瞬態力－熱耦合作用下水泥環完整性分析

席巖李軍柳貢慧，2查春青嚴攀

1.中國石油大學（北京）；2.北京工業大學

瞬態力－熱耦合作用下水泥環完整性分析

席巖1李軍1柳貢慧1，2查春青1嚴攀1

1.中國石油大學（北京）；2.北京工業大學

頁巖氣井工程實踐表明，套管壓裂易導致水泥環完整性發生破壞出現環空帶壓。基于套管壓裂工程實際，建立井筒溫度場模型和套管－水泥環－地層組合體有限元模型，采用解析法和數值法結合方式，計算頁巖氣井壓裂過程中瞬態力－熱耦合對水泥環應力大小、分布影響規律。結果表明：壓裂過程中水泥環內外壁溫差先增大后減小，壓裂初近內壁處存在陡峭溫度梯度，易導致內壁應力顯著提高；瞬態力－熱耦合作用導致水泥環內壁應力大幅提升，加劇了水泥環完整性失效的風險，壓裂初期為水泥環易發生損壞的“風險段”；水泥環內壁最大應力隨著時間變化，易產生“多裂紋”形態，加劇環空帶壓。研究結果可為頁巖氣井壓裂過程中水泥環完整性設計控制提供參考。

頁巖氣；壓裂；環空帶壓； 水泥環； 瞬態力－熱耦合；完整性

頁巖氣井套管壓裂壓力高、排量大、時間長［1-4］，持續注入的壓裂液導致井筒發生較大溫度變化，力－熱耦合作用明顯［5-6］，極易導致水泥環完整性失效［7-11］，造成頁巖氣井環空帶壓。統計結果顯示，截至2015年12月底，涪陵頁巖氣田投產井166口，出現環空帶壓井占比達79.52%，且分析研究表明：一級套管頭壓裂前后帶壓比例從14.85%提升至50.05%；二級套管頭壓裂前后帶壓井比例從15.84%提升至53.01%，充分說明套管壓裂對頁巖氣井環空帶壓影響較大；中石油威遠-長寧頁巖氣示范區N209、N210、N203等多口井也發生了不同程度的環空帶壓問題［14］，研究表明該問題與水泥環完整性被破壞密切相關。在前期研究中，田中蘭、尹虎、董文濤等人就頁巖氣井壓裂過程中井筒溫度變化進行了計算［15-18］，但均未考慮壓裂過程中壓裂液摩擦生熱以及排量對壁面對流換熱系數帶來的影響，也未對力－熱耦合作用對水泥環的影響進行分析，劉奎等人基于穩態傳熱計算了壓裂過程中水泥環應力［11］，但未考慮瞬態力－熱耦合作用對水泥環應力大小、分布的影響，與頁巖氣壓裂工程實際差異較大。

基于頁巖氣井套管壓裂工程實際，在考慮壓裂液摩擦生熱以及排量對壁面對流換熱系數影響的基礎上，建立井筒溫度場模型和套管-水泥環-地層組合體有限元模型，采用解析法和數值法結合的方式，計算了頁巖氣井壓裂過程中水泥環溫度、溫度梯度瞬態變化，明確了瞬態力－熱耦合對水泥環應力大小、分布影響規律，以及壓裂過程中水泥環易發生破壞的“風險段”。研究結果可為頁巖氣井壓裂過程中水泥環完整性設計控制提供參考。

1 套管壓裂過程中井筒溫度場模型建立

Establishment of wellbore temperature field in the process of casing fracturing

頁巖氣井壓裂過程中，壓裂液與井筒不斷發生熱交換，溫度時刻在發生變化，在考慮壓裂液流動時的摩擦生熱、壓裂排量對壁面對流換熱系數影響兩項因素的基礎上，建立套管壓裂過程中井筒溫度計算模型。在建立井筒溫度場模型前，作出以下假設：（1）忽略地層間的縱向傳熱；（2）假設井筒內流體徑向溫度相同，只是沿軸向產生變化；（3）假設水平段遠離井筒的邊界溫度為油藏中部的溫度；（4） 地層溫度與深度呈線性關系

式中，Tz為地層某一點的溫度，℃；Tb為地層恒溫點的溫度，℃；α為地溫梯度，℃/m；z為地層某一點的深度，m；b為基準深度，m。

首先建立壓裂液排量與壁面換熱系數的關系。根據壓裂液排量等相關參數計算雷諾數，可判定套管壓裂時井筒內壓裂液流態為紊流。換熱系數計算公式為

式中，U為流體與套管表面對流換熱系數，W/（m2·℃）；St為斯坦頓數，無量綱；K0為壓裂液導熱系數，W/（m·℃）；r0為套管內徑，m。

紊流狀態下的斯坦頓數St的計算公式為

式中，Re為雷洛數，無量綱；Pr為普朗特數，無量綱；γ為壓裂液表觀黏度，Pa·s；C0為壓裂液比熱容，J/（kg·℃）。

基于能量守恒方程建立井筒溫度場模型：沿井筒軸向將井筒進行j等分，沿井壁到地層無限遠處劃分為i個區域。則井筒內流體的能量守恒方程為

與流體接觸的套管單元的能量守恒方程為

其余固體單元的能量守恒方程為

式中，Wj為壓裂液與井壁接觸摩擦產生的熱量，J；Q為壓裂液排量，m3/min；ρ為密度，kg/m3；C為比熱，J（/kg·℃）；ΔHj為單元體高度，m；T為溫度，℃；λfj為套管摩阻因數，與流體雷諾數有關，無量綱；v為套管內流體流速，v=Q（/），m/s；K 為導熱系數，W/（m·℃）。根據網格劃分情況，i=0，1≤i＜n，n≤i＜m，m≤i＜k時，ρ、C、K 分別代表壓裂液、套管、水泥環、地層的密度、比熱、導熱系數，n、m、k分別代表劃分的網格數，無量綱。

根據公式（1）～（8），計算可得水平段任意一處流經該處壓裂液溫度與時間變化之間的關系。

式中， l代表井眼該處到趾端的距離，m；t為時間，s。

2 數值模型及破壞準則

Numerical model and failure criterion

2.1 數值模型建立

Establishment of numerical model

假定套管、水泥環、地層在水平方向上熱力學性質相同，因此相關問題可以轉為平面熱傳導和應力應變問題。選擇跟端組合體截面作為研究對象，則經過該截面的壓裂液溫度為與水平段長度相等。基于圣維南定理，建立大小為3 m×3 m的有限元模型，采用變密度網格劃分方法以減小計算干擾，如圖1所示。

圖1 數值模型Fig. 1 Numerical model

在載荷和約束設置方面：利用有限元Predefned Field施加遠場地應力以及井筒組合體初始溫度，壓裂過程中無限遠處地層為穩定熱源，向組合體傳熱，壓裂液與套管壁直接接觸，壓裂液、套管、水泥環、地層之間發生熱交換，套管內壁承受內壓。X、Y方向模型邊界位移為0。

2.2 水泥環破壞準則

Failure criterion of cement sheath

為明確地應力壓迫條件下水泥環破壞形式。制作水泥石標準巖心并且分別開展單軸和三軸實驗（圍壓10 MPa），實驗結果表明：水泥石在單軸受力下為典型脆性材料，呈線彈性特征；水泥石在圍壓作用下破壞前具有明顯的塑性特征，如圖2所示。前人研究結果也表明水泥石在高圍壓作用下塑性形變更加明顯［17］。井底水泥石受地應力、套管內壓的雙重作用，因此選用Von Mise失效準則對水泥環是否發生破壞進行判定，表達式為

式中，σ1、σ2、σ3為第一、二和三主應力，MPa；σm為等效應力，MPa；σs為水泥石屈服強度，MPa；η為失效系數，η≤1時水泥環完整，反之，水泥環被破壞。

圖2 單軸與三軸條件下水泥石應力應變Fig. 2 Stress and strain of set cement under monoaxial and triaxial conditions

3 算例分析

Case analysis

頁巖氣井W6井為威遠－長寧頁巖氣區塊的一口實鉆井，井筒幾何及力學參數見表1。W6井深為2 767 m，水平段長1 050 m，地溫梯度為3.71℃/100 m，壓裂時施工壓力為60 MPa，壓裂時間為3 h，地層最大水平、垂向主應力值分別為48 MPa、35 MPa。

選擇跟端作為研究對象，由公式（1）～（8）得到跟端位置處壓裂液溫度變化 ，如圖3所示，將該溫度變化作為基本參數導入數值模型中用以計算水泥環瞬態溫度變化。

表1 套管-水泥環-地層幾何及力學參數Table 1 Geometric and mechanical parameters of casing-cement sheath-formation

圖3 水平段跟端處壓裂液變化Fig. 3 Variation of fracturing fuid at the end of horizontal section

3.1 水泥環溫度、溫差及溫度梯度瞬態變化

Transient change of temperature, temperature difference and temperature gradient of cement sheath

圖4為水泥環內外壁溫度、溫差瞬態變化曲線。由該圖可知，壓裂初期水泥環內壁溫度迅速降低，外壁幾乎保持不變，壓裂一段時間后均緩慢下降。內外壁之間存在顯著溫差，差值先增大后減小。主要是因為壓裂初期，套管溫度迅速降低，水泥環內壁與套管直接接觸，導致其溫度下降較快，傳熱過程穩定后，水泥環整體呈降溫趨勢，內外壁溫差逐漸減小。

圖4 水泥環內外壁溫度、溫差瞬態變化Fig. 4 Transient change of temperature at the inside and outside walls of cement sheath and the transient temperature difference change

數值計算時將水泥環在徑向上劃分為5等份網格。圖5為不同時刻水泥環徑向溫度梯度變化。設定不同時刻內外壁溫差為?Tt，不同時刻、不同網格前后壁溫差為?Ttn。其中t為時刻，h；n為網格排序，無量綱。由圖5可知，壓裂初期（0～0.185 h）水泥環內壁溫度迅速降低，外壁溫度幾乎不變，0.028 h時近內壁處出現陡峭溫度梯度，第1網格溫差，占水泥環整體徑向溫差的79.22%（?T0.0281/?T0.028×100%=79.22%），該陡峭溫度梯度易導致內壁壁面應力迅速提升。隨著壓裂作業的進行，水泥環徑向溫度梯度趨于平緩，最終達到線性分布狀態。

圖5 不同時刻水泥環徑向溫度梯度變化Fig. 5 Temperature gradient change along the radial direction of cement sheath over the time

若基于穩態傳熱計算力－熱耦合作用下水泥環應力，則會忽略近內壁處陡峭溫度出現的情況。研究表明該情況的存在對于判斷水泥環是否發生破壞具有重要影響。

3.2 均勻地應力作用下水泥環完整性分析

Analysis on the cement sheath integrity under uniform in-situ stress

瞬態力－熱耦合作用影響下，水泥環內壁應力時刻發生變化。設定地應力為均勻地應力（35 MPa），其他各參數如算例所述，對水泥環內壁瞬態應力變化規律進行分析。

圖6為水泥環內壁應力瞬態變化曲線。由該圖可知，瞬態力－熱耦合作用下，水泥環內壁應力先迅速降低（A階段）、再升高（B階段）然后再緩慢降低（C階段）。

圖6 水泥環內壁瞬態應力變化Fig. 6 Transient stress change at the inside wall of cement sheath

A階段：壓裂液剛進入套管，套管內壓迅速提升，內外壁溫差增大，力－熱耦合作用導致套管徑向位移增加并壓迫水泥環，第1峰值點出現，壓裂作業進行一段時間后，套管整體溫度下降，位移減小，如圖7所示。該階段水泥環主要受套管壓迫影響，溫度幾乎未發生變化，如圖8（b）所示，直至A階段末（0.022 h），水泥環內壁溫度才略有降低。

圖7 水泥環內壁瞬態位移變化Fig. 7 Transient displacement change at the inside wall of cement sheath

B階段：受套管影響，水泥環內壁溫度迅速降低。由于水泥石熱傳導系數較小，內壁毗鄰位置溫度降低較慢，導致內壁壁面出現陡峭溫度梯度，0.159 h時達到最大，如圖8（c）所示。陡峭溫度導致力－熱耦合作用影響加劇，水泥環內壁應力提高，第2峰值點出現。

C階段：隨著壓裂作業的不斷進行，水泥環內外壁溫度均顯著降低，近內壁處陡峭溫度梯度消失，水泥環徑向溫度梯度不斷趨于平緩，如圖8（d）所示。該階段內壁表面應力逐漸減小，并且持續降低。

3.3 非均勻地應力作用下水泥環完整性分析

Analysis on the cement sheath integrity under non-uniform in-situ stress

按照算例所述參數，計算非均勻地應力條件下、考慮瞬態力－熱耦合作用時水泥環內壁應力變化。

圖8 套管-水泥環瞬態溫度變化Fig. 8 Transient temperature change at casing-cement sheath

瞬態力－熱耦合作用改變了水泥環內壁應力大小。圖9為水泥環內壁最大應力瞬態變化曲線。由該圖可知，非均勻地應力條件下、考慮力－熱耦合作用時水泥環最大應力變化規律與前述規律類似，如圖10所示，存在的較小差異主要因為地應力非均勻產生擾動。瞬態力－熱耦合作用顯著提升了水泥環內壁應力，但在不同時刻提升幅值不同，相比不考慮力－熱耦合作用，壓裂初期水泥環內壁應力已超過屈服強度值，完整性被破壞。

圖9 水泥環內壁最大應力瞬態變化Fig. 9 Transient maximum stress change at the inside wall of cement sheath

圖10 不同時刻水泥環內壁應力周向分布Fig. 10 Circumferential distribution of the tress at the inside wall of cement sheath over the time

瞬態力－熱耦合作用改變了水泥環內壁應力周向分布。分別取t1=0.159 h、t2=0.510 h、t3=1.387 h、t4=2.594 h等4個時刻，對比考慮與不考慮瞬態力－熱耦合作用水泥環內壁應力周向分布情況。圖10為不同時刻水泥環內壁應力周向分布。由該圖可知，不考慮力－熱耦合作用時，水泥環內壁應力就180°呈對稱分布，水泥環內壁最大應力出現在90°、270°處，且不隨時間變化而變化，未達到屈服。考慮瞬態力－熱耦合作用時，壓裂開始一定時間內，水泥環內壁最大應力值隨時間變化發生改變，已經超過屈服強度，且發生屈服的位置也在隨時間變化發生改變，易形成“多裂紋”形態，加劇水泥環完整性失效程度，更易造成環空帶壓。

綜合上述可知，頁巖氣井套管壓裂過程中，瞬態力－熱耦合作用導致水泥環內壁應力大幅提升，不同時段提升程度不同，壓裂初期為水泥環完整性失效的“風險段”。W6井內壁應力第1、2峰值點應力相對不考慮瞬態力－熱耦合作用最大應力值提高15.73%和11.62%，值分別達到1.13和1.05，水泥環完整性被破壞。與此同時，瞬態力－熱耦合作用改變了水泥環內壁應力分布，內壁最大應力位置隨時間發生遷移，易發生多處破壞、產生多裂紋形態，加劇環空帶壓。

3.4 現場水泥環完整性判斷

On-site distinguish of cement sheath integrity

結合其他頁巖氣井實際情況，對威遠－長寧頁巖氣田其他頁巖氣井水泥環完整性進行判斷，結果如表2所示。計算結果表明，考慮瞬態力－熱耦合作用時該9口井其中8口井水泥環已經出現失效，一口井未出現失效，主要原因是因為該井使用了高強度套管并且改善了水泥漿體系。

表2 水泥環完整性判定Table 2 Distinguish of cement sheath integrity

4 結論

Conclusions

（1）在考慮壓裂液摩擦生熱和壓裂排量對壁面換熱系數的基礎上建立了壓裂井筒溫度場模型，計算了壓裂過程中壓裂液瞬態溫度變化以及水泥環內外壁溫度變化、溫度梯度變化，結果表明：壓裂過程中水泥環內外壁溫差先增大后減小，壓裂初近內壁處存在陡峭溫度梯度，易導致內壁應力顯著提高。

（2）基于套管壓裂工程實際，建立了套管-水泥環-地層組合體模型，計算了壓裂過程中瞬態力－熱耦合作用下水泥環內壁應力瞬態變化，結果表明：壓裂過程中水泥環內壁應力先迅速降低，再提升然后緩慢降低。考慮力－熱耦合作用，水泥環內壁應力大幅提升，加劇了水泥環完整性失效的風險，壓裂初期為水泥環易發生損壞的風險段。

（3）壓裂過程中的瞬態力－熱耦合作用改變了水泥環內壁應力分布。考慮力－熱耦合作用時，水泥環內壁最大應力隨著時間變化，相對不考慮力熱耦合作用最大應力位置恒定的情況，更容易產生“多裂紋”形態，加劇環空帶壓。

［1］ 吳奇，胥云，劉玉章，丁云宏，王曉泉，王騰飛 . 美國頁巖氣體積改造技術現狀及對我國的啟示［J］. 石油鉆采工藝，2011，33（2）：1-7.WU Qi, XU Yun, LIU Yuzhang, DING Yunhong, WANG Xiaoquan, WANG Tengfei. The current situation of stimulated reservoir volume for shale in U. S. and its inspiration to China ［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2011, 33（2）: 1-7.

［2］ 任勇，錢斌，張劍，卓智川，喬琳. 長寧地區龍馬溪組頁巖工廠化壓裂實踐與認識［J］. 石油鉆采工藝，2015，37（4）：96-99.REN Yong, QIAN Bin, ZHANG Jian, ZHUO Zhichuan,QIAO Lin. Practice and understanding of industrial fracturing for shale gas of Longmaxi Formation in Changning region ［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2015, 37（4）: 96-99.

［3］ 李新景，胡素云，程克明. 北美裂縫性頁巖氣勘探開發的啟示［J］. 石油勘探與開發，2007，34（4）：392-400.LI Xinjing, HU Suyun, CHENG Keming. Suggestions from the development of fractured shale gas in North America ［J］. Petroleum Exploration and Development,2007, 34（4）: 392-400.

［4］ 曾雨辰，楊保軍.頁巖氣水平井大型壓裂設備配套及應用［J］.石油鉆采工藝，2013，35 （6）：78-82.ZENG Yuchen, YANG Baojun.Equipment outfitting and application for large-scale fracturing in shale gas horizontal wells［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2013, 35（6）: 78-82.

［5］ DANESHY A A. Impact of off-balance fracturing on borehole stability & casing failure ［C］ Presented at the SPE Western Regional Meeting, 30 March-1 April 2005,Irvine, CA, U. S. A.

［6］ NIGEL LAST, SANTIAGO MUJICA, PHILLIP PATTILLO, GARY KELSO. Evaluation, impact, and management of casing deformation caused by tectonic forces in the Andean Foothills, Colombia ［J］. SPE Drilling & Completion, 2006, 21（2）: 116-124.

［7］ 劉偉，陶謙，丁士東. 頁巖氣水平井固井技術難點分析與對策［J］. 石油鉆采工藝，2012，34（3）：40-43.LIU Wei, TAO Qian, DING Shidong. Difficulties and countermeasures for cementing technology of shale gas horizontal well ［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34（3）: 40-43.

［8］ 李偉，王濤，王秀玲，李社坤，周戰云，李艷. 陸相頁巖氣水平井固井技術-以延長石油延安國家級陸相頁巖氣示范區為例［J］. 天然氣工業，2014，34（12）：106-112.LI Wei, WANG Tao, WANG Xiuling, LI Shekun, ZHOU Zhanyun, LI Yan. Cementing technology for horizontal wells of terrestrial shale gas: A case study of the Yan'an national terrestrial shale gas E & P pilot area［J］.Natural Gas Industry, 2014, 34（12）: 106-112.

［9］ 辜濤，李明，魏周勝，王小娜，李早元，劉小利. 頁巖氣水平井固井技術研究進展［J］. 鉆井液與完井液，2013，30（4）：75-79.GU Tao, LI Ming, WEI Zhousheng, WANG Xiaona, LI Zaoyuan, LIU Xiaoli. The research progress of cementing technology of shale gas well［J］. Driling Fluid &Completion Fluid, 2013, 30（4）: 75-79.

［10］ 袁進平，于永金，劉碩瓊，徐明，李連江，沈吉云. 威遠區塊頁巖氣水平井固井技術難點及其對策［J］. 天然氣工業，2016，36（3）：55-62.YUAN Jinping, YU Yongjin, LIU Shuoqiong, XU Ming,SHEN Jiyun. Technical diffculties in the cementing of horizontal shale gas wells in Weiyuan Block and the countermeasures ［J］. Natural Gas Industry, 2016, 36（3）:55-62.

［11］ 劉華杰，張智強，周天春，等.四川深層頁巖氣藏壓裂工藝研究和先導性實驗分析［J］.石油鉆采工藝，2012，34（5）：71-74..LIU Huajie, ZHANG Zhiqiang, ZHOU Tianchun, CHEN Jiejiao, YI Zukun.Process research and pilot experiment analysis of fracturing technology in deep shale gas reservoirs［J］. Oil Drilling & Production Technology,2012, 34（5）: 71-74.

［12］ 劉洋，嚴海兵，余鑫，馮予淇，范偉華. 井內壓力變化對水泥環密封完整的影響及對策［J］. 天然氣工業，2014，34（4）：95-98.LIU Yang, YAN Haibing, YU Xin, FENG Yuqi, FAN Weihua. Negative impacts of borehole pressure change on cement sheath sealing integrity and countermeasures［J］. Natural Gas Industry, 2014, 34（4）: 95-98.

［13］ 田中蘭，石林，喬磊. 頁巖氣水平井井筒完整性問題及對策［J］. 天然氣工業，2015，35（9）：70-77.TIAN Zhonglan, SHI Lin, QIAO Lei. Research of and countermeasure for wellbore integrity of shale gas horizontal well ［J］. Natural Gas Industry, 2015, 35（9）:70-77.

［14］ 尹虎，張韻洋. 溫度作用影響套管抗擠強度的定量評價方法—以頁巖水平井大型壓裂施工為例［J］. 天然氣工業，2016，36（4）：73-77.YIN Hu, ZHANG Yunyang. A quantitative evaluation method for the effect of temperature on casing collapsing strength: A case study of large-scale hydraulic fracturing in shale gas horizontal wells ［J］. Natural Gas Industry,2016, 36（4）: 73-77.

［15］ 董文濤，申瑞臣，梁奇敏，張弘，代宇. 體積壓裂套管溫度應力計算分析［J］. 斷塊油氣田，2016，23（5）：673-675.DONG Wentao, SHEN Ruichen, LIANG Qimin,ZHANG Hong, DAI Yu. Calculation and analysis of casing thermal stress during stimulated reservoir volume fracturing ［J］. Fault-Block Oil and Gas Field, 2016, 23（5）: 673-675.

［16］ 劉奎，王宴濱，高德利，李星君，張勇. 頁巖氣水平井壓裂對井筒完整性的影響［J］. 石油學報，2016，37（3）：406-414.LIU Kui, WANG Yanbin, GAO Deli, LI Xingjun,ZHANG Yong. Effects of hydraulic fracturing on horizontal wellbore for shale gas ［J］. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37（3）: 406-414.

［17］ 張景富，呂英渤，劉碩瓊，徐明，張強，李勇. 水泥環力學參數與載荷間的適應性［J］. 石油鉆采工藝，2016，38（5）：594-600.ZHANG Jingfu, LYU Yingbo, LIU Shuoqiong, XU Ming,ZHANG Qiang, LI Yong. Adaptability among loads and mechanical parameters of cement sheath ［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2016, 38（5）: 594-600.

（修改稿收到日期 2017-07-07）

〔編輯 薛改珍〕

Analysis on cement sheath integrity under transient thermo-mechanical coupling effect

XI Yan1, LI Jun1, LIU Gonghui1,2, ZHA Chunqing1, YAN Pan1
1. China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Beijing University of Technology, Beijing 100124, China

The practical shale gas well engineering shows that casing fracturing can easily destroy the integrity of cement sheath,leading to sustained annular pressure (SAP). In this paper, the wellbore temperature feld calculation model and the fnite element model of casing-cement sheath-formation assembly were established based on the actual casing fracturing engineering. The effect laws of transient thermo-mechanical coupling on the magnitude and distribution of cement sheath stress were calculated by using analytical method and numerical method comprehensively. It is shown that the temperature difference between inside and outside the wall of cement sheath increases frstly and then decreases in the process of fracturing. Steep temperature gradient occurs near the inside wall at the initial fracturing and it tends to result in obvious increase of stress on the inside wall. Due to the effect of transient thermo-mechanical coupling,the stress on the inside wall of cement sheath is increased signifcantly, and the risk of cement sheath integrity failure is aggravated.The initial fracturing stage is the “risk period” when cement sheath failure tends to happen easily. As time goes, the maximum stress on the inside wall of cement sheath results in multiple cracks easily and makes the SAP more serious. The research results can provide the reference for the design and control of cement sheath integrity during the fracturing of shale gas well.

shale gas; fracturing;sustained annular pressure; cement sheath; transient thermo-mechanical coupling effect; integrity

席巖，李軍，柳貢慧，查春青，嚴攀.瞬態力－熱耦合作用下水泥環完整性分析［J］.石油鉆采工藝，2017，39（4）：417-423.

TE329

A

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0417– 07

10.13639/j.odpt.2017.04.005

:XI Yan, LI Jun, LIU Gonghui, ZHA Chunqing, YAN Pan. Analysis on cement sheath integrity under transient thermo-mechanical coupling effect［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4): 417-423.

國家自然科學基金“長水平段非均質頁巖儲層非均勻分簇射孔優化研究”（編號：51674272）；中石油西南油氣田分公司項目“威遠長寧頁巖氣水平井固井質量對井筒完整性的影響”（編號：XNS21JS2014-04）。

席巖（1985-），2008年畢業于中國石油大學（北京）石油工程專業，在讀博士研究生，主要從事巖石力學、井筒完整性方面的研究。通訊地址：（102249）北京市昌平區府學路18號。E-mail：315791585@qq.com