四川盆地頁巖氣水平井B環空帶壓原因分析與對策

陶謙 陳星星

1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點試驗室；2.中國石油化工股份有限公司石油工程技術研究院；3.中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發有限公司

四川盆地頁巖氣水平井B環空帶壓原因分析與對策

陶謙1，2陳星星3

1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點試驗室；2.中國石油化工股份有限公司石油工程技術研究院；3.中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發有限公司

四川盆地頁巖氣井環空帶壓井比例較高，對氣藏高效開發和氣井井筒完整性帶來了挑戰。通過對國內頁巖氣開發區塊環空帶壓實際情況的具體分析，運用同位分析方法確定氣體來源，采用物理模擬試驗方法開展頁巖氣井環空帶壓機理研究，明確了不同水泥漿體系下壓裂過程中水泥環密封失效規律，形成了改善水泥環密封性能、緩解分段壓裂井環空帶壓現象的關鍵技術：在漿柱結構完全滿足密封要求的基礎上，利用相間填充技術和降低水泥石孔隙度方法，開發出低孔隙度低彈性模量水泥漿體系，彈性模量低至4.2 GPa，相比常規水泥石35%的孔隙度，孔隙度降低27.1%，水泥石彈性變形能力大幅提升。現場5口井的應用實踐證明，固井質量優質率達到100%，且未發生環空帶壓現象，對環空帶壓的控制具有良好的借鑒作用。

環空帶壓；頁巖氣井；固井；水泥漿；分段壓裂

頁巖氣勘探開發的成功，對于世界能源結構調整具有重大意義。涪陵頁巖氣田是我國首個頁巖氣開發示范區，2015年年底已完成一期50億m3產能建設，“十三五”末擬建成100億m3氣田，但隨著勘探開發的不斷深入，如5號、26號平臺等多口井發生環空帶壓現象，威遠頁巖氣示范區N209、N210、N203等多口井也發生了不同程度的環空帶壓現象，對長期的安全生產產生了一定的影響［1］。本文立足于對頁巖氣田環空帶壓實際情況的具體分析，通過同位分析方法確定氣體來源，利用物理模擬試驗方法開展頁巖氣井環空帶壓機理研究，明確了不同水泥漿體系下壓裂過程中水泥環密封失效規律，形成了改善水泥環密封性能、緩解分段壓裂井環空帶壓現象的關鍵技術，并且在5口井進行了現場實踐應用，固井質量優質率達到100%，且截至當前未發生環空帶壓現象，對后期頁巖氣井固井工程實踐的開展提供了重要的借鑒。

1 頁巖氣井環空帶壓特征分析

Analysis on the SCP characteristics of shale gas wells

南方頁巖氣目前勘探開發有利區塊主要位于重慶、四川境內，目的層為龍馬溪頁巖地層，儲層深度為2 800～4 000 m，開發井采用三開井身結構，并利用分段壓裂技術實現對頁巖儲層實施改造。以四川盆地東南邊緣某示范區已投產井開展分析。為進一步明確該區塊環空帶壓情況，對于環空帶壓井特征進行了具體分析：（1）帶壓井中，技術套管與油層套管環空（B環空）壓力大于30 MPa僅占帶壓井總比例 0.88%，20～30 MPa占比 15.93%，10～20 MPa占比23.89%，小于10 MPa的井占比59.29%，但是部分井出現方井冒氣，對安全生產帶來了隱患；（2）從環空帶壓時間來看，分段壓裂前后環空帶壓現象出現顯著提升：B環空壓裂前帶壓井比例占當前帶壓井總數19.04%，壓裂后為63.70%，增加了44.64%，同時隨著生產時間的增加，帶壓井比例逐年增加，投產后1月內帶壓井占19.14%，2個月后帶壓井占5.07%，3個月后帶壓井占7.23%，3年后帶壓井占4.87%。結果表明壓裂對頁巖氣井水泥環密封能力影響較大。

2 頁巖氣水平井環空帶壓原因分析

Analysis on the reasons for the SCP of shale gas wells

水泥環環空密封影響因素較多，主要包括：（1）地質、油藏因素：如漏失導致界面膠結不良，以及水泥石高溫強度衰退；（2）鉆井因素：如井眼幾何條件和鉆井液性能差，頂替效率低、膠結質量差等；（3）固井因素：如水泥漿性能差、水泥石力學性能不滿足長期密封性要求；（4）開發因素：如壓裂、修井、調產等因素導致井筒內溫度壓力變化，影響水泥環密封能力［2-3］。利用同位素測量和物理模型研究方法，結合焦石壩實際現場參數，對于氣體來源和環空帶壓具體原因進行機理性分析。

2.1 氣體來源分析

Analysis on gas sources

四川盆地東南邊緣某示范區頁巖氣井存在油氣顯示的層位為長興組、茅口組、棲霞組、龍馬溪組，技術套管封固層位為龍馬溪濁積砂以淺井段，油層套管封固龍馬溪地層。為對環空中氣體來源進行準確判斷，分別對井口生產氣樣、C環空（表層套管與技術套管環空）、B環空（技術套管與油層套管環空）氣樣利用δ13CPDB測定和評價方法針對3口環空帶壓井開展CH4同位素分析。

CH4同位素分析見表1所示，生產氣（即由分離器進入管網的氣體）δ13CPDB測定值為–31.52，與F7-1HF、F7-2HF、F20-2HF井B環空氣樣相似，但是與F7-1HF井C環空氣樣測試值–52.08存在明顯的差異。由于甲烷氣的形成條件和時間的差異性，依據測試結果表明：C環空氣體來源于淺層氣，B環空氣體主要來自于龍馬溪地層，因此可以初步判斷，C環空水泥環密封失效導致了C環空帶壓。

表1 環空氣體同位素分析Table 1 Isotope analysis on annulus gas

2.2 產層套管環空帶壓原因分析

Analysis on the reasons for the SCP of production casing

目前開展環空帶壓水泥環完整性分析，以數值計算和數值模擬分析為主，大多采用彈性力學理論和厚壁圓筒理論開始分析和計算，但是數值模擬分析對邊界條件的假設、水泥石自身力學行為的表征相對簡單，未能真實揭示水泥環密封失效的機理［2-3］。為進一步明確B環空空帶壓原因，采用全尺寸水泥環密封能力評價裝置開展物理模擬試驗。該裝置基本原理為：利用套管、水泥環和外筒模擬套管-水泥環-地層組合體，然后通過壓力系統向套管內加載和卸載模擬地層壓裂過程中套管、水泥環的受力變化。在該過程中還可以開展環空氣竄時氣泡檢測和氣體流量測試，對于頁巖氣井環空帶壓情況進行工程復原。

在套管選用上，選擇與示范區頁巖氣井完井同品質套管，外徑為139.7 mm、鋼級為P110，水泥環壁厚為26.7 mm。與此同時，壁厚為22.5 mm、外徑為244.5 mm的金屬合金筒模擬彈性模量為25.0 GPa，泊松比為0.18的頁巖地層。模型整體長度為1 000 mm，實物裝置見圖1所示。

圖1 水泥環密封能力大型物理模擬裝置Fig. 1 Photo of large physical simulation device for sealing capacity of cement sheath

針對當前在該地區廣泛采用的常規水泥漿、膠乳水泥漿體系、增韌性水泥漿，開展分段壓裂模擬過程水泥環密封能力評價。水泥石在80 ℃環境下養護7 d，測定常規水泥石單軸抗壓強度為35.5 MPa，直抗強度3.5 MPa，彈性模量為14.3 GPa；膠乳水泥漿抗壓強度24.5 MPa，直抗強度3.2 MPa，彈性模量為8.2 GPa；增韌性水泥漿壓強度35.7 MPa，直抗強度4.3 MPa，彈性模量為9.4 GPa。

對套管內施加70 MPa內壓模擬壓裂施工，并且進行多次加、卸載模擬分段壓裂過程，加卸載作用下的壓力曲線和氣竄曲線見圖2～圖4。實驗結果表明：通過取樣3次測試常規水泥石，分別在第1次測試的第1次加卸載和第2次測試的第2個加卸載周期卸壓后即發生氣竄（見圖2），第3次測試的氣竄亦發生在第2個加卸載周期卸壓后；膠乳水泥漿在第1次測試的第15和第2次測試的第14個周期即出現劣化現象（見圖3），第3次測試亦發生在第14個加卸載周期卸壓后，出現大于0.01 mm的間隙［4］，開始發生氣竄；韌性水泥漿在第11個周期后卸載，即發生氣竄現象（見圖4）。

圖2 常規水泥漿加卸載過程氣竄分析Fig. 2 Analysis on the gas channeling in the loading and unloading process of conventional cement slurry

圖3 膠乳水泥漿加卸載分析Fig. 3 Analysis on the loading and unloading of latex cement slurry

同時利用聲發射技術監測水泥環密封失效過程的聲學特征：常規水泥石初始加載、第4～7次循環加卸載、第20次循環加卸載接收到大量信號，信號類型顯示巖石偏于脆性變形破壞，可見在這幾次加卸載過程中水泥石損傷較大；膠乳水泥漿體系在初始和前3次加卸載聲發射信號較弱，從第4次加卸載開始直至結束，聲發射信號均保持穩定，顯示巖石偏于塑性變形破壞。

通過力學監測加載過程中的水泥環應力狀態發現：常規水泥石由于具有較高模量，在外載荷情況下，由于套管膨脹導致水泥環承受較高的周向拉伸應力，拉伸應力達到4.2 MPa（圖5），形成了拉伸裂紋（圖6），導致水泥環密封失效；膠乳水泥漿形成的水泥環，周期加卸載荷條件下，水泥石未發生機械破壞，塑性破壞是水泥環密封失效的關鍵因素（圖7），對水泥石開展周期載荷加載，測試水泥石塑性變形累計效應如圖8所示，由于塑性變形的累積，導致水泥環第一界面、第二界面膠結劣化，并形成環隙，導致環空帶壓。

圖4 韌性水泥漿加卸載分析Fig. 4 Analysis on the loading and unloading of tough cement slurry

圖5 常規水泥石加載過程二界面應力Fig. 5 Interfacial stress in the loading process of conventional cement set

3 對策與實施

Countermeasures and implementation

3.1 生產套管環空帶壓的預防

Prevention of production casing SCP

通過對分段壓裂井水泥環密封失效的試驗研究發現：水泥石的硬脆性和塑性變形累積導致了水泥環密封失效。因此改善水泥石硬脆性、增加水泥石變形能力能有效緩解環空帶壓現象。而改善水泥石硬脆性、增加水泥石變形能力主要通過結晶性相塑化、凝膠相塑化以及水泥石基體填充。與此同時為了有效降低水泥石塑性變形，需要有效降低水泥石孔隙度，降低水泥石微觀和宏觀缺陷［5-10］。

設計了一種低彈性模量、低孔隙度的水泥漿體系，其基本配方為：JHG+（2～8）%有機彈性材料+（8～15）% 無基納米乳液 +（2～3）% 降濾失劑 +（2～3）%膨脹劑 +（0.1～0.5）% 緩凝劑 +（1～2）% 無基增韌劑+44%水，形成的水泥漿密度為1.88 g/cm3，7 d水泥石滲透率為0.02 mD，孔隙度25.5%～27.8%，相比常規水泥石的孔隙度，降低了27.1%，API失水小于36 mL，自由液為0，48 h抗壓強度大于12 MPa，初始稠度小于22 Bc。水泥石力學性能見圖9。彈性材料加量在2%～8%，水泥石彈性模量4.2～7.5 GPa，在彈性材料加量超過6%時，水泥石彈性變形區間達到單軸抗壓強度的75%，基本良好的彈性變形能力，其循環載荷塑性累積變形量較常規水泥石減少28.5%，在70 MPa分段壓裂條件下，水泥環加載周期達到35次，滿足焦石壩目前所有井分段壓裂要求。

圖6 常規水泥石加載過程破壞形態Fig. 6 Damage form in the loading process of conventional cement set

圖7 膠乳水泥石加載過程界面應力Fig. 7 Interfacial stress in the loading process of latex cement set

圖8 循環載荷條件下水泥石塑性變形Fig. 8 Plastic deformation of cement set under cyclic loading

3.2 現場實施

Field implementation

四川盆地東南邊緣頁巖氣示范區采用的漿柱結構為兩級漿柱結構，其中領漿采用常規水泥漿，尾漿采用膠乳水泥漿。由于分段壓裂的影響，常規水泥石容易出現脆性破壞，膠乳水泥石由于脆性改造不徹底，水泥石仍然具有較高的彈性模量，在壓裂過程導致了水泥環密封失效。因此為了有效提高水泥環在分段壓裂后的密封能力，在漿柱結構設計時，需要采用全井筒氣密封性能優良的水泥漿體系。

圖9 不同彈性材料加量水泥石應力應變Fig. 9 Stress and strain of cement set with different dosages of elastic materials

采用新研制的低孔隙度、低彈性模量的彈性水泥漿體系在5口井中開展應用，固井質量均達到優質，測試、生產至今未發生環空帶壓現象，應用效果見表2。該結果表明，采用全井筒高性能水泥漿體系及合理的漿柱結構，能夠有效提高水泥環的長期密封能力，緩解環空帶壓現象，保證分段壓裂后頁巖氣井的安全生產。

表2 現場實施與應用Table 2 Field implementation and application

4 結論

Conclusions

（1）同位分析法表明結果，技術套管與油層套管環空氣體來源均為龍馬溪頁巖氣，其帶壓的主要原因為分段壓裂對水泥環密封能力的影響。

（2）通過大量物理模擬試驗和室內評價表明，采用的常規水泥石在分段壓裂過程中，本體破壞導致水泥環密封能力降低。

（3）導致膠乳水泥環密封失效的主要原因是水泥環塑性變形累積并最終形成環隙，導致環空帶壓。

（4）通過改善水泥石力學性能，有效降低水泥石彈性模量，降低水泥石彈性變形區間，減少塑性變形，能夠有效提高水泥環密封能力。

（5）頁巖氣井漿柱結構，宜采用全井高效密封的漿柱結構，優化領漿性能，是有效控制環空帶壓的關鍵技術之一。

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（修改稿收到日期 2017-08-20）

〔編輯 薛改珍〕

Causal analysis and countermeasures on B sustained casing pressure of shale-gas horizontal wells in the Sichuan Basin

TAO Qian1,2, CHEN Xingxing3

1. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development,Beijing100101,China;
2. SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing100101,China;
3. SINOPEC Chongqing Fuling Shale Gas Exploration and Development Co.,Ltd.,Fuling400020,Sichuan,China

In the Sichuan Basin, the percentage of shale gas wells with sustained casing pressure (SCP) is higher, bringing about the challenges to the efficient development of gas reservoirs and the wellbore integrity of gas wells. In this paper, the actual SCP situations in domestic shale gas development blocks were analyzed specifically. The gas source was determined by using the isotope analysis method, and SCP mechanisms of shale gas wells were studied by means of physical simulation experiment. Accordingly, the failure laws of cement sheath in different cement slurry systems in the process fracturing were fi gured out, and the key technologies to improve the sealing capacity of cement sheath and relieve the SCP phenomenon in staged fracturing wells were developed. When the cement slurry column can structurally satisfy the sealing requirement completely, a cement slurry system of low porosity and Young’s modulus was developed by means of the interphase fi lling technique and the set cement porosity decreasing method. Its Young’s modulus is only 4.2 GPa, and its porosity is 27.1% (the porosity of conventional cement set 35%). And the elastic deformation capacity of cement set is enhanced dramatically. The new cement slurry system has been practically applied in 5 wells. And its high-quality cementing rate is 100%with no SCP. This research provides the good reference for SCP control.

sustained casing pressure; shale gas well; cementing; cement slurry; staged fracturing

∶

陶謙，陳星星.四川盆地頁巖氣水平井B環空帶壓原因分析與對策［J］.石油鉆采工藝，2017，39（5）：588-593.

TE256

A

1000 – 7393（ 2017 ）05 – 0588 – 06 DOI∶10.13639/j.odpt.2017.05.011

國家重大專項示范工程“彭水地區常壓鉆井及高效壓裂工程工藝優化技術”（編號：2015ZX05069-002）；中石化科技攻關項目“改善天然氣井水泥環長期密封性技術研究”（編號：P14112）。

陶謙（1982-），2010年畢業于中國石油大學（北京）油氣井工程專業，獲工學博士學位，現主要從事固井新技術的研究工作，高級工程師。電話：010-84988227。E-mail：taoqian.sripe@sinopec.com

: TAO Qian, CHEN Xingxing. Causal analysis and countermeasures on B sustained casing pressure of shale-gas horizontal wells in the Sichuan Basin［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(5)∶ 588-593.