利用预应力固井方法预防水泥环微环隙研究

席 岩，李方园，王 松，刘明杰，夏铭莉，曾夏茂，钟文力

(1.北京工业大学，北京 100124；2.中国石油西部钻探工程有限公司，新疆 乌鲁木齐 830000；3.中国石油川庆钻探工程有限公司，四川 成都 610051；4.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；5.中国石化西南石油工程有限公司，四川 德阳 618003)

0 引 言

深层页岩气水平井(垂深不小于3 500 m)环空带压问题显著[1-3]。环空带压不仅严重影响天然气井产量，降低采收率，而且对油气安全开采构成威胁，且治理成本高、成功率低。针对该问题，学者开展了一系列的研究。陶谦、张林海等[4-6]基于同位素测量方法，指出多级压裂过程中主要是B环空带压，循环载荷导致水泥环界面处出现微环隙，进而导致环空带压。初纬、刘奎等[7-8]通过理论计算，认为套管内压加卸载过程中，水泥环内侧界面易出现塑性变形。王磊等[9]基于室内实验，指出围压作用下水泥石表现出较强的弹塑性特征，并且量化了水泥石累积塑性变形和循环加卸载次数的关系。Li、Xi等[10-11]补充研究了前述室内实验结果，开展了循环载荷作用下全尺寸水泥环密封完整性实验，证明了套管-水泥环界面微环隙是导致环空带压的主要原因。综上可知，页岩气井水泥环密封完整性失效的主要原因是多级压裂过程中循环加卸载导致的套管-水泥环微环隙。针对此，周战云等[12]研发了套管外防气窜装置，通过在套管外加入超弹性物质薄膜来避免界面处产生累积塑性变形。Li等[10]指出降低水泥环弹性模量和提高泊松比、黏聚力、内摩擦角有利于降低微环隙产生的风险。刘军康等[13]指出利用纳米材料降低水泥石孔隙度和水泥石残余应变，可有效提升水泥环密封完整性。陈雷等[14]提出预应力固井技术可以有效强化页岩气井的密封完整性，但是并未对预应力固井技术过程中微环隙的产生和发展进行具体分析。为此，基于威荣区块深层页岩气井环空带压现象及原因，结合深层页岩气井地质条件及压裂施工要求，提出应用预应力固井技术和低弹性模量水泥浆固井的方法，通过室内实验和数值模拟，量化了微环隙导致环空带压的气窜临界值，分析了常规固井和预应力固井条件下微环隙宽度的差异性，以及不同预应力条件下水泥环耐受压裂段数，并且在8口深层页岩气井进行了工程验证，压裂后均没有发生环空带压现象。研究结果可为页岩气水平井固井提供较好的借鉴。

1 页岩气井预应力固井机理

页岩气井压裂过程中，由于套管内压力较高，套管沿径向向外产生较大的弹性变形，导致水泥环受到同向挤压作用，界面处出现显著的塑性变形，无法恢复原状，进而使得套管-水泥环界面出现微环隙并且形成气窜通道，导致环空带压。预应力固井技术是在水泥浆凝固成水泥环前考虑该影响，通过增加套管内外压差，使得套管在候凝过程中处于挤压状态并产生向内的应变。水泥浆凝固成水泥环后，虽然在循环载荷作用下水泥环内壁依然会产生累积塑性变形，但此时预应力条件下的套管具有恢复原状态的趋势，会沿径向向外扩展，对水泥环内壁产生挤压力，迫使套管恢复形变，弥补水泥环收缩时留下的微裂隙，使得套管和水泥环之间始终保持紧密接触，避免产生微环隙，保持密封完整性。

为实现预应力固井，可以通过降低套管内顶替液液柱压力和环空蹩压候凝的方式实现。目前普遍采用清水(或低密度钻井液)顶替，已经在部分页岩气井中得到了应用。环空蹩压值一般为5.0～8.0 MPa，现场设备可满足的蹩压值可达10.0～15.0 MPa。对于套管封固水平段地层承压能力较低的井，可以采取逐级蹩压的方式。

2 全尺寸水泥环微环隙气窜临界值实验

定量确定气窜临界值是判定多级压裂过程中页岩气井产生环空带压的重要依据，但目前相关研究较少。为此，建立了全尺寸水泥环密封完整性评价装置(图1)。该装置包括套管、水泥环和外筒，套管钢级为P110，外径为139.7 mm，壁厚为9.17 mm；外筒采用壁厚为22.5 mm、外径为244.5 mm的金属合金筒来模拟页岩地层；水泥环的厚度为26.7 mm；模型长度即套管和外筒的长度为1 200 mm，水泥环的长度为1 000 mm。

图1 全尺寸水泥环密封完整性评价装置

实验开始前，在外筒和套管中注入低弹性模量水泥浆凝固成水泥环，弹性模量为5.9 GPa。实验过程中，在套管内部施加70.0 MPa或90.0 MPa的内压，保持30 min后卸压至0.0 MPa，如此循环加卸载20次，检测第1、2界面之间的气窜量。检测结果表明：套管内压为70.0 MPa时，第13次卸载后第1界面出现了气窜，第2界面保持密封；套管内压为90.0 MPa时，第3次卸载后第1界面出现了气窜，第2界面保持密封。由此可以说明，循环加卸载过程中，出现微环隙的位置是套管-水泥环界面，本体并未出现裂纹。该实验结果与陶谦[5]、Li[10]等人的研究结果一致。

但由于套管-水泥环微环隙的宽度在微米级，难以用设备进行直接测量。与此同时，在实际页岩气井中，受非均匀地应力和套管-水泥环胶结强度的影响，微环隙宽度沿轴向、周向并不是均匀变化，难以对微环隙的气窜临界值进行标定。因此，以全尺寸水泥环密封完整性评价实验为基础，建立相应的数值模型，计算循环加卸载条件下微环隙宽度值，结合实验结果以判定井筒微环隙气窜临界值。

3 数值模型

3.1 几何模型与网格划分

基于前述全尺寸水泥环密封完整性评价装置，建立相应的外筒-水泥环-套管数值模型(模型1)，如图2a所示。该模型尺寸与实验装置保持一致，模拟过程中施加与实验相同的循环载荷。基于实际页岩气井水平段建立套管-水泥环-地层数值模型(模型2)，如图2b所示。该模型大小为5 m×5 m×5 m，井筒几何尺寸与实际井保持一致，模型边界为井眼直径的10倍以上，以避免边界效应对应力-应变带来的畸变影响。网格划分采用结构网格和变密度方法进行网格划分。

图2 数值模型

3.2 参数设置与控制准则

选择威荣区块页岩气井WY23-5井为模拟计算对象。该井垂深为3 680 m；最大、最小水平地应力及垂向地应力分别为106.0、95.0、91.0 MPa。压裂施工过程中水平段套管内压为110.0 MPa，压裂级数设定为30级。套管弹性模量为206.0 GPa，泊松比为0.30，屈服强度为758.0 MPa。水泥环遵循Mohr-Coulomb准则，弹性模量为5.9 GPa，泊松比为0.20。地层弹性模量为34.0 GPa、泊松比为0.24。

循环加卸载过程中，利用Cohesive黏弹性单元对界面处的累积塑性变形进行分析。基本机理为：在弹性变化阶段，随着应力的增加，应变也逐渐增加，当到达弹性阶段的末端时，材料进入损伤阶段，对应的应力值或者位移为黏弹性单元损伤起始值；在损伤演化阶段，胶结面力学性能不断退化，塑性变形产生累积，导致微环隙出现。计算过程中，采用能量损伤演化中的BK准则[15]：

(1)

Gs=Gs+Gt

(2)

GT=Gn+Gs+Gt

(3)

(4)

参数设置过程中，参考Wang等[16]基于水泥环力学实验得到的Cohesive单元性能参数，可取水泥环界面处法向刚度为4.5 MPa，切向刚度为0.2 MPa，临界能量为100 J/m2，胶结强度为8.5 MPa。

模拟步骤：首先在套管内外施加清水、水泥浆的静液柱压力，获得套管的预应力状态。然后，将套管预应力状态导入到套管-水泥环-地层数值模型中，在生产套管内壁施加模拟多级压裂过程的加卸载内压，采用Predefined Field功能施加三向地应力。

4 结果与讨论

4.1 微环隙气窜临界值的确定

基于全尺寸水泥环密封完整性评价装置开展数值模拟。图3为内压为70.0 MPa时循环加卸载后累积塑性变形。由图3可知：内压加卸载过程中，由于水泥环外部被外筒约束，所受到的内压为均匀应力，因此，出现在水泥环内壁的塑性变形为均匀分布；第13次加卸载后，累积塑性变形为0.116%，基于应力-应变关系和水泥环厚度，可得到该条件下卸载后的微环隙宽度为30.89 μm。图4为微环隙宽度随加卸载次数变化规律。由图4可知：微环隙主要形成于第1个加卸载循环，随后以近线性增长方式增长，该规律与王磊等[9]所开展的累积塑性变形的室内实验结果一致；内压为70.0 MPa和90.0 MPa时，分别在第13次和第3次卸载后出现气窜，对应的微环隙宽度为30.89 μm和33.56 μm，选择两者较小值作为微环隙气窜临界值。

图3 循环加卸载后累积塑性变形

图4 微环隙宽度随循环载荷次数变化规律

4.2 预应力技术对水泥环微环隙发展影响

为进一步分析多级压裂过程中微环隙发展情况，为套管施加52.0 MPa预应力，按照前述模拟步骤对比分析常规固井和预应力固井条件下累积塑性变形变化规律(图5)。由图5可知：相对常规固井，预应力固井条件下累积塑性变形量降低；其中，初次塑性变形显著降低，但是塑性变形增量显著提升。这主要是因为预应力固井过程中，套管内压和预应变的反作用力共同作用于水泥环内壁，导致塑性变形增量提升。

图5 累积塑性变形随着压裂段数变化规律

图6为预应力条件下的套管应力。预应力均匀作用于套管上时，套管的Mises应力为280.8 MPa，处于弹性应变范围内。基于套管力学特性和壁厚，可以求得该条件下套管外壁沿径向的内缩变形为35.67 μm。考虑该变形量，计算常规固井和预应力固井条件下的微环隙宽度(图7)。由图7可知：常规固井在首次加卸载后就达到了58.76 μm，已经超过了气窜临界微环隙宽度。但在使用了预应力固井技术后，第11次卸载后微环隙依然为0.00 μm，直至第19次卸载后微环隙为35.64 μm，第1次超过气窜临界微环隙宽度。由此可以看出，同等条件下预应力固井技术显著降低了微环隙的宽度，有利于保护套管-水泥环界面的密封完整性，增加水泥环在多级压裂过程中耐受压裂段数，降低多级压裂诱发环空带压的风险。

图6 预应力条件下套管应力

图7 微环隙宽度随压裂段数变化规律

4.3 不同预应力条件下水泥环耐受压裂段数

预应力的大小会直接影响到多级压裂过程中保证水泥环完整性的耐受压裂段数。为此，保持水泥环力学参数、多级压裂施工条件不变，改变预应力，分析不同预应力条件下水泥环耐受压裂段数，如图8所示(图中灰色平面表示气窜临界微环隙宽度)。由图8可知，预应力越大，微环隙出现的时间就越晚，当预应力分别为40.0、52.0、64.0 MPa时，微环隙分别在第10、12、15段出现，这也表明水泥环在多级压裂过程中耐受段数更多。压裂段数相同的情况下，预应力越大、水泥环微环隙越小，当预应力分别为40.0、52.0、64.0 MPa时，微环隙分别在压裂第17、19、21段的时候刚超过气窜临界值，宽度分别为31.51、35.64、35.47 μm。

图8 不同预应力条件下水泥环耐受压裂段数

5 现场应用

威荣区块页岩气井目的层垂深为3 600～3 800 m，采用三开井深结构。最大(SH)、最小(Sh)水平地应力和垂向(Sv)地应力分别为107.6、98.2、91.6 MPa，水平段长为1 500 m左右，压裂段数为19～22段。压裂施工压力为67.0～75.0 MPa。未采用预应力固井之前，6口压裂井中有4口井出现了环空带压，环空带压比率达到66.7%。

针对该问题，在WY23和WY43平台的8口井开展预应力固井试验。施工过程中，水泥浆密度为2.3 g/cm3，采用清水进行驱替，在井口不进行蹩压的条件下套管内外应力差可达49.4 MPa。考虑每口井的地应力条件和压裂内压，在预应力固井的基础上对于水泥浆弹性模量和泊松比进行调整，弹性模量为5.3～5.7 GPa，泊松比为0.20～0.27。采用前述方法进行计算，确保水泥环耐受压裂段数均超过25段。压裂后结果表明，8口井均未产生环空带压，如表1所示。由此表明，采用预应力固井和低弹性模量水泥浆联合使用，可以有效预防深层页岩气井压裂后环空带压。

表1 8口实验井固井数据

6 结 论

(1) 导致页岩气水平井环空带压的主要原因是套管-水泥环界面出现微环隙，诱发微环隙产生的主要原因是压裂过程中的套管内压的频繁加卸载。全尺寸水泥环密封完整性模拟实验结果表明，套管内压越大，导致气窜出现的加卸载次数越少。微环隙宽度为30.89 μm是发生气窜的临界值。

(2) 预应力固井显著降低了水泥环内界面的初次塑性变形，但增大了塑性变形增量，主要是因为套管内压和套管预应变反作用力共同作用于水泥环内界面处的结果。考虑套管产生的预应变，预应力固井技术显著降低了微环隙的宽度，增加了多级压裂过程中水泥环密封完整性的耐受段数。

(3) 数值模拟分析结果表明，预应力值越高，微环隙出现前的耐受压裂段数越多；压裂段数相同的情况下，预应力越大水泥环微环隙越小。现场应用结果表明，预应力固井技术与低弹性模量水泥浆共同使用，可以有效缓解页岩气水平井生产套管环空带压的问题，在页岩气分段压裂水平井中具有推广价值。