选取

根据推测的水泥环失效机理及增强水泥石韧性的方法，在前期研究和文献调研基础上发现，碳纤维与碳酸钙晶须具有强度高、模量大、抗老化的特点，加入油井水泥石中可有效改善其韧性，起到增强、增韧、阻裂的作用，对提高固井水泥环密封性能具有重要的意义。碳纤维与碳酸钙晶须基本参数见表3。碳纤维和碳酸钙晶须加量见表4。

表3 碳纤维和碳酸钙晶须基本参数

表4 改性材料加量

2.2 抗拉强度的影响

不同加量碳纤维和碳酸钙晶须水泥石（110 ℃、90 MPa）抗拉强度变化见图4和图5。由图4和图5可知，初期水化反应较慢，碳纤维、碳酸钙晶须与水泥基体之间结合力不足，难以起到较好的增强作用，使得在低掺量下水泥石水浴养护1 d之后的抗拉强度较低；随着时间加长，水泥石抗拉强度显著提高，14 d时试样B2与试样C2抗拉强度分别比原配方试样A相比有较大提高，且试样B2强于试样C2。

图4 碳纤维改性水泥石的抗拉强度

图5 碳酸钙晶须改性水泥石的抗拉强度

2.3 改性材料对抗压强度的影响

水泥石抗压强度变化见图6和图7。由此可知，初期碳纤维、碳酸钙晶须水泥石抗压强度发展缓慢；随着时间延长，3 d后水泥石抗压强度明显提高，14 d时试样B2、C2达到最大，相比试样A两者均有明显提高，同样碳纤维水泥石试样B2抗压强度高于碳酸钙晶须试样C2。

图6 碳纤维改性水泥石的抗压强度

图7 碳酸钙晶须改性水泥石的抗压强度

3 改性水泥环完整性评价

对比分析碳纤维、碳酸钙晶须对水泥石力学性能的影响变化规律，发现碳纤维明显强于碳酸钙晶须，因此选取碳纤维作为增强水泥石力学性能的改性材料，为验证增韧改善水泥环完整性的有效性，将优选出加量为0.2%的碳纤维水泥环进行完整性实验，结果见表5，实验条件与表1一致。由表5可知，在实验过程中，套管内压升降过程中无气泡冒出。

表5 碳纤维改性水泥环试样完整性实验结果

碳纤维改性水泥环实验后照片见图8。由图8观察发现，水泥环上、下端面、基体均完整，套管与水泥环胶结紧密，无微环隙。表明了碳纤维能有效地提高水泥石韧性，进而改善水泥环完整性性能。

[3]YUAN Z，TEODORIU C，SCHUBERT J.Low cycle cement fatigue experimental study and the effect on HPHT well integrity[J].Journal of Petroleum Science & Engineering，2013，105（105）：84-90.

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图8 碳纤维改性水泥环完整性评价后照片

4 结论

1.为探索水泥环在井下工况作用下的完整性，借鉴岩心夹持器的方法，设计了水泥环完整性评价实验装置，并发现水泥环在深井高温高应力环境下的失效方式，水泥环承受多次循环冲击载荷作用后，套管与水泥环完全脱离。

2.借鉴生物医学CT扫描技术，对实验前后的水泥环进行CT扫描，通过对比实验前后套管水泥环界面间隙体积变化，发现套管水泥环二者脱离原因为出现了微环隙，胶结面失效。

3.通过材料改性实验，优选出加量为0.2%的碳纤维水泥石，其提高颗粒骨架结构，增强水泥石韧性更强，并对改性后的水泥环开展完整性实验验证，实验发现，水泥环本体完整，套管与水泥环的胶结面保持良好，能满足后期作业工况要求。

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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；编辑 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.020

中国石油重大科技专项“塔里木油田勘探开发关键技术（一期）”课题“碳酸盐岩安全快速高效钻完井技术”（2010E-2109）部分研究内容。

李宁，高级工程师，1970年生，主要从事于石油工程技术的研究和管理工作。电话 18328076679；E-mail：lining-tlm@petrchina.com.cn。

郭小阳，教授，博士生导师。E-mail：swpu1208@sina.com。