四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策

陶谦 陈星星

1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点试验室；2.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院；3.中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司

四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策

陶谦1，2陈星星3

1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点试验室；2.中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院；3.中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司

四川盆地页岩气井环空带压井比例较高，对气藏高效开发和气井井筒完整性带来了挑战。通过对国内页岩气开发区块环空带压实际情况的具体分析，运用同位分析方法确定气体来源，采用物理模拟试验方法开展页岩气井环空带压机理研究，明确了不同水泥浆体系下压裂过程中水泥环密封失效规律，形成了改善水泥环密封性能、缓解分段压裂井环空带压现象的关键技术：在浆柱结构完全满足密封要求的基础上，利用相间填充技术和降低水泥石孔隙度方法，开发出低孔隙度低弹性模量水泥浆体系，弹性模量低至4.2 GPa，相比常规水泥石35%的孔隙度，孔隙度降低27.1%，水泥石弹性变形能力大幅提升。现场5口井的应用实践证明，固井质量优质率达到100%，且未发生环空带压现象，对环空带压的控制具有良好的借鉴作用。

环空带压；页岩气井；固井；水泥浆；分段压裂

页岩气勘探开发的成功，对于世界能源结构调整具有重大意义。涪陵页岩气田是我国首个页岩气开发示范区，2015年年底已完成一期50亿m3产能建设，“十三五”末拟建成100亿m3气田，但随着勘探开发的不断深入，如5号、26号平台等多口井发生环空带压现象，威远页岩气示范区N209、N210、N203等多口井也发生了不同程度的环空带压现象，对长期的安全生产产生了一定的影响［1］。本文立足于对页岩气田环空带压实际情况的具体分析，通过同位分析方法确定气体来源，利用物理模拟试验方法开展页岩气井环空带压机理研究，明确了不同水泥浆体系下压裂过程中水泥环密封失效规律，形成了改善水泥环密封性能、缓解分段压裂井环空带压现象的关键技术，并且在5口井进行了现场实践应用，固井质量优质率达到100%，且截至当前未发生环空带压现象，对后期页岩气井固井工程实践的开展提供了重要的借鉴。

1 页岩气井环空带压特征分析

Analysis on the SCP characteristics of shale gas wells

南方页岩气目前勘探开发有利区块主要位于重庆、四川境内，目的层为龙马溪页岩地层，储层深度为2 800～4 000 m，开发井采用三开井身结构，并利用分段压裂技术实现对页岩储层实施改造。以四川盆地东南边缘某示范区已投产井开展分析。为进一步明确该区块环空带压情况，对于环空带压井特征进行了具体分析：（1）带压井中，技术套管与油层套管环空（B环空）压力大于30 MPa仅占带压井总比例 0.88%，20～30 MPa占比 15.93%，10～20 MPa占比23.89%，小于10 MPa的井占比59.29%，但是部分井出现方井冒气，对安全生产带来了隐患；（2）从环空带压时间来看，分段压裂前后环空带压现象出现显著提升：B环空压裂前带压井比例占当前带压井总数19.04%，压裂后为63.70%，增加了44.64%，同时随着生产时间的增加，带压井比例逐年增加，投产后1月内带压井占19.14%，2个月后带压井占5.07%，3个月后带压井占7.23%，3年后带压井占4.87%。结果表明压裂对页岩气井水泥环密封能力影响较大。

2 页岩气水平井环空带压原因分析

Analysis on the reasons for the SCP of shale gas wells

水泥环环空密封影响因素较多，主要包括：（1）地质、油藏因素：如漏失导致界面胶结不良，以及水泥石高温强度衰退；（2）钻井因素：如井眼几何条件和钻井液性能差，顶替效率低、胶结质量差等；（3）固井因素：如水泥浆性能差、水泥石力学性能不满足长期密封性要求；（4）开发因素：如压裂、修井、调产等因素导致井筒内温度压力变化，影响水泥环密封能力［2-3］。利用同位素测量和物理模型研究方法，结合焦石坝实际现场参数，对于气体来源和环空带压具体原因进行机理性分析。

2.1 气体来源分析

Analysis on gas sources

四川盆地东南边缘某示范区页岩气井存在油气显示的层位为长兴组、茅口组、栖霞组、龙马溪组，技术套管封固层位为龙马溪浊积砂以浅井段，油层套管封固龙马溪地层。为对环空中气体来源进行准确判断，分别对井口生产气样、C环空（表层套管与技术套管环空）、B环空（技术套管与油层套管环空）气样利用δ13CPDB测定和评价方法针对3口环空带压井开展CH4同位素分析。

CH4同位素分析见表1所示，生产气（即由分离器进入管网的气体）δ13CPDB测定值为–31.52，与F7-1HF、F7-2HF、F20-2HF井B环空气样相似，但是与F7-1HF井C环空气样测试值–52.08存在明显的差异。由于甲烷气的形成条件和时间的差异性，依据测试结果表明：C环空气体来源于浅层气，B环空气体主要来自于龙马溪地层，因此可以初步判断，C环空水泥环密封失效导致了C环空带压。

表1 环空气体同位素分析Table 1 Isotope analysis on annulus gas

2.2 产层套管环空带压原因分析

Analysis on the reasons for the SCP of production casing

目前开展环空带压水泥环完整性分析，以数值计算和数值模拟分析为主，大多采用弹性力学理论和厚壁圆筒理论开始分析和计算，但是数值模拟分析对边界条件的假设、水泥石自身力学行为的表征相对简单，未能真实揭示水泥环密封失效的机理［2-3］。为进一步明确B环空空带压原因，采用全尺寸水泥环密封能力评价装置开展物理模拟试验。该装置基本原理为：利用套管、水泥环和外筒模拟套管-水泥环-地层组合体，然后通过压力系统向套管内加载和卸载模拟地层压裂过程中套管、水泥环的受力变化。在该过程中还可以开展环空气窜时气泡检测和气体流量测试，对于页岩气井环空带压情况进行工程复原。

在套管选用上，选择与示范区页岩气井完井同品质套管，外径为139.7 mm、钢级为P110，水泥环壁厚为26.7 mm。与此同时，壁厚为22.5 mm、外径为244.5 mm的金属合金筒模拟弹性模量为25.0 GPa，泊松比为0.18的页岩地层。模型整体长度为1 000 mm，实物装置见图1所示。

图1 水泥环密封能力大型物理模拟装置Fig. 1 Photo of large physical simulation device for sealing capacity of cement sheath

针对当前在该地区广泛采用的常规水泥浆、胶乳水泥浆体系、增韧性水泥浆，开展分段压裂模拟过程水泥环密封能力评价。水泥石在80 ℃环境下养护7 d，测定常规水泥石单轴抗压强度为35.5 MPa，直抗强度3.5 MPa，弹性模量为14.3 GPa；胶乳水泥浆抗压强度24.5 MPa，直抗强度3.2 MPa，弹性模量为8.2 GPa；增韧性水泥浆压强度35.7 MPa，直抗强度4.3 MPa，弹性模量为9.4 GPa。

对套管内施加70 MPa内压模拟压裂施工，并且进行多次加、卸载模拟分段压裂过程，加卸载作用下的压力曲线和气窜曲线见图2～图4。实验结果表明：通过取样3次测试常规水泥石，分别在第1次测试的第1次加卸载和第2次测试的第2个加卸载周期卸压后即发生气窜（见图2），第3次测试的气窜亦发生在第2个加卸载周期卸压后；胶乳水泥浆在第1次测试的第15和第2次测试的第14个周期即出现劣化现象（见图3），第3次测试亦发生在第14个加卸载周期卸压后，出现大于0.01 mm的间隙［4］，开始发生气窜；韧性水泥浆在第11个周期后卸载，即发生气窜现象（见图4）。

图2 常规水泥浆加卸载过程气窜分析Fig. 2 Analysis on the gas channeling in the loading and unloading process of conventional cement slurry

图3 胶乳水泥浆加卸载分析Fig. 3 Analysis on the loading and unloading of latex cement slurry

同时利用声发射技术监测水泥环密封失效过程的声学特征：常规水泥石初始加载、第4～7次循环加卸载、第20次循环加卸载接收到大量信号，信号类型显示岩石偏于脆性变形破坏，可见在这几次加卸载过程中水泥石损伤较大；胶乳水泥浆体系在初始和前3次加卸载声发射信号较弱，从第4次加卸载开始直至结束，声发射信号均保持稳定，显示岩石偏于塑性变形破坏。

通过力学监测加载过程中的水泥环应力状态发现：常规水泥石由于具有较高模量，在外载荷情况下，由于套管膨胀导致水泥环承受较高的周向拉伸应力，拉伸应力达到4.2 MPa（图5），形成了拉伸裂纹（图6），导致水泥环密封失效；胶乳水泥浆形成的水泥环，周期加卸载荷条件下，水泥石未发生机械破坏，塑性破坏是水泥环密封失效的关键因素（图7），对水泥石开展周期载荷加载，测试水泥石塑性变形累计效应如图8所示，由于塑性变形的累积，导致水泥环第一界面、第二界面胶结劣化，并形成环隙，导致环空带压。

图4 韧性水泥浆加卸载分析Fig. 4 Analysis on the loading and unloading of tough cement slurry

图5 常规水泥石加载过程二界面应力Fig. 5 Interfacial stress in the loading process of conventional cement set

3 对策与实施

Countermeasures and implementation

3.1 生产套管环空带压的预防

Prevention of production casing SCP

通过对分段压裂井水泥环密封失效的试验研究发现：水泥石的硬脆性和塑性变形累积导致了水泥环密封失效。因此改善水泥石硬脆性、增加水泥石变形能力能有效缓解环空带压现象。而改善水泥石硬脆性、增加水泥石变形能力主要通过结晶性相塑化、凝胶相塑化以及水泥石基体填充。与此同时为了有效降低水泥石塑性变形，需要有效降低水泥石孔隙度，降低水泥石微观和宏观缺陷［5-10］。

设计了一种低弹性模量、低孔隙度的水泥浆体系，其基本配方为：JHG+（2～8）%有机弹性材料+（8～15）% 无基纳米乳液 +（2～3）% 降滤失剂 +（2～3）%膨胀剂 +（0.1～0.5）% 缓凝剂 +（1～2）% 无基增韧剂+44%水，形成的水泥浆密度为1.88 g/cm3，7 d水泥石渗透率为0.02 mD，孔隙度25.5%～27.8%，相比常规水泥石的孔隙度，降低了27.1%，API失水小于36 mL，自由液为0，48 h抗压强度大于12 MPa，初始稠度小于22 Bc。水泥石力学性能见图9。弹性材料加量在2%～8%，水泥石弹性模量4.2～7.5 GPa，在弹性材料加量超过6%时，水泥石弹性变形区间达到单轴抗压强度的75%，基本良好的弹性变形能力，其循环载荷塑性累积变形量较常规水泥石减少28.5%，在70 MPa分段压裂条件下，水泥环加载周期达到35次，满足焦石坝目前所有井分段压裂要求。

图6 常规水泥石加载过程破坏形态Fig. 6 Damage form in the loading process of conventional cement set

图7 胶乳水泥石加载过程界面应力Fig. 7 Interfacial stress in the loading process of latex cement set

图8 循环载荷条件下水泥石塑性变形Fig. 8 Plastic deformation of cement set under cyclic loading

3.2 现场实施

Field implementation

四川盆地东南边缘页岩气示范区采用的浆柱结构为两级浆柱结构，其中领浆采用常规水泥浆，尾浆采用胶乳水泥浆。由于分段压裂的影响，常规水泥石容易出现脆性破坏，胶乳水泥石由于脆性改造不彻底，水泥石仍然具有较高的弹性模量，在压裂过程导致了水泥环密封失效。因此为了有效提高水泥环在分段压裂后的密封能力，在浆柱结构设计时，需要采用全井筒气密封性能优良的水泥浆体系。

图9 不同弹性材料加量水泥石应力应变Fig. 9 Stress and strain of cement set with different dosages of elastic materials

采用新研制的低孔隙度、低弹性模量的弹性水泥浆体系在5口井中开展应用，固井质量均达到优质，测试、生产至今未发生环空带压现象，应用效果见表2。该结果表明，采用全井筒高性能水泥浆体系及合理的浆柱结构，能够有效提高水泥环的长期密封能力，缓解环空带压现象，保证分段压裂后页岩气井的安全生产。

表2 现场实施与应用Table 2 Field implementation and application

4 结论

Conclusions

（1）同位分析法表明结果，技术套管与油层套管环空气体来源均为龙马溪页岩气，其带压的主要原因为分段压裂对水泥环密封能力的影响。

（2）通过大量物理模拟试验和室内评价表明，采用的常规水泥石在分段压裂过程中，本体破坏导致水泥环密封能力降低。

（3）导致胶乳水泥环密封失效的主要原因是水泥环塑性变形累积并最终形成环隙，导致环空带压。

（4）通过改善水泥石力学性能，有效降低水泥石弹性模量，降低水泥石弹性变形区间，减少塑性变形，能够有效提高水泥环密封能力。

（5）页岩气井浆柱结构，宜采用全井高效密封的浆柱结构，优化领浆性能，是有效控制环空带压的关键技术之一。

［1］齐奉忠，杨成颉，刘子帅. 提高复杂油气井固井质量技术研究——保证水泥环长期密封性的技术措施［J］.石油科技论坛，2013，32（1）：19-22.QI Fengzhong, YANG Chengjie, LIU Zishuai. Improve cementing quality of complicated oil and gas wells-ensure long-term sealing performance of cement sheath［J］. Oil Forum, 2013, 32（1）∶ 19-22.

［2］唐汝众，张士诚，俞然刚. 高内压下固井水泥环损坏机理研究［J］. 钻采工艺，2012，35（1）：14-16.TANG Ruzhong, ZHANG Shicheng, YU Rangang.Research on mechanism of cement sheath damage under high inner pressure［J］. Drilling & Production Technology, 2012, 35（1）∶ 14-16.

［3］初纬，沈吉云，杨云飞，李勇，高德利. 连续变化内压下套管-水泥环-围岩组合体微环隙计算［J］. 石油勘探与开发，2015，42（3）：379-385.CHU Wei, SHEN Jiyun, YANG Yunfei, LI Yong, GAO Deli . Calculation of micro-annulus size in casing-cement sheath-formation system under continuous internal casing pressure change［J］. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42（3）∶ 379-385.

［4］DRECQ P, PARCEVAUX P A. A single technique solves gas migration problems across a wide range of conditions［R］. SPE 17629, 1988.

［5］DE B G, SISO C, REINHEIMER D. Flexible cement improves wellbore integrity for steam assisted gravity drainage（SAGD）wells［R］. SPE 117859, 2008.

［6］谭春勤，刘伟，丁士东，陶谦. SFP 弹韧性水泥浆体系在页岩气井中的应用［J］. 石油钻探技术，2011，39（3）：53-56.TAN Chunqin, LIU Wei, DING Shidong, TAO Qian .Application of SFP elasto-toughness slurry in shale gas well［J］. Petroleum Drilling Techniques, 2011, 39（3）∶53-56.

［7］李炎军，张万栋，杨仲涵，张超，李文拓.东方13-1高温高压气田全寿命多级屏障井筒完整性设计［J］.石油钻采工艺，2016，38（6）：776-781.LI Yanjun, ZHANG Wandong, YANG Zhonghan, ZHANG Chao, LI Wentuo. Design of life-cycle multi-barrier wellbore integrity in Dongfang 13-1 HTHP Gas Field［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2016, 38 (6)∶776-781.

［8］李早元，郭小阳，罗发强，董兆雄，罗平亚. 油井水泥环降脆增韧作用机理研究［J］. 石油学报，2008，29（3）：438-441.LI Zaoyuan, GUO Xiaoyang, LUO Faqiang, DONG Zhaoxiong, LUO Pingya. Research on mechanism of increasing fl exibility and decreasing brittleness of cement sheath in oil well［J］. Acta Petrolei Sinica, 2008, 29（3）∶438-441.

［9］华苏东，姚晓. 油井水泥石脆性降低的途径及其作用机理［J］. 中国石油大学学报（自然科学版），2007，31（1）：108-112.HUA Sudong, YAO Xiao . Reduction in friability of well cement stone and its function mechanism［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science）, 2007, 31（1）∶ 108-112.

［10］刘仍光，周仕明，陶谦，阎培渝，丁士东. 掺橡胶乳液和弹性粒子柔性油井水泥石的微结构［J］. 硅酸盐学报，2015，43（10）：1475-1482.LIU Rengguang, ZHOU Shiming, TAO Qian, YAN Peiyu, DING Shidong. Micro-structure of flexible oilwell cement stone mixed with latex and elastic particle［J］. Journal of the Chinese Ceramic Society, 2015, 43（10）∶ 1475-1482.

（修改稿收到日期 2017-08-20）

〔编辑 薛改珍〕

Causal analysis and countermeasures on B sustained casing pressure of shale-gas horizontal wells in the Sichuan Basin

TAO Qian1,2, CHEN Xingxing3

1. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development,Beijing100101,China;
2. SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing100101,China;
3. SINOPEC Chongqing Fuling Shale Gas Exploration and Development Co.,Ltd.,Fuling400020,Sichuan,China

In the Sichuan Basin, the percentage of shale gas wells with sustained casing pressure (SCP) is higher, bringing about the challenges to the efficient development of gas reservoirs and the wellbore integrity of gas wells. In this paper, the actual SCP situations in domestic shale gas development blocks were analyzed specifically. The gas source was determined by using the isotope analysis method, and SCP mechanisms of shale gas wells were studied by means of physical simulation experiment. Accordingly, the failure laws of cement sheath in different cement slurry systems in the process fracturing were fi gured out, and the key technologies to improve the sealing capacity of cement sheath and relieve the SCP phenomenon in staged fracturing wells were developed. When the cement slurry column can structurally satisfy the sealing requirement completely, a cement slurry system of low porosity and Young’s modulus was developed by means of the interphase fi lling technique and the set cement porosity decreasing method. Its Young’s modulus is only 4.2 GPa, and its porosity is 27.1% (the porosity of conventional cement set 35%). And the elastic deformation capacity of cement set is enhanced dramatically. The new cement slurry system has been practically applied in 5 wells. And its high-quality cementing rate is 100%with no SCP. This research provides the good reference for SCP control.

sustained casing pressure; shale gas well; cementing; cement slurry; staged fracturing

∶

陶谦，陈星星.四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策［J］.石油钻采工艺，2017，39（5）：588-593.

TE256

A

1000 – 7393（ 2017 ）05 – 0588 – 06 DOI∶10.13639/j.odpt.2017.05.011

国家重大专项示范工程“彭水地区常压钻井及高效压裂工程工艺优化技术”（编号：2015ZX05069-002）；中石化科技攻关项目“改善天然气井水泥环长期密封性技术研究”（编号：P14112）。

陶谦（1982-），2010年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，获工学博士学位，现主要从事固井新技术的研究工作，高级工程师。电话：010-84988227。E-mail：taoqian.sripe@sinopec.com

: TAO Qian, CHEN Xingxing. Causal analysis and countermeasures on B sustained casing pressure of shale-gas horizontal wells in the Sichuan Basin［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(5)∶ 588-593.