南海水合物储层固井过程高压气水反侵临界条件判别

郑明明，王晓宇，周珂锐，王凯，吴祖锐，蒋国盛，孙嘉鑫，曹鑫鑫

(1.成都理工大学地质灾害防治与地质环境保护国家重点实验室，四川成都，610059；2.中国地质大学(武汉)构造与油气资源教育部重点实验室，湖北武汉，430074；3.中国科学院天然气水合物重点实验室(中国科学院广州能源研究所)，广东广州，510640)

天然气水合物是由水分子和天然气分子形成的似冰状笼型化合物，仅在低温高压环境下稳定存在[1]。天然气水合物自20世纪在永久冻土层[2]和海洋大陆架[3]中被发现以来，由于其具有储量大、环保以及在全球能源危机和环境问题中存在潜在价值等特点[4]，引起了世界诸多国家和地区的密切关注[5-6]，成为当今能源领域的研究热点[7-9]。同时，随着海洋油气资源开采步伐的加快，常规油气固井钻遇水合物地层的情况日渐较多。固井作业是油气开发过程中必不可少的环节，在稳定井壁、封隔地层、延长生产井寿命等方面具有重要作用[10-12]，但同时会带来“水合物地层固井”等问题。近海大陆架地层一般具有低温高压的环境特性，适合水合物稳定存在。海洋水合物一般赋存于温度为2～15 ℃[13]和压力为13～15 MPa[14]的环境中。中国南海神狐海域水合物地层情况较复杂，地层以粉质砂土、黏土居多，骨架力学强度小，且相平衡状态脆弱，温度稍升高即可能导致水合物连续大量分解[15]，影响储层力学稳定。而在海洋油气固井过程中，水泥浆水化放热产生的热量势必会导致近井壁水合物地层温度升高，引发水合物分解，当产生的高压游离气水累积到一定程度时极易反向驱替和侵入环空水泥浆中，形成微气泡、裂隙等问题，极大地削弱固井水泥环力学强度和密封效果，甚至会引发井壁垮塌、层间流体互窜等一系列问题，导致在该地区油气固井作业面临严峻挑战[16-20]。可见，防治水合物分解产生的高压游离气水反侵环空对保障固井质量极其必要，而在不同工艺和地质条件下，判别反侵行为发生的临界条件是关键，可为后续固井工艺优化和参数设计提供依据和参考。固井水泥浆对近井壁水合物地层的影响主要涉及传质和传热2个过程。与传质传热相关的研究主要涉及水合物储层开采、钻井液侵入和固井等。KAMATH 等[21]通过观察水合物在热盐水注入下的分解过程，发现盐度对注热分解影响明显。唐良广等[22]采用注热盐水法对水合物的开采进行了研究，得出了压力、温度、气水产出速率等随时间的变化规律。万丽华等[23]对注热盐水水合物分解进行了研究，将全过程分为自由气产出、水合物分解、水合物分解后常规气藏产气3个阶段。李淑霞等[24]通过数值方法模拟了注热盐水水合物分解过程，研究了相关工艺参数对水合物分解速率的影响，并找出了影响能量效率的敏感参数。在热采过程中，热水使地层温度升高，从而引发水合物分解。涂运中等[25]通过研究多孔介质孔隙中水合物的分解确定过程中的主要影响因素，并提出一种新的钻井液侵入模型。郑明明等[26]通过观察钻井液侵入人工合成岩心的过程，得出了地层温压及电阻率变化趋势，并定量地给出了水合物分解深度随时间的变化规律。钻井液侵入时除了传质外，还会使温压及孔隙水盐度发生变化，温压的变化极有可能破坏水合物相平衡，而在不同盐度下，水合物相平衡曲线会受到影响，从而产生偏移[1]。以上研究对揭示固井过程中储层物性的响应规律具有重要指导作用。然而，相对于加热开采和钻井液侵入，固井过程所涉及的问题更复杂，主要在于水泥浆侵入地层过程中边运移边水化放热，且水化放热速率随时间不断变化，环空水泥浆静液压力不断减小，凝结强度逐渐增加，与地层孔隙压力的差值不断变化等。对此，本文作者选取中国南海神狐海域GMGS-1 水合物钻探工程，以其中成果丰富、资料详尽的SH2 站位勘探井为研究对象，研究固井过程中水泥浆与近井壁地层中水合物的互馈耦合作用。在原位地层温度压力等条件下，选取水泥浆放热速率和固井压差这2个关键固井工艺参数分别进行单因素试验，对固井过程中水合物分解产生的高压气水反侵环空水泥浆的临界条件判别进行数值模拟研究。

1 数值模型

1.1 模拟方法

TOUGH+HYDRATE数值模拟软件是在数值模拟软件TOUGH2 基础上结合水合物状态方程编写而成，用于解决水合物渗流相关问题[27]，其适用于各种体系下的水合物形成、分解模拟以及多种地层环境下的水合物钻井、固井与开采模拟，同时可与其他软件耦合模拟水合物钻采过程中地层与井壁的力学问题。软件中含有水合物分解、形成的静态平衡模式和动力学模式，考虑了相态及其组分的转变，所涉及的相态包含气相、液相、冰相、水合物相，组分包含水合物、水、甲烷、抑制剂。固井过程模拟采用动力学模式[27]。使用的主要计算模型如下。

相对渗透率模型[28]：

式中：krA为液相相对渗透率；krG为气相相对渗透率；krH为水合物相相对渗透率；SA为液相饱和度；SG为气相饱和度；SirA为束缚水饱和度，取值为0.12；SirG为束缚气饱和度，取0.02；n=3.0；nG=3.0。

毛细管压力计算模型[29]：

式中：Pcap为毛细管压力，Pa；P0为初始压力，Pa，取为1.25×104Pa；Pmax为Pcap的限制参数，Pa，取为1×106Pa；SmxA为最大液相饱和度，取为1.0；SirA取为0.11；λ取为0.45。

地层综合导热系数λc计算式为[30]

式中：λc为地层综合导热系数，W/(m·℃)；λHs为只含水合物的沉积地层热导率，W/(m·℃)；λs为水饱和沉积地层热导率，W/(m·℃)；λI为冰的导热系数，W/(m·℃)；φ为孔隙度；SH为水合物饱和度；SI为冰相饱和度，在模拟过程中，由于设定温度高于0 ℃，故无冰出现，SI取为0。

环空压力经验计算公式为

式中：Pf为泥浆压力，MPa；ρf为泥浆密度，kg/m3；Patm为大气压，MPa，取0.101 325 MPa；h为水深，m；z为海底沉积物距海底的深度，m；g为重力加速度；ρsw为平均海水密度，kg/m3，为水深、温度和盐度的函数，神狐海域海水密度取1 019 kg/m3[31]。

水合物相平衡模型(Lw-H-V三相平衡时温度和压力拟合关系式)为[32]

式中：Pe为水合物相平衡压力，MPa；Te为相平衡温度，K。

1.2 模拟参数

中国南海神狐海域水合物资源丰富，是近些年勘探开发的热点区域[33-36]，2007年我国在该海域进行了天然气水合物钻探工程GMGS-1 施工，该工程包含8 个科学钻探钻位，在SH2，SH3 和SH7钻位获取了很好的储层样品[37-38]。2020年中国地质调查局在南海神狐海域开展了最新一轮水合物试开采，并连续产气30 d，创造了日均产气2.87×104m3以及总产气量8.61×105m3两项新的世界纪录，标志着我国水合物开采技术进入“试验性试采”阶段[39]。现场地质资料丰富，岩心质量高，有助于实验和数值模拟等研究，如2020年ZHU 等[40]采用该站位数据模拟预测了海洋沉积物中甲烷气体形成水合物的积累过程。本文同样选用SH2 站位(地理位置如图1所示[41])数据进行模拟研究。该点水深约为1 235 m，水合物藏赋存于海底面以下185～229 m的地层之中，储层厚度约为44 m，孔隙度约为0.40，海底温度约为4℃，地温梯度约为47 ℃/km；水合物饱和度较高，最高达0.47[33,42]。

图1 南海神狐海域GMGS-1工程位置图[41]Fig.1 Location map of GMGS-1 project in Shenhu area of South China Sea[41]

以海底面以下200 m处储层为目标层位进行模拟。根据已有测井和钻探取芯资料[33,42]，该处地层主要为粉质黏土，沉积地层骨架密度为2 600 kg/m3，孔隙度为0.4，渗透率为1.0×10-14m2，温度约为13.4 ℃，孔隙压力为14.5 MPa。孔隙中存在近饱和水合物和水，水合物饱和度为33%，游离气饱和度为1.00%～1.20%。为了获得更清晰的模拟结果，对储层原有气相物质忽略不计。孔隙水盐度与上覆海水的盐度基本一致，为3.05%。地层地质参数与模型参数见表1。

根据南海深水区油气井钻遇含水合物地层的固井技术方案[43-45]，目标站位井水合物层潜在固井方案应选择低热低密度水泥浆，且固井压差不能过高以防止压裂地层。海洋钻探常用低密度固井水泥浆密度范围为1.0～1.6 g/cm3，取水泥浆密度为1.05 g/cm3，水化热放热速率为0.07～0.35 J·g-1·s-1。水合物层位水泥浆初始温度取值较地层温度稍高，为14.4℃。假定井内环空压力为此处海水和环空水泥浆产生的静液柱压力，由式(8)计算得出，为14.8 MPa。目标地层所能承受的最大固井压差约为3 MPa。所选用的水泥浆凝结强度y(单位为kPa)与时间t(单位为min)关系为y=115.84+0.69exp(t/97.8)。

固井水泥浆侵入模型如图2所示，侵入过程主要行为与水合物相平衡情况如图3所示，据此建立数值模型。使用轴对称的二维圆柱状坐标系，井眼直径取280 mm，固井用套管选用外径为240 mm、厚度为6 mm 的API 5CT J55/K55 BTC 石油套管，套管外壁与地层间隙为20 mm。结合该情况下水泥对地层的影响范围[43]，储层模型半径取5 m。模型中水合物地层水平向均匀分布，因此，可在储层中沿径向选取一定厚度(本文取0.1 m)薄层为研究对象，将模型简化为一维。将其沿径向划分为近井壁处密集、远处稀疏的113 个单元格，环空水泥浆和套管分别为1个单元格，套管单元设置为恒压单元，水泥浆单元格为时变单元，在地层中紧邻二界面的区域选取5个单元进行监测，分别设为监测点A，B，C，D和E，它们距二界面距离分别为1.5，5.5，10.5，16.5和21.7 mm。整个数值模型如图4所示。

图2 固井水泥浆侵入含水合物地层示意图Fig.2 Schematic diagrams of cement slurry invading into hydrate reservoir

图3 固井水泥浆侵入过程主要行为与水合物相平衡情况[26]Fig.3 Main behavior of cement slurry penetration and phase equilibrium of hydrate

图4 固井水泥侵入水合物地层数值模型示意图Fig.4 Schematic diagram of numerical model of cement slurry penetrate into gas hydrate formation

在固井作业中，为改善二界面胶结强度和密封性能，目标层位环状空间水泥浆压力通常大于储层孔隙压力，且碰压后，通常会使环空水泥浆在安全压力窗口内保压一段时间使水泥浆少量挤入地层。而SH2 站位井地层多呈弱胶结与未胶结状态，安全压力窗口较窄，短时间低压保压更安全。模拟中取保压时间为4 min，所设计的固井压差均在地层破裂压力范围内。

在固井过程中，“动态热源”问题涉及水泥浆前缘位置与放热速率的不断变化，为了充分还原这一过程，采用连续分段模拟的方式，在保压阶段，将水泥浆单元格设为恒压单元并保持所需时间(本文取4 min)。然后，将其变为时变单元，之后以一定时间步长(可根据精度要求自由设置，本文取2 min)进行分段模拟直至水泥浆初凝，整个模拟持续28 min。在实验过程中记录每段结束时的水泥浆侵入量，并计算下一段模拟开始时水泥浆的初始位置，据此设置放热单元位置，同时，根据实测数据调整水化放热速率，从而可准确地还原水泥浆侵入过程。

为了探明固井过程中水合物分解产生的高压气水反侵入环空水泥浆的临界条件，根据目标水合物层位的原位地质条件与固井工艺条件[34-36]建立数值模型并确定施加边界条件，通过控制变量法设计试验，研究固井工艺参数水泥浆放热速率和固井压差对气水反侵现象的影响规律，从而建立临界判别条件，试验设计方案如表2所示。

表2 试验设计方案Table 2 Experimental design

2 结果分析

2.1 固井水泥浆侵入过程储层物性响应分析

分析水合物分解产生的高压游离气水反侵入环状间隙前，首先要明确水泥浆侵入过程中储层主要物性的变化特征以及这一过程中水合物相平衡情况。固井过程中水泥浆侵入深度随时间的变化如图5所示，储层物性参数变化特点如图6所示。碰压时刻为模拟零点，保压240 s 后使压力自然回落，在整个过程中观察储层及水泥浆物性变化，整个过程持续1 680 s。由图5可知：保压期间，水泥浆近乎匀速地侵入地层孔隙，且压差越大，侵入速率越快。保压结束后，水泥浆侵入速率迅速变缓并趋于停滞，可知水泥浆对地层的侵入几乎只发生在保压期间，且压差越大，侵入越深。

图5 不同压差下水泥浆最大侵入深度随时间的变化Fig.5 Variation of cement slurry penetration depth with time under different pressure differences

在固井压差为3 MPa，水化放热速率为0.35 J·g-1·s-1时，水泥浆侵入过程中储层主要物性变化规律如图6所示，其中r=0处界面为固井二界面。地层主要物性的变化体现在孔隙压力和温度上。由图6可知：孔隙压力的传递速率明显高于温度的传递速率。从图6(a)可以看出：240 s 时储层近井壁处压力升高明显，这是由于在保压期间，水泥浆在压力差的影响下迅速挤入地层并驱替孔隙中原有物质运移，其所带来的高压力使近井壁地层孔隙压力显著升高。根据各时间点储层压力情况可知，随着时间推移，近井壁处压力不断降低，储层深处压力微升，说明高压流体逐渐向地层深处消散。由图6(b)可以发现：在水泥侵入范围内温度升高明显，且越靠近井壁处温度越高，而在该范围外温度无明显变化。这是因为热对流传热速率远高于热传导传热速率，即在侵入范围内，孔隙流体的驱替对流效应远大于侵入范围外地层与热源无直接接触的传导效应。另外，水合物分解过程会吸收热量，阻碍温度升高，越靠近井壁处，水合物完全分解越早，由此产生的时间差也导致温升滞后。

图6 水泥浆侵入过程中不同时刻储层主要物性变化规律Fig.6 Variation of main physical properties of reservoir at different time in process of cement slurry penetration

储层温压的变化是导致水合物相态变化的主要因素，结合图6(a)、图6(b)和图3可以看出：300 s 后，水泥浆侵入范围内的储层温压条件已不足以维持水合物相平衡稳定，且该趋势将随时间不断加强；而在侵入范围外，由于温度无明显变化，同时，压力比地层初始压力高，水合物相平衡稳定程度反而更高。结合图6(c)、图6(d)和6(e)可以得出：300 s时，侵入范围内水合物开始分解，之后分解程度不断提高，范围逐渐扩大，最终的分解范围与侵入范围基本相同。而水合物分解后，在压力差驱替下，分解产生的游离甲烷和水向地层更深处运移，当移动到侵入区外时，由于温度骤降，重新达到相稳定状态，从而生成“二次水合物”。

2.2 高压游离气水反侵环空机理分析

高压游离气水的产生与运移可通过储层主要物性参数监测来实时反馈。在储层近井壁处设置若干监测点(具体位置见图4)并观察其主要物性的变化规律，分析高压流体移动情况并判断其是否以及何时反侵入水泥环中。水泥浆侵入过程中环空与储层监测点主要物性变化规律见图7。由图7(a)可以看出：保压阶段孔隙压力急剧升高至保压值，固井压力卸去后，孔隙压力经历了短暂的极速下落，紧接着降速转缓，这是因为水合物的分解带来高压气水，抵消了部分压降，在Q点之后，储层孔隙压力开始高于环空压力。同时，水合物分解吸收了相当一部分水化热，导致水泥浆水化放热带来的温度增速变缓，如图7(b)所示。结合图7(c)、图7(d)和图7(e)可知：水合物在250 s左右开始大量分解，这是先前的温升和卸压共同作用所致；同时，由于水合物分解区局部压力升高，使得高压气水向两侧运移，高压气水区域在不断形成过程中也逐渐驱替水泥浆后退，当近井壁地层孔隙压力与环空水泥浆静液压力差大于其胶凝强度时，高压气水反侵环空现象发生。由图7(e)可知：约780 s 时环空水泥浆中出现甲烷气体，证明

图7 水泥浆侵入过程中环空与储层监测点主要物性变化规律Fig.7 Variation of main physical properties of annulus and reservoir monitoring points in process of cement slurry penetration

高压气水反侵现象发生，同时，在反侵现象发生过程中，高压气水形成速度并不能决定压差，而主要与水泥浆胶凝强度即时间相关。

2.3 不同水泥浆水化放热速率对反侵行为的影响

由上述分析可知，可以通过环空中甲烷气体的最早出现时间(反侵起始时间)和饱和度作为研究反侵行为的主要指标。图8所示为不同固井压差下，水泥浆平均放热速率对地层高压气水反侵入水泥浆的影响规律。从图8可以看出：水泥浆放热速率越小，反侵起始时间越推后，最终反侵气体饱和度也越小；当水泥浆放热速率小于某一值(如取最小值0.07 J·g-1·s-1)时，无反侵行为发生。这是因为水泥浆放热速率直接影响到储层温升的速度以及传热量，温升越快，水合物相平衡被打破得越快，反侵越容易发生。传热量越大，水合物分解量越大，所形成的高压气水强度越高，从而反侵烈度也越强。因此，在现场固井施工作业中，在保证水泥浆/石主要性能的前提下，应尽可能选择水化热更低的水泥浆体系，以最大化降低水合物分解对固井质量的影响。

图8 不同固井压差下，水泥浆平均放热速率对地层高压气水反侵入水泥浆的影响Fig.8 Influence of cement slurry heat release rate on high pressure gas and water reverse penetration into cement slurry under different cementing pressure differences

图9同时显示了不同固井压差对地层高压气水反侵行为的影响。从图9可知：当加压小于2 MPa时，压差越高，地层高压气水反侵行为发生越早，最终的侵入量也越大。可以解释为随着压差增大，水泥浆侵入加深，水化放热过程中导致地层水合物在更大范围内发生分解，形成高压游离气水，而此时压差依然较低，驱替进入地层的水泥浆无法对高压游离气水形成有效封堵和驱替，且侵入的深度较小，高压气水驱替水泥浆的缓冲带较窄，从而反侵行为更容易发生。而当固井压差高于2 MPa时，随着压差升高，侵入行为发生时间推迟，最终的侵入量也较少。这是因为侵入地层的水泥浆能起到良好的封堵作用，虽然深处水合物的分解量也增多，但近井壁处的压力要高于地层深处的压力，使得高压气水更多地向地层深处扩散，同时，缓冲带随着水泥浆侵入加深而变宽，能很好地阻止高压气水反侵入环空。因此，当固井压差较小时，压差越大，反侵行为越容易发生。当固井压差大于某一临界值时，固井压差越大，防止反侵发生的效果越好，但同时需要兼顾地层破碎压力、设备性能等。因此，在现场固井作业中，应在地层破裂压力范围内选择较高的固井压差。

图9 不同水泥浆平均放热速率下，固井压差对地层高压气水反侵入水泥浆的影响Fig.9 Influence of cementing pressure difference on high pressure gas and water penetrate into cement slurry under different cement slurry heat release rates

3 讨论

在固井过程中，水泥浆平均放热速率和固井压差都对近井壁地层中水合物的稳定性有重要影响，同时，对形成的高压气水的反侵行为发生与否起至关重要的作用，对两者进行定量控制对提升固井质量具有重要的工程意义和价值。由上述分析可知，水泥浆放热速率对气水反侵现象的影响比较明显，放热速率越高，气水反侵越早发生，且侵入量越大。而固井压差对气水反侵的影响较复杂，随着压差从零开始增大，最初气水反侵更加容易发生，到达临界点后，继续增大压差时，反侵行为不容易发生。为了探明两参数协同作用下高压气水反侵的临界条件，进行交叉试验，并对每组实验反侵发生与否进行统计和分析，结果如图10所示。从图10可以看出：较高的固井压差和较低的放热速率有助于防止反侵现象的发生，且图10中反侵与无反侵实验案例存在1 条清晰的分界线，即在不同水泥浆放热速率和固井压差条件下，高压气水反侵的临界条件也是判断所取固井工艺参数是否会发生反侵的判别曲线，对曲线进行定量表征可得到高压气水反侵的临界条件判别方程，可对现场固井工艺设计和参数优选提供参考和借鉴作用。

图10 水泥浆放热速率和固井压差对气水反侵的综合影响散点图Fig.10 Scatter diagram of comprehensive influence of cement slurry heat release rate and cementing pressure difference on gas and water invasion

近年来，随着固井工艺的不断发展[46-48]和水合物资源开采步伐的加快，固井工艺将由深水油气固井钻遇水合物地层逐渐向水合物储层采收过程中使用。结合以上结果可知，在埋深较浅的水合物地层中，地层破裂压力较小，此时，增大压差会破坏地层完整性，影响固井质量，因此，可以主要采用低热水泥进行固井；当埋深较大或地层为冻土地层时，地层破裂压力较高，此时，可采用高固井压差与低热水泥联合固井，即采用“浅低热，深压差”的指导原则。在对固井工艺参数取值时，可采用高压气水反侵临界判别条件得到不同地层条件下的气水反侵行为临界条件，从而验证设计方案的可行性和安全性。

4 结论

1)在保压过程中，水泥在压差下挤入地层孔隙并不断水化放热，地层孔隙压力和温度都逐渐升高。保压阶段压差越大，侵入速率越大，则侵入深度越大。

2)保压结束后，水泥浆侵入深度基本不再增加。随着水泥浆持续水化，其所处范围内的地层温度逐渐升高，水合物相平衡被破坏并分解产生游离气和水，导致局部压力升高。高压气水不断向深处运移，当温压条件适宜时便再次生成水合物即“二次水合物”，从而形成高饱和度的环形水合物地带。随着水合物分解不断进行，地层压力逐渐驱替水泥浆后退，当地层孔隙压力与环空静液压力差大于水泥胶凝强度时，高压气水反侵入环空水泥浆中。

3)水泥浆放热速率越小，则反侵行为发生得越迟，反侵的气体量也越少。当放热量足够小时，可避免反侵现象的发生。固井压差越大，水泥浆侵入地层越深。在侵入距离较小时，水泥浆不足以提供有利的防护，此时，压差越大，侵入深度越深，热量交换越多，水合物分解量越大，反侵越容易发生。当固井压差大于一定值时，水泥浆侵入逐渐可以提供有效的防护和缓冲，此时，加压越大，反侵发生的可能性越小。当加压足够大时可以避免反侵，但需控制在地层破裂压力范围内。

4)使用数值方法模拟研究固井过程，为探究高压气水反侵临界条件和水合物分解对固井质量的影响提供了新的方法。采用该方法可对现场固井工艺设计和参数优选进行指导，并可有效节约时间和降低经济成本。在对固井工艺参数取值时，可采用高压气水反侵临界判别条件得到不同地层条件下的气水反侵行为临界条件和数学方程，从而验证设计方案的可行性和安全性。