地下储气库注采井不同井段水泥环密封性能实验

2020-06-09曾青松汪传磊李玉飞张丹丹

天然气工业 2020年5期

周浪曾青松汪传磊李玉飞张勇张丹丹

1.中国石油西南油气田公司工程技术研究院 2.中国石油西南油气田公司对外合作部3.中国石油西南油气田公司物资分公司

0 引言

当前，四川盆地相国寺地下储气库（以下简称相国寺储气库）注采井建井过程采用了高标准的弹性水泥浆体系，现场固井质量检测表明注采井油层套管固井水泥环质量合格率普遍在99%左右；但服役后注采井环空出现了较大比例的异常环空带压现象，其中B环空异常带压占比达到30.7%。现场分析结果表明，浅层气上窜是导致B环空异常带压的主要原因。

针对油层套管外固井水泥环力学性能及完整性分析，国内已经开展过大量的室内实验评价和理论模型计算，绝大部分研究都主要从储层段温度、压力、流体特征出发，评价固井水泥环满足封隔储层气上窜的能力[1-9]。针对全井筒水泥环的力学性能，国内有学者研究了不同温度下水泥石抗压强度、杨氏模量、泊松比受温度影响的非线性变化规律，发现不同温度下水泥石水化产物及水化程度不同，会导致水泥石力学性能突变[10]。笔者基于已有的研究成果，通过实验来测试水泥环在不同深度和各种工况下的密封能力，以期厘清B环空异常带压的原因并控制B环空带压的加剧、避免或减少新建注采井B环空带压现象。

1 实验设计

1.1 实验方法及过程

选用参数指标与现场一致的弹性水泥浆体系，其储层温度下，力学性能为24.6 MPa，弹性模量3.05 GPa；按照预定的实验参数和套次制作水泥环样品。为了模拟井筒底部、中部及井口的实验条件，水泥浆养护对应温度为60 ℃、40 ℃及25 ℃，养护压力统一为20.7 MPa，养护时间均为72 h。实验采用水泥环密封完整性测试装置如图1所示。

由于该设备工作筒小于实际井筒尺寸，为了模拟井下实际环境，采用水泥环应力等效方法，通过模型计算井筒水泥环在不同作业工况下的承载情况，根据第四强度理论，计算现场水泥环的等效应力。在设备上给试验水泥环加温、加内外压力，使水泥环的等效应力与现场水泥环应力相等，实现等效模拟现场井筒工况环境下水泥环所受的力学载荷。

实验过程中通过给水泥环端面加气压，测试是否发生气窜评估水泥环密封性能，端面所加气压设置为1 MPa。

1.2 实验参数设定

参考相国寺储气库的现场工况，将实验工况分为试压工况和注采工况。为了体现全井筒工况条件的差异，参照地温梯度获取不同井段深度的温度作为水泥石的养护温度；试压工况下，油套管内压为油套压+液柱压力，注采工况下油套管内压参考现场油套管压力最高取30 MPa。

采用油层套管+水泥环+地层（或技术套管）的力学弹塑性模型[11-14]计算井下水泥环在不同工况条件下所受实际围压，计算取值如下：油层套管外径为177.8 mm，套管壁厚为11.51 mm，套管杨氏模量为210 GPa，泊松比为0.3，钢级为TP95S；水泥石杨氏模量为3.05 GPa，水泥石泊松比为0.22；技术套管外径为244.5 mm，壁厚为11.99 mm，杨氏模量为210 GPa，泊松比为0.3，钢级为TP95S；岩石的杨氏模量为25 GPa，岩石的泊松比0.2。

室内模拟装置尺寸为：套管内径50 mm，壁厚3 mm，水泥环壁厚为20 mm，基于物理近似的方法最终确定实验条件下的内压与围压值如表1所示。

图1 完整性实验设备及原理图

表1 水泥环密封能力测试实验条件参数表

2 实验结果与讨论

2.1 井底水泥环密封性能测试

假设按照套管抗内压强度系数的0.8倍（51.6 MPa）进行清水试压，考虑井的垂深2 000 m，井底储层段附近水泥环受到内压71.6 MPa，分析该工况下对水泥环完整性的影响。基于等效原理实验内压为60.6 MPa，围压为9.1 MPa。实验升压至60.6 MPa后，稳压30 min后卸压。流量计监测数据表明未监测到气体窜出，说明在工况下，水泥环密封较好，满足该试压工况。

采用试压71.6 MPa工况进行测试后，直接在此基础上反复加载与卸载。实验循环内压载荷介于1.0～13.6 MPa，在经过30个循环周期后未监测到气体泄漏，如图2-a所示，表明在该注采工况下水泥环密封性良好，其后采用实验循环内压载荷介于1.0～22.1 MPa经30个循环周期过程中监测到不连续的气体窜漏，如图2-b所示，表明在该注采工况下水泥环密封已经存在削弱，但还没有完全窜通。

2.2 中部井段水泥环密封性能测试

图2 不同循环内压载荷下井底水泥环密封性测试结果图

为了分析井筒试压对井筒中部水泥环密封性的影响，选取井筒中部1 000 m井深处工况环境，现场试压工况下内压为45 MPa，等效实验内压为35.1 MPa，围压4.1 MPa。当内压加载至35.1 MPa，稳压30 min后卸载，流量计未监测到窜出的气体；然后按照1.0～22.1 MPa实验循环内压加载，在循环至第2个周期时即开始监测到大量气体从环空窜出（图3）。

图3 中部井段水泥环密封性测试结果图

2.3 井口附近水泥环密封性能测试

井口附近水泥环（长度100 m）在清水试压过程中受到内压30 MPa左右，围压7.1 MPa，分析该工况下对水泥环完整性的影响。基于等效原理实验内压在22.1 MPa，围压为2.5 MPa条件下进行模拟，稳压30 min后泄压，流量计监测到环空气体窜出，如图4-a所示，说明在该试压工况下，水泥环密封性失效。降低清水试压值至20 MPa，围压为4.8 MPa，基于等效原理实验在内压为13.6 MPa，围压为2.0 MPa条件下进行模拟，稳压30 min后泄压，流量计未有检测到环空发生泄漏。

图4 井口附近水泥环密封性测试结果图

采用循环内压载荷10 MPa、20 MPa、30 MPa对井口附近的水泥环进行密封性测试，对应实验循环内压载荷最大值分别为8.1 MPa、13.6 MPa、22.1 MPa。测试表明，在实验过程中，循环内压载荷8.1 MPa，实验围压1 MPa时，水泥环没有发生泄漏；在循环内压载荷13.6 MPa，实验围压2 MPa时，在第23个循环周期开始监测到气体窜漏，如图4-b所示。在循环内压载荷22.1 MPa时，在第22个循环周期时也监测到大量气体窜漏。

2.4 结果分析

同一水泥浆体系在不同深度井段体现出不同的密封能力，主要是由于3个方面的原因导致。

2.4.1 温度的影响

艾正青通过室内实验研究表明，不同的养护温度会导致水泥石水化产物及水化程度的不同，相同养护天数下，水泥石在60 ℃及80 ℃条件下，机械性能存在突变区间，在60 ℃以前，水泥石抗压强度和弹性模量随着养护温度增加而显著增加，60～80℃存在机械性能突变区，超过80 ℃，机械性能没有显著地变化[10]。

相国寺储气库注采井地层温度在60 ℃左右，地面温度最高不超过20 ℃。固井候凝时间一般在72 h，温度的差异会导致沿井筒不同深度水泥浆凝固后机械性能从井口到井底逐渐降低，这导致水泥环密封性能沿井筒从上至下逐渐降低。

2.4.2 围压的影响

研究结果表明，围压对水泥石力学性能的影响非常显著，在其作用下，水泥石会出现显著地塑性强化，水泥石的轴向强度随着围压增加成倍增加[15]。

在井底储层段，相国寺储气库注采井注气前地层压力介于2～3 MPa，考虑试压工况71.6 MPa时地层岩石束缚给水泥环的理论围压在16 MPa；在注采阶段，地层压力在13～28 MPa波动，而地层岩石束缚给水泥环的理论围压在7 MPa左右，远低于地层压力。因此，本实验在储层段附近水泥环密封测试选取了较为极端的测试工况条件，但水泥环密封性能依然可以满足生产需要，也证实了现有弹性水泥浆体系的可靠性。

在井筒中部和上部区域，水泥环处于油层套管和技术套管之间，由于套管本体的强度和刚性，地层带来的围压对水泥环影响极小，水泥环实际受到的围压取决于油层套管内受到的内压传递给技术套管后对水泥环的反作用力。理论计算表明，水泥环受到的实际围压远低于井底，在井口附近，现场实际试压30 MPa工况下，围压最高为7.1 MPa。实际测试也表明，中上部井段水泥环密封能力显著低于井底储层段附近水泥环。

2.4.3 交变载荷的影响

对该水泥浆体系在交变载荷下水泥石三轴力学性能进行了测试，如图5所示，测试条件为养护温度60 ℃，养护温度20.7 MPa，循环载荷15 MPa，且水泥石处于弹性应变的范围内进行测试。

图5 循环载荷下水泥石应力应变曲线图

由图5可知，水泥石每次加载卸载后，均存在残余应变，且随着循环加载次数的增加这种残余应变会不断累积，但残余应变的增加幅度随着加载次数增加在不断减小。造成这种现象的原因有两个：水泥石在受到载荷会首先处于压实阶段，然后才会进入弹性变形阶段[15]；在水泥环压实和循环载荷的影响下，水泥环内部会出现越来越多的微裂纹当微裂纹逐渐窜通，会降低水泥石整体力学性能，导致水泥石存在不断累积的损伤和残余应变。

实验采用的弹性水泥浆体系可以满足储气库注采井对储层段附近封堵需求，即使在允许最大的试压工况和注采交变载荷下，依然可以保证对储层段的有效屏障；井筒中部水泥环在当前现场井口试压35 MPa（水泥环内压45 MPa）工况下，能保持水泥环密封性，但在承受最高30 MPa交变载荷时，发生了密封失效；井口附近水泥环需要将试压压力降低至20 MPa时，才能够保持水泥环密封性。在承受交变载荷时，内压超过20 MPa后水泥环密封性失效。