韧性材料对页岩气压裂井水泥环界面完整性影响

郭雪利，沈吉云，武刚，靳建洲，纪宏飞，徐明，刘慧婷，黄昭

韧性材料对页岩气压裂井水泥环界面完整性影响

郭雪利1，沈吉云1，武刚2，靳建洲1，纪宏飞1，徐明1，刘慧婷1，黄昭1

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油大港油田分公司，天津 300457）

提高页岩气井多级压裂过程中水泥环界面完整性。针对4种在页岩气井中使用的水泥浆体系，基于水泥环完整性评价装置，开展在循环压力条件下水泥环界面完整性实验。采用高精度流量计、扫描电镜和核磁共振等监测手段，定量检测环空气窜速率，探索水泥环在加载前后的微观结构变化。根据实验装置基础参数，采用有限元方法模拟循环加载过程水泥环界面的损伤演化情况。常规水泥浆、18%（均为质量分数）胶乳剂水泥浆、36%胶乳剂水泥浆、18%胶乳剂加1%增韧剂水泥浆，其环空气窜速率分别为722、300～677、20～45、10～25 mL/min。经循环载荷作用后，常规水泥浆在水泥环本体出现明显径向裂缝和界面微环隙，且水泥浆水化产物较疏松；36%胶乳剂水泥浆仅在水泥环界面产生较小的微环隙，水化产物在界面处较致密，水泥石孔径较小。在循环载荷作用下，水泥环界面孔隙显著增加，界面处产生塑性应变并不断增加。胶乳剂和韧性剂材料可有效填充水泥颗粒之间的间隙，降低水泥石孔径尺寸。胶乳剂通过改善水泥环的微观形态结构，避免在本体产生裂缝，提高了界面密封性能。增韧剂对水泥颗粒产生较强的粘结作用，与胶乳剂的配合使用进一步增强了水泥环界面的密封效果，两者共同作用可显著提升水泥环空密封能力。在循环载荷作用下，水泥环界面易形成微环隙，为环空气体提供了窜流通道，造成环空带压。现场采用添加18%胶乳剂加1%增韧剂的韧性水泥浆体系开展固井施工，水泥石力学性能能够满足水泥石强度大于30 MPa和弹性模量小于7 GPa的性能要求。同时，使用韧性水泥浆的井段固井质量也较好，后续压裂施工过程也未见环空带压问题。通过合理优选韧性水泥浆添加剂含量，能够为环空提供良好的密封效果，提升水泥环的密封完整性。

页岩气压裂；水泥环界面；韧性水泥浆；密封完整性；微环隙；有限元

在页岩气井开采过程中，一般采用高泵压、大排量施工工艺进行多级分段压裂[1]，大排量压裂液会大幅降低井筒温度[2]，高泵压会急剧增加井底压力[3]。固井一般使用具有良好隔绝和密封性能的水泥基材料[4]来封固环空。在压裂施工过程中，井下产生的温度和压力的剧烈变化会大大增加环空水泥环密封失效风险，甚至产生环空带压问题，降低了页岩气资源的开采效率。

水泥环密封完整性是保障井筒完整性的关键，为了防止页岩气井在压裂过程中出现环空带压问题，在常规水泥浆中添加韧性材料，能够改善水泥石性能，增加水泥石的抗冲击韧性[5]，降低水泥石的弹性模量，形成具有良好密封特性的水泥浆体系，从而提升在多级压裂过程中水泥环密封完整性。刘仍光等[6]、郭锦棠等[7]、何英等[8]、樊金杰等[9]通过在水泥浆中掺入胶乳类韧性材料，使水化产物表面出现绒状物质结构，胶乳颗粒与水泥微缝隙交结面之间产生桥接膜，形成立体网状结构，使在较大的空隙中也存在聚集的胶乳粒子，从而抑制了水泥石缝隙的发育，降低了水泥石的脆性、提高了韧性。同时，也降低了水泥石的孔隙率，使孔径细化；齐奔等[10]研究认为，胶乳类韧性材料的加入不但可以减少水泥浆失水量，还可以增加水泥浆防窜性能，同时与其他水泥浆外加剂相容性好；刘军康等[11]针对平桥南页岩气区块前期高压页岩气井生产套管环空带压现象，采用纳米乳液填充技术，降低水泥石孔隙度，弹性模量降低了10%以上；邹双等[12]基于多尺度纤维增韧剂研发了韧性水泥浆体系，水泥石的劈裂抗拉强度、抗压强度及抗冲击功显著提高，杨氏模量显著下降，且水泥浆性能良好；李斐[13]通过亲水改性的聚氟胶粉来改善水泥石的弹性，用有机、无机纤维的协同作用来增加水泥石的韧性，用纳米二氧化硅来改善水泥石的微观结构而增加抗压强度，研发了抗高温弹韧剂并形成一套抗高温弹韧性水泥浆体系，水泥石弹性模量降低幅度达37.13%，同时保持了水泥石具有较高强度；高元等[14]通过优选抗高温弹韧性材料，研制出大温差弹韧性水泥浆体系，水泥石抗压强度达17.7 MPa，且水泥石弹性模量均小于7 GPa，抗折强度大于3.5 MPa，满足90 MPa压力30次加卸载的密封要求；许明标等[15]通过优选增韧材料添加量（2%～5%，均为质量分数），与胶乳复配，构建了一套高强韧性水泥浆体系，能够满足不同井底温度的固井作业，水泥石韧性较好，能够保障井筒完整性；陈晓华等[16]针对裂缝发育地层，优选出适合固井用的水性环氧树脂乳液和纳米液硅，提出了环氧树脂-纳米液硅协同增强水泥石性能的新方法，研发了环氧树脂-纳米液硅低密度、高强度韧性水泥浆。水泥石具有较高抗压强度，弹性模量小于7.0 GPa，水泥石具有较好的弹塑力学性能；谭春勤等[17]开发了一种经过表面改性的弹塑性材料和一种聚丙烯纤维复合而成的增韧性材料，优选出了SFP弹韧性水泥浆体系配方，该配方具有较好的抗冲击性和较高的柔韧性。

国内外学者针对不同地层特性，优选韧性添加剂材料，形成了满足现场需求的水泥浆体系。但是，针对页岩气多级压裂工况的宏观和微观层面的评价研究较少。针对1种常规水泥浆和3种韧性水泥浆体系，根据页岩气压裂过程中井筒温度和压力状态，基于水泥环完整性评价装置，开展了在循环载荷条件下的水泥环密封完整性实验。实验采用高精度气体流量计检

测环空气体流动速度，采用扫描电镜和低场核磁仪检测水泥环加载前后的微观结构变化。并基于实验装置基本参数建立有限元模型，开展了多次循环条件下水泥环的微环隙模拟分析，探索了在循环载荷过程中水泥环的密封失效机理，为不同水泥浆体系的密封能力评价提供技术手段。

1 水泥环界面完整性实验

1.1 水泥环完整性评价装置

水泥环密封性能与水泥石力学性能密切相关，为了探索水泥环界面的失效方式，需要建立水泥环界面完整性模拟装置[18-20]，对水泥浆的密封能力进行评价，提出提高水泥环界面密封完整性的方法。水泥环密封完整性评价装置主要由3部分组成，分别是实验井筒模拟系统、控制系统和数据采集系统（图1a）。其中，井筒模拟系统由地层模拟管、套管等组成，高度为1 000 mm，模拟井眼直径为163.7 mm，针对硬地层特点，通过量纲分析可以确定模拟地层外径为263.7 mm；套管选取现场应用较常见的尺寸（外径139.7 mm、壁厚9.17 mm）；根据昭通页岩气井地层温度，设置实验温度为0～48 ℃；套管内压力为0～ 50 MPa。利用增压泵将N2增压至最高10 MPa，通过高压管线注入环空。地层模拟管侧壁开设测量孔，若环空N2经过测量孔，可被高精度传感器检测，达到定量分析环空界面气体流速的目的，以此评价不同水泥浆环空界面的密封能力（图1b）。通过界面微观检测手段，可对不同水泥浆体系的水泥环界面在循环加载作用下的结构变化进行评价分析。

1.2 水泥环孔径尺寸测量

通过低场核磁仪对试样施加射频场，使试样中的氢原子处于激发态，当撤掉射频场后，氢原子在试样孔隙中与孔壁发生碰撞，直至恢复至稳定状态。恢复至稳定态的时间称为弛豫时间，弛豫时间与试样孔径大小成正比。在试样饱和含氢元素的液体后，低场核磁共振的信号主要来源是液体中的氢，饱和液体量和核磁信号的强度成正比，即核磁信号强度和试样孔隙度大小成正比。通过测量弛豫时间谱图信号的强度，可反演试样的孔隙度。待测样品的孔径分布情况可由饱和液体后的样品所产生的核磁信号强度与相同体积液体产生的信号强度的比值进行计算，计算公式见式（1）。

图1 水泥环完整性评价装置

式中：(0)为样品产生的总信号强度；100%(0)为相同体积纯水产生的信号强度；0i为饱和水后样品中第类尺寸的孔隙产生的信号强度；为样品总孔隙度；φ为样品第类尺寸孔隙的孔隙度。

在实验过程中，先根据待测样品形状，制取一定尺寸的水泥样品，再在水中完全饱和，然后通过检测核磁信号强度，利用式（1）即可得到水泥样品的孔隙度。根据弛豫时间谱图信号峰值分布，可以反演试样的孔径分布。

1.3 水泥浆配方设计

为了评价不同韧性水泥浆体系在循环加载过程中的密封完整性，选用4种水泥浆配方，即1种常规水泥浆和3种韧性水泥浆配方（表1）。3种韧性水泥浆体系以G级纯水泥（G）为基准，选用的添加剂主要包括胶乳剂（D）、胶乳调节剂（C）和增韧剂（F），其他与之配合使用的材料包括分散剂（A）、缓凝剂（B）、抑泡剂（E）和水（W）。重点对胶乳剂和增韧剂等2种添加剂的添加量进行对比分析。

表1 水泥环完整性测试方案

胶乳剂采用丁苯胶乳，为液体形态。胶乳剂在应用中需要加入表面活性剂和分散剂，防止水泥浆絮凝和闪凝，同时需加入消泡剂和抑泡剂，消除体系中的泡沫。胶乳剂适用于低密度、常规密度和高密度水泥浆体系，且具有良好的低失水、防窜、增强、增韧等功能。

胶乳调节剂是一种通过不同低分子有机表面活性剂复合而成的材料，其通过润湿或反相润湿等作用，能大大降低表面张力，改变胶乳与水泥颗粒的界面性质，避免胶乳在强电介质溶液或水泥浆中破乳和聚集。胶乳调节剂与胶乳剂共同作用时，可改善胶乳水泥浆体系的流变性、防窜性和降失水性。

增韧剂是一种颗粒型有机橡胶类材料，为固体粉末状态。增韧剂与降失水剂、缓凝剂、分散剂等外加剂联合使用，可使水泥浆性能满足固井施工要求的各项指标。增韧剂在水泥的水化过程中呈惰性，对外加剂影响较小。

分散剂是一种聚羧酸类的有机高分子聚合物，为固态粉末形态，能显著提高水泥浆的流动度，有效改善水泥浆的流变性能。缓凝剂是一种有机磷酸盐类材料，为液体形态，其通过吸附和螯合作用于水泥颗粒和水化硅酸钙凝胶表面，形成一层致密的水化膜而起到缓凝的作用。缓凝剂在适用温度范围内能有效地延长水泥浆的稠化时间，使其满足固井施工对水泥浆稠化时间的要求，保障施工安全，同时具有一定的分散减阻效果，对水泥石强度发展无不良影响，且与多种水泥浆外加剂有良好的配伍性能。缓凝剂适用于API各级油井水泥及不同固井水泥浆体系。抑泡剂是一种由不同分子量的有机物复合而成的液体材料，可有效抑制含有高分子聚合物、表面活性剂等水泥浆体系中的泡沫产生，尤其对胶乳水泥浆体系有良好的消泡效果，可与多种外加剂复配使用，使水泥浆性能满足固井施工要求的各种技术指标。

1.4 实验方法

利用水泥环完整性评价装置开展循环套管内压加载实验。设定养护温度和时间，对每种水泥浆配方进行养护，养护结束后，通过高压泵向套管内施加一定压力，设定循环加载次数，模拟页岩气压裂过程。单次套管内压加载包括增压、稳压、降压和稳压等4个过程，单次循环约为50 min。在循环加载过程中，采用环空密封检测模块实时测量环空水泥环气窜情况及气窜速率，以此评价不同添加剂对水泥浆体系密封性能的影响。在循环加载结束后，利用扫描电镜和核磁共振测量装置检测加载后的水泥环界面微观结构变化，以此分析不同水泥环界面变化的情况。在此基础之上，对不同水泥浆体系环空密封能力进行评价，厘清水泥环界面演化情况，揭示交变载荷作用下水泥环界面的损伤机理。

2 结果分析

2.1 常规水泥浆与韧性水泥浆气窜曲线

为了研究胶乳剂含量对水泥浆环空密封性能的影响，分别对常规水泥浆（配方1#）和添加36%胶乳剂的韧性水泥浆（配方2#），在48 ℃和常压条件下养护3 d，随后设置套管内压力5～50 MPa，开展循环载荷作用下水泥环界面密封实验。配方1#总计进行18次循环加载，环空注气压力为3 MPa；配方2#总计进行31次循环加载，前17次环空注气压力为3 MPa，第18次至第22次环空注气压力分别为4.5、6、7.5、9、9.5 MPa，随后保持环空压力为9.5 MPa至结束。实验中气窜速率变化曲线见图2。

由图2a可知，配方1#在第1次加载过程中就出现了气窜，气窜速率为96 mL/min。随着加载次数增加，气窜速率也随之增加，当加载至第6次之后，气窜速率处于较稳定状态，平均气窜速率达到722 mL/min，在第17次试验结束后累计气窜体积高达8 682 mL；由图2b可知，配方2#前17次试验环空压力为3 MPa，压力持续保持稳定，但水泥环一直保持完好，没有发生气窜。当增加环空压力至9.5 MPa时，在循环加载第6次时发生气窜，整体气窜速率保持在20～45 mL/min，累计气窜体积也较小，仅为29 mL。由此可见，胶乳剂材料能够有效降低界面密封失效风险，提升水泥环密封完整性。

2.2 常规与韧性水泥浆加载后结构变化

为了分析胶乳剂的加入对水泥环界面结构的影响，在循环加载实验后，利用扫描电镜分别测量配方1#和配方2#水泥环界面微观结构变化，利用影像设备测量水泥环加载后的宏观结构变化，结果见图3。

由图3可知，从微观结构对比上，配方1#在循环加载后，扫描电镜结果显示水泥环界面存在较大裂缝，裂缝宽度最大约17 μm，裂缝长度约32 μm；配方2#在循环加载后，水泥环扫描电镜结果图中未见有明显裂缝，水泥环结构比较致密。从宏观结构对比上，配方1#在循环加载后，水泥环本体出现明显径向裂缝和界面微环隙，径向裂缝贯穿整个环空，长达12 μm，而配方2#水泥环本体无裂缝，仅在界面处产生较小的微环隙，且微环隙尺寸很小，这与配方1#环空气窜速率远大于配方2#的结果一致。水泥环本体裂缝和界面微环隙为环空气体提供了流动通道，增加了环空气体流动速率，从而造成环空密封失效。对比2种配方水泥浆体系可知，胶乳剂的加入可以有效改善水泥环的微观形态结构，减少水泥环本体产生裂缝的风险，降低水泥环界面微环隙尺寸，提升水泥环界面密封完整性。

图2 不同水泥浆体系气窜曲线

图3 循环加载后水泥环本体及界面结构变化

2.3 韧性材料添加量影响分析

为了研究韧性材料添加量对水泥环密封完整性的影响，分别对配方3#、配方4#在48 ℃和常压条件下养护3 d，随后设置套管内压力为5～50 MPa，进行循环加载实验。配方3#和配方4#总计进行34次循环加载，前20次、中间10次、最后4次的环空注气压力分别为3、5、7 MPa。实验的气窜曲线见图4。由图4可知，配方3#在环空压差5 MPa时出现气窜，气窜速率215～594 mL/min，在7 MPa时气窜速率为300～677 mL/min；配方4#水泥浆在环空压差7 MPa时出现气窜，气窜速率10～25 mL/min，气窜速率与配方2#相比出现大幅降低。从增韧剂的材料性质上来看，增韧剂通过表面活性处理，其表面表现为亲水性，在水泥中均匀分散并填充水泥材料中的缝隙，对水泥颗粒产生较强的粘结作用，能够提升水泥基体的韧性，改善水泥环的脆裂性能，提高其变形能力，从而降低水泥环本体和界面产生裂缝的可能性。因此，增韧剂的加入能够有效降低环空气体流动速率，更好地提升水泥环界面密封能力。

2.4 水泥环本体结构分析

为了研究胶乳剂对水泥浆水化后本体孔径尺寸的影响，分别对配方1#和配方3#进行48 ℃、常压、3 d的养护，养护完成后通过核磁共振分别测量2种水泥浆本体的孔径尺寸分布。在循环加载结束之后，由于配方1#水泥环完全破碎，无法满足核磁共振测量尺寸要求，因此仅对配方3#加载后的水泥环本体孔径尺寸进行测量，测量结果见图5—6。其中，横坐标为孔径尺寸的对数。

由图5可知，配方1#加载前孔径尺寸分布主要在0.01～0.1 μm。其中，0.03 μm尺寸的孔径占比最高，约为1.9%。1～18 μm尺寸的孔径也占有一定比例，其中6.1 μm的孔径占比最高（约为0.27%）；由图6a可知，配方3#加载前孔径尺寸分布也在0.01～ 0.1 μm之间，但0.01 μm尺寸的孔径占比最高（约为1.3%）。0.1～1.5 μm尺寸的孔径也占有一定比例，其中0.37 μm尺寸的孔径占比最高（约为0.32%）。对比2种水泥浆孔径分布可知，配方1#的0.01～0.1 μm和1～18 μm尺寸的孔径分布占比都出现降低，特别是1～18 μm尺寸的孔径占比降低了一个数量级；由图6b可知，循环加载40次后，配方3#的水泥环本体中0.1～1 μm尺寸的孔径占比降低至1.1%，降低幅度约15%。同时，0.1～1.5 μm尺寸的孔径占比也显著降低，这主要是由于在多次循环加载过程中，水泥环本体被压实，导致大尺寸孔径闭合，从而使0.1～1 μm的孔径占比降低。环空气体能够窜流的孔径一般超过10 μm，这样就使得配方1#很容易在加载过程中出现气窜，而配方3#水泥浆在循环加载过程中本体不易出现气窜，但在多次循环加载后水泥环界面产生失效，进而出现微环隙，这就是配方3#产生气窜的原因。由此可见，胶乳剂的加入，通过填充水泥颗粒之间，显著降低了水泥石的孔径尺寸，增大了气体进入水泥石的阻力，进而降低了水泥石的渗透性，使水泥浆体系具有防窜性能，从而提升了界面粘结强度，以达到提升水泥环密封能力的作用。

图4 不同韧性剂添加量环空气窜速率曲线

图5 配方1#加载前水泥环孔径尺寸

2.5 水泥环界面结构分析

配方3#在循环加载实验结束后，将水泥环从模拟装置的环空中取出，利用室内线切割工具，将水泥环沿周向等分切割成高50 mm、长35 mm的样品，切割完毕后在水中完全浸泡直至达到饱和状态（图7）。

利用低场核磁仪测量配方3#的水泥环孔隙分布（图8）。使用有限元建模方法可以对交变载荷作用下水泥环密封失效情况进行模拟[19-23]，针对实验装置基本尺寸建立水泥环塑性损伤有限元数值模型，水泥环内外壁界面采用Cohesive单元，单元参数设置与文献[24]一致，即法向强度0.5 MPa、剪切强度2 MPa、胶结强度30 GPa、断裂能100 J/m2。套管和模拟地层弹性模量为210 GPa、泊松比0.3。水泥环设为弹塑性体，参数设置与文献[25]一致，弹性模量5 GPa、泊松比0.15、内摩擦角30°、粘结力5.77 MPa。套管内压以5～50 MPa循环10次，以此模拟多次加载后水泥环界面塑性损伤变化情况（图9）。

图6 配方3#循环加载前后水泥环孔径尺寸变化

图7 水泥环加载后样品制取

由图8可知，水泥环在循环载荷作用下，在界面处的孔隙度增加，说明水泥环界面产生塑性损伤变形。由图9可知，水泥环在第一界面处产生等效塑性应变，这与核磁测量结果一致。随着循环次数增加，等效塑性应变在第7次加载时开始出现，并在后续循环过程中不断增加。由此可见，在循环加载过程中，水泥环易产生塑性变形，特别是界面处塑性变形最大，随着循环次数增加，塑性变形程度越严重，这就为环空气体提供了窜流通道，增加了水泥环失效风险。这也是在页岩气多级压裂过程中易产生环空带压的重要原因。

图8 配方3#水泥浆循环加载后水泥环核磁测量孔隙分布

图9 循环加载后水泥环塑性应变变化（PEEQ为等效塑性应变）

3 现场应用

为了验证添加胶乳剂的韧性水泥浆体系在现场的应用效果，采用韧性水泥浆体系在X-1H页岩气井的二开固井中进行试验。X-1H井是浙江油田项目部在正东镇部署的一口评价井。该地区上部浅层气活跃，固井过程易出现气窜，后期压裂改造过程环空带压严重。为此，采用胶乳水泥浆体系，通过加入胶乳剂和增韧剂提高水泥浆的防窜性能。采用二开井身结构，一开采用315.0 mm钻头，钻至432 m后完钻，下入244.5 mm套管进行一开固井；二开采用215.9 mm钻头，钻至560 m进行造斜，钻至跟端1 600 m开始水平钻进，钻至趾端2 900 m完钻，下入139.7 mm套管进行二开固井。X-1H井的地层情况和井眼轨迹见图10。由图10可知，在井深1 307～1 546 m井段的气测值超过90%，在钻进过程中于1 307 m处发生漏失，在固井过程很容易产生气窜，若封固不好将会产生严重的环空带压问题。根据现场地层和井眼实际情况，通过分析，在350～500 m井段采用添加胶乳剂的韧性水泥浆体系，可以对上开技术套管鞋进行良好封固，同时能够对高压气层产生有效密封，避免了高压气层窜出地面。同时，能够承受多级压裂载荷，避免在压裂过程中出现密封失效，从而为页岩气井的正常生产提供密封保障。

图10 X-1H井地质分层和井眼情况

根据X-1H井的固井现场工况条件，通过理论分析可知，为了保证环空密封完整性，要求水泥浆养护7 d后的抗压强度应大于30 MPa，弹性模量应小于7.0 GPa，据此开展水泥石单轴力学实验，针对常规水泥浆、添加18%胶乳剂和添加36%胶乳剂的水泥浆，分别测量3种水泥浆养护7 d后的抗压强度和弹性模量，结果见图11。由图11可知，常规水泥石强度满足要求，但是弹性模量大于7 GPa，而添加36%胶乳剂的韧性水泥石抗压强度低于30 MPa，只有添加18%胶乳剂的韧性水泥石抗压强度和弹性模量满足现场要求。综合研究结果，优选添加18%胶乳剂及1%增韧剂的韧性水泥浆体系在X-1H页岩气井的二开固井中进行试验，以期在固井过程和后期压裂生产过程中保证环空的密封完整性。X-1H在固井过程中施工顺利，固井候凝结束后，对350～600 m井段的固井质量进行测量，结果见图12。由图12可知，在X-1H井350～500 m井段中，92%的井段测井曲线声幅幅值小于15，表明固井质量好，另有8%的井段测井曲线声幅值在15～30之间，表明固井质量中等；而在500～600 m井段中，42%的井段测井曲线声幅幅值大于30，表明固井质量差，只有16%的井段声幅值小于15，表明固井质量好，另有43%的井段声幅值在15～30之间，表明固井质量中等。同时，X-1H井在后续压裂过程中也未见环空带压问题。因此，添加胶乳剂的韧性水泥浆体系能够提供较好的环空密封质量，为高压气层提供良好的封固效果，同时能够避免压裂施工产生的环空带压风险。

图11 不同胶乳剂含量对水泥石力学参数影响

图12 X-1H井固井质量

4 结论

1）胶乳剂和韧性剂可有效填充水泥颗粒之间的间隙，降低水泥基体的孔径尺寸。韧性水泥浆在承受循环载荷时，胶乳剂通过改善水泥环的微观形态结构，避免在本体产生裂缝，从而大幅降低环空气窜速率，提高了界面密封。增韧剂能够对水泥颗粒产生较强的粘结作用，与胶乳剂的配合使用进一步增强了水泥环界面的密封效果，两者共同作用可显著提升循环载荷作用下韧性水泥浆的环空密封能力。

2）在循环载荷作用下，水泥环界面处会产生塑性变形，界面处的孔隙度增加。随着循环次数增加，塑性应变不断增加，极易形成微环隙，为环空气体提

供了窜流通道，这是在多级压裂过程中出现环空带压的重要原因。

3）现场采用添加18%胶乳剂及1%增韧剂的韧性水泥浆体系开展固井施工，水泥石力学性能满足水泥石强度大于30 MPa和弹性模量小于7 GPa的性能要求，同时在使用韧性水泥浆的井段固井质量也较好，后续压裂施工过程也未见环空带压问题。通过合理优选韧性水泥浆添加剂含量，能够为环空提供良好的密封效果，提升水泥环密封完整性。

[1] 陈朝伟, 王鹏飞, 项德贵. 基于震源机制关系的长宁-威远区块套管变形分析[J]. 石油钻探技术, 2017, 45(4): 110-114.

CHEN Zhao-wei, WANG Peng-fei, XIANG De-gui. Ana­lysis of Casing Deformation in the Changning-Weiyuan Block Based on Focal Mechnism[J]. Petroleum Drilling Technoques, 2017, 45(4): 110-114.

[2] 董文涛, 申瑞臣, 梁奇敏, 等. 体积压裂套管温度应力计算分析[J]. 断块油气田, 2016, 23(5): 673-675.

DONG Wen-tao, SHEN Rui-chen, LIANG Qi-min, et al. Calculation and analysis of casing thermal stress duringstimulated reservoir volume fracturing[J]. Fault-Block Oil & Field, 2016, 23(5): 673-675.

[3] SUGDEN C, JOHNSON J, RING G. Special Considera­tions in the Design Optimization of High Rate, Multistage Fractured Shale Wells[C]//presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, San Diego, Califo­rnia, USA, March 2012: 1-20.

[4] 孙世安, 校云鹏, 费逸伟, 等. 聚合物水泥基复合材料的防腐性能研究[J]. 表面技术, 2012, 41(5): 60-63.

SUN Shian, XIAO Yun-peng, FEI Yi-wei, et al. Research on Anti-corrosion Properties of Polymer Cement based Com­posite Material[J]. Surface Technology, 2012, 41(5): 60-63.

[5] JESUS M J, GONZALO M M, ROMERO M E, et al. Comparing Mechanical Behavior of API H-class Cement Reinforced with Carbon, Mineral or Polypropylene Fiber Additions[J]. Arabian Journal for Science and Enginee­ring, 2019, 44(6):6119-6125.

[6] 刘仍光, 周仕明, 陶谦, 等. 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 Reng-guang, ZHOU Shi-ming, TAO Qian, et al. Microstructure of Flexible Oil-well Cement Mixed with Latex and Elastic Particle[J]. Journal of the Chinese Cera­mic Society, 2015, 43(10): 1475-1482.

[7] 郭锦棠, 张振光, 于永金, 等. 聚丁二烯基胶乳水泥增韧剂的制备及性能评价[J]. 天津大学学报: 自然科学与工程技术版, 2017, 50(3): 262-267.

GUO Jin-tang, ZHANG Zheng-guang, YU Yong-jin, et al. Preparation and Properties Evaluation of Polybutadiene- Based Latex Cement Toughener[J]. Journal of Tianjin University: Science and Technology, 2017, 50(3): 262-267.

[8] 何英, 徐依吉, 熊生春, 等. 丁苯胶乳的研制及其水泥浆性能评价[J]. 中国石油大学学报: 自然科学版, 2008(5): 121-125.

HE Ying, XU Yiji, XIONG Sheng-chun, et al. Preparation of Styrene-butadiene Latex and Evaluation of Cement Slurry Performance[J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2008(5): 121-125.

[9] 樊金杰, 郭锦棠, 胡苗苗, 等. 核壳型丁苯胶乳对水泥基复合材料力学性能的影响及其作用机制[J]. 复合材料学报, 2019, 36(2): 506-513.

FAN Jin-jie, GUO Jin-tang, HU Miao-miao, et al. Effect of Styrene-butadiene Latex with Core-shell Structure on the Mechanical Properties of Cement-based Composite Materials and Its Mechanism[J]. Acta Materiae Compo­itae Sinica, 2019, 36(2): 506-513.

[10] 齐奔, 付家文, 孙勤亮, 等. 一种抗盐抗高温非离子型防窜丁苯胶乳[J]. 钻井液与完井液, 2016, 33(2): 79-83.

QI Ben, FU Jia-wen, SUN Qin-liang, et al. High Tempe­rature Salt Resistant Nonionic Anti-channeling Styrene Butadiene Latex[J], Drilling Fluid & Completion Fluid, 2016, 33(2): 79-83.

[11] 刘军康, 陶谦, 沈炜, 等. 低残余应变弹韧性水泥浆体系在平桥南区块页岩气井中的应用[[J]. 油气藏评价与开发, 2020, 10(1): 90-95.

LIU Jun-kang, TAO Qian, SHEN Wei, et al. Application of Low Residual Strain Elastic Ductile Cement Slurry System for Shale Bas Wells in Southern Pingqiao Block[J]. Reservoir Evaluation and Development, 2020, 10(1): 90-95.

[12] 邹双, 冯明慧, 张天意, 等. 多尺度纤维韧性水泥浆体系研究与应用[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(6): 40-46.

ZOU Shuang, FENG Ming-hui, ZHANG Tianyi, et al. Research and Application of Tough Cement Slurry Systems with Multi-Scale Fiber[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(6): 40-46.

[13] 李斐. 抗高温弹韧性水泥浆体系优化研究[J]. 钻井液与完井液, 2021, 38(5): 623-627.

LI Fei. Study on Optimization of High Temperature Cement Slurry with Elasticity and Toughness[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid,2021, 38(5): 623-627.

[14] 高元, 杨广国, 陆沛青, 等. 一种大温差弹韧性水泥浆[J]. 钻井液与完井液, 2019, 36(1): 97-101.

GAO Yuan, YANG Guang-guo, LU Pei-qing, et a1. Study and Application of a Large Temperature Difference Cement Slurry with Good Elasticity and Toughness[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2019, 36(1): 97-101.

[15] 许明标, 李路, 武志强, 等. 一种能有效保障井筒完整性的高强韧性水泥浆体系研究[J]. 长江大学学报: 自然科学版, 2016, 13(17): 49-53.

XU Ming-biao, LI Lu, WU Zhi-qiang, et al. Research on A High Intensity and Toughness Cement Slurry System to Effectively Guarantee the Integrity of Wellbore[J]. Jour­nal of Yangtze University: Natural Science Edition, 2016, 13(17): 49-53.

[16] 陈晓华, 狄伟. 针对裂缝性地层的低密度高强度韧性水泥浆体系研究[J]. 钻井液与完井液, 2021, 38(1): 109-115.

XHEN Xiao-hua, DI Wei. Low-damage and Strength Cement Slurry for Fractured Formation[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2021, 38(1): 109-115.

[17] 谭春勤, 刘伟, 丁士东, 等. 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 Chun-qin, LIU Wei, DING Shi-dong, et al. Applica­tion of SFP Elasto-Toughness Slurry in Shale Gas Well [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2011, 39(3): 53-56.

[18] ZINKHAM R E, GOODWIN R J. Burst Resistance of Pipe Cemented into the Earth[J]. Journal of Petroleum Technology, 1962, 14(9): 1033-1040.

[19] DE A J, SANGESLAND S, SKORPA R, et al. Experi­mental Laboratory Setup for Visualization and Quantifi­cation of Cement-Sheath Integrity[J]. SPE Drilling & Completion, 2016, 31(4): 317-326.

[20] GUO Xue-li, LI Jun, LIU Gong-hui, et al. Numerical Simulation of Casing Deformation During Volume Frac­turing of Horizontal Shale Gas Wells[J]. Journal of Petro­leum Science and Engineering, 2019, 172: 731-742.

[21] 刘仍光, 张林海, 陶谦, 等. 循环应力作用下水泥环密封性实验研究[J]. 钻井液与完井液, 2016, 33(4): 74-78.

LIU Reng-guang, ZHANG Lin-hai, TAO Qian, et al. Experiment Study on Airtightness of Cement Sheath Under Alternating Stress[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2016, 33(4): 74-78.

[22] GRAY K E, PODNOS E, BECKER E. Finite-Element Studies of Near-Wellbore Region During Cementing Ope­rations: Part I[J]. SPE Drilling & Completion, 2009, 24(1): 127-136.

[23] LIAN Wei, LI Jun, TAO Qian, et al. Sealing Failure Mechanism and Control Method for Cement Sheath during Hydraulic Fracturing[J]. ACS Omega 2020, 5: 19978-19994.

[24] ARJOMAN D, BENNET T, NGUYE N. Evaluation of Cement Sheath Integrity Subject to Enhanced Pressure. J Petrol Sci Eng 2018, 170: 1-13.

[25] YIN Fei, HOU Da-li, LIU Wei, et al. Novel Assessment and Countermeasure for Micro-annulus Initiation of Cement Sheath During Injection/fracturing. Fuel 2019, 252, 157-163.

Influence of Tough Materials on Cement Sheath Interface Integrity for Shale Gas Fracturing Wells

1,1,2,1,1,1,1,1

(1. CNPC Engineering Technology R&D Company Limited, Beijing 102206, China; 2. PetroChina Dagang Oilfield Branch, Tianjin 300457, China)

To improve the cement sheath integrity during multi-fracturing for shale gas wells, four kinds of cement slurry systems were tested to evaluate cement interface integrity based on the cement sheath integrity device under the condition of cycle load. High-precision flowmeter was used to quantitatively detect the annulus gas flowing rate to evaluate the annulus sealing ability. Electron microscope scanning and nuclear magnetic resonance were adopted to measure the micro-structural changes of the cement sheath. The plastic finite element model of wellbore was established to simulate the damage of cement sheath interface during the cycle load. The results show that the annular gas flow rates of conventional cement slurry, 18wt.% latex, 36wt.% latex, and 18wt.% latex+1wt.% toughening were respectively 722 mL/min, 300-677 mL/min, 20-45 mL/min, 10-25 mL/min, indicating that the addition of latex can greatly reduce the gas flow rate in the annular interface and enhance the interface sealing ability. At the same time, the toughener can enhance the effect of the latex and improve the sealing integrity of cement sheath interface. After cyclic load, there were radial crack and microscopic crack at the cement interface for the conventional cement slurry, with the maximum width of 17 μm and length of 32 mm for radial crack. For the cement slurry with 36wt.% latex, there was only small micro annulus at the cement sheath interface. The hydration product was denser for the cement slurry with 36wt.% latex. Under cycle load, the pore size of the cement sheath body did not change much, but the pore size at the interface increases significantly. The finite element results show that plastic deformation occurred at the cement sheath interface under cyclic loading. With the increase of the number of cycles, the plastic strain increases continuously, and micro-annulus is easily formed. It could be concluded that the latex and ductile materials can effectively fill the gaps between the cement particles and reduce the pore size of the cement matrix. When the tough cement slurry is subjected to cyclic load, the latex can improve the microscopic morphological structure of the cement sheath and avoid cracks in the body, thereby greatly reducing the gas flow rate and improving the interface seal integrity. The toughening agent can have a strong bonding effect on the cement particles. When used in conjunction with the latex, the sealing effect of the cement sheath interface can be further enhanced. The combined action of these two agents can significantly improve the annular sealing ability of the cement slurry under cyclic loading. Under the action of cyclic load, plastic deformation will occur at the interface of cement sheath and accumulate continuously, and it is easy to form micro-annulus, which provides channeling channels for annular gas. For a shale gas well, a tough cement slurry system with 18wt.% latex agent and 1wt.% toughening agent was used during cementing construction. The mechanical properties of cement stone can meet the performance requirements of cement stone strength greater than 30 MPa and elastic modulus less than 7.0 GPa. At the same time, when using tough cement slurry, the cementing quality is also good, and there is no sustained casing pressure problem during the subsequent fracturing construction. By rationally optimizing the content of the toughness cement slurry additives, a good sealing effect can be provided for the annular space and the sealing integrity of the cement ring can be improved.

shale gas fracturing; cement sheath interface; tough cement slurry; sealing integrity; micro annulus; finite element method

TG174

A

1001-3660(2022)12-0232-11

10.16490/j.cnki.issn.1001-3660.2022.12.024

2021–08–24；

2022–05–31

2021-08-24；

2022-05-31

中国石油天然气集团有限公司科学研究与技术开发项目（2021DJ4403，2020F-49，2021DJ5203）；中国石油集团工程技术研究院有限公司科学研究与技术开发课题（CPET 2022-04S）

Scientific Research and Technology Development Project of CNPC (2021DJ4403, 2020F-49, 2021DJ5203) and CPET (CPET 2022-04S)

郭雪利（1988—），男，博士，高级工程师，主要研究方向为固井基础理论和井筒完整性方面研究。

GUO Xue-li (1988-), Male, Ph.D., Senior engineer, Research focus: are cementing basic theory and wellbore integrity.

郭雪利, 沈吉云, 武刚, 等. 韧性材料对页岩气压裂井水泥环界面完整性影响[J]. 表面技术, 2022, 51(12): 232-242.

GUO Xue-li, SHEN Ji-yun, WU Gang, et al. Influence of Tough Materials on Cement Sheath Interface Integrity for Shale Gas Fracturing Wells[J]. Surface Technology, 2022, 51(12): 232-242.