保压候凝对页岩气井固井质量的影响及机理分析

谭元铭，曾夏茂，何鑫，岳欣，方仲旗

中国石化西南石油工程有限公司固井分公司（四川德阳 618000）

0 引言

井筒完整性是贯穿页岩气水平井钻完井和压裂改造的一个核心指标，影响着页岩气井开采全寿命周期[1]。页岩气固井时套管自身内外压差可达50 MPa 以上，邻井进行体积压裂时所引发的地层压力传导甚至可以致使管内外压差达到100 MPa 以上。为保障井筒完整性，预防巨大压差诱发的套变，现阶段主要采取保压候凝的方式应对这项难题。此措施虽然对减少套变具有帮助，但经过保压候凝的页岩气井，固井声幅质量在某一垂深附近存在明显分界现象，分界点以上井段声幅值高，固井胶结质量较差，存在微间隙；分界点以下井段声幅值低，固井胶结质量优。

国内外大量研究结果表明，固井界面微间隙是造成环空带压及窜流的主要原因之一[2-5]。有研究表明[6-8]，当微间隙超过0.01 mm，高压气井就可能形成气窜通道，轻则环空带压和层间窜流，增加井口检测与放压成本、产量降低；严重时需要关井，甚至导致井组报废，对油气井完整性造成极大伤害。

因此，通过对中石化WY 区块页岩气井固井情况调研，分析保压候凝措施对固井质量影响的规律特征，并结合有关理论研究分析其伤害机理。

1 保压候凝对固井质量的影响

WY 区块页岩气是中石化重点部署的页岩气产区，该区块开发所使用的井身结构如图1 所示。采用三开制井身结构，表层套管使用Φ339.7 mm 套管封沙溪庙组中部；技术套管下入Φ244.5 mm 套管中完于石牛栏组顶部；油层套管使用Φ139.7 mm 套管封固龙马溪组底部优质页岩段。

图1 WY区块页岩气常见井身结构图

统计分析WY27 平台、WY28 平台采取管内保压候凝措施后，最终的固井质量情况见表1。其中，WY27 平台有6 口井采取保压候凝措施，1 口井未保压候凝；WY28 平台有9 口井采取保压候凝措施，1 口井未保压候凝。体积压裂改造后，WY27 和WY28 平台共有5 口井出现油层套管环空带压的情况。

表1 WY27平台和WY28平台保压候凝后的油层套管固井质量

WY27 平台和WY28 平台均采用图1 所示井身结构，A 靶点在4 080±20 m 附近（最大垂深3 800±20 m），水平段段长约1 500～1 600 m。其中，Φ139.7×10.54 mm 套管下深约3 230～3 320 m（垂深约3 215～3 302 m），Φ139.7×12.7 mm 套管下深约5 400～5 600 m（垂深约为3 800±20 m），裸眼平均扩大率约在4%～6%；上层套管Φ244.5×11.05 mm套管下深约2 200 m，Φ244.5×10.03 mm套管下深约3 330～3 420 m。

从表1中可以看出，采取保压候凝措施的井，固井质量在井深3 800 m 附近存在分界，即3 800 m 以上直井段、定向段固井质量以中、差为主，除WY27-3HF/-4HF，WY28-6HF/-7HF外，剩余井的对应井段固井不合格率全部超过50%；3 800 m 以下井段固井质量以优为主，除WY28-10HF 井外，其余井的对应井段固井质量优质率均在70%以上；优中率则更高，均在90%以上。

WY27-3HF、WY28-6HF 由于没有采取保压候凝，3 800 m 以上井段的优中率分别为80.1%和82.9%，优质率分别为51.1%和42.9%；相比采取保压候凝措施的井，固井质量明显高出许多。同时，WY27-4HF 和WY28-7HF 保压值只有20 MPa，3 800 m 以上井段固井质量优中率均超过73%，相比保压50 MPa 候凝的井，远高于其28.2%的平均优中率，说明保压值高，不利于该井段的固井质量。

通过比较还可以发现，保压过程套管内压力反复变化也会导致固井质量变差。WY27-7HF/-8HF两口井先是保压20 MPa,持续43 d，后加压至50 MPa后再分别保压54 d 和58 d，3 800 m 以上井段不合格率分别为86.8%和91.5%。而WY27-1HF/-2HF 则采取连续保压（50 MPa）63 d 和69 d，3 800 m 以上井段不合格率分别为51.1%和67.5%，说明候凝期间，套管内的压力再次变化会破坏原来的套管-水泥环胶结界面的质量。

除此之外，通过比对声幅-变密度测井曲线，发现具有图2、图3 中的分界特征。3 800 m 以上井段声幅曲线位置偏高，幅值主要集中在30%～60%；变密度测井曲线可见清晰明暗相间的套管波，不见明显的地层波，说明该井段套管-水泥环的声耦合不佳，影响了第二界面的声波传播，是典型的固井第一界面存在微间隙的声学特征。

图2 3 800 m以上井段部分声幅-变密度测井曲线

图3 3 800 m以下井段部分声幅-变密度测井曲线

综上所述可知，采取保压候凝措施的井，管内压力释放后，部分井段在套管-水泥环之间（固井第一界面）会产生微间隙，影响测井声波耦合，导致固井胶结质量出现明显质量分界。在体积压裂后，重叠段、定向段也更容易通过微间隙形成气窜通道，从而引起后期油层套管环空带压的状况。

2 保压候凝引起的套管-水泥环间隙计算

为了方便研究管内保压候凝到泄压后形成微间隙的趋势情况，将套管-水泥环系统受力情况简化为弹性模型[9-11]，即套管、水泥环在泄压后均发生弹性变形，加载压力释放后，套管-水泥环和水泥环-地层的界面是位移连续的。

2.1 套管-水泥环力学模型

根据弹性力学厚壁筒理论，套管-水泥环在地层中受到均匀载荷可以转换为平面应力模型[12-14]（图4），利用界面上径向变形相等的连续条件推导出套管和水泥环界面处的作用力P1和套管内压P0、围岩压力P2之间的关系，其表达式见式（1）。

图4 均匀水泥环受均匀载荷模型

其中：

式中：R0为套管内半径，mm；r1为套管外半径，mm；r2为水泥环外半径，mm；Es、Ec分别为套管的弹性模量和水泥环的弹性模量GPa；μs、μc分别为套管泊松比和水泥环泊松比。

微间隙：

其中，泄压后套管收缩的径向位移量

围压导致水泥环变形

2.2 套管-水泥环微间隙计算

水泥石的泊松比变化一般为0.2～0.26，模型中水泥环的泊松比设定为常量，取值0.23；套管的弹性模量为210 GPa，泊松比为0.30。领浆采用膨胀防气窜水泥浆，弹性模量取值15 GPa，尾浆为加砂弹韧性防气窜水泥浆，弹性模量取值6 GPa。重叠段由于有上层套管保护，围压较小；裸眼段为岩石，围压随着深度增加[15-17]。以WY27 平台、WY28 平台井身结构计算，井眼直径222.4 mm/228.85 mm，套管外径139.7 mm，壁厚10.54 mm/12.70 mm，重叠段围压设置为0～10 MPa，裸眼段围压设置为12～18 MPa，保压50 MPa候凝。保压候凝套管-水泥环间隙模拟计算结果见表2。

表2 保压候凝套管-水泥环间隙模拟计算

不难看出，从管内保压候凝至泄压后，随着垂深的增加，由于围压与管内压力共同作用，套管-水泥环之间的间隙先增大后减小。当垂深到达一定深度时，由于围压作用导致的水泥环径向的形变量大于内压变化引起的套管收缩量，微间隙大小表现为负值，这表明水泥环在套管和地层之间被压实。由于套管、水泥环、地层岩石三者的密度差异要比环空中的液体密度差异更小，因此更有利于声波在三者之间的传导，也有利于固井质量检测。

3 理论模拟计算与实际现象对比分析

为了更清晰地比对理论计算的微间隙与测井声幅值之间的关系，以WY28-1HF 和WY27-2HF 这两口井的固井结果为例，统计测井声幅值，并以折线图形式反映其整体变化趋势，与理论计算的微间隙大小进行关系比较，如图5所示。

图5 理论计算微间隙与实际声幅值的关系

由图5 可以看出，井深在3 800 m 以后声幅值出现明显降低，几乎全部都在20%以内，以10%左右声幅值为主；微间隙计算值也由正值变为负值。

通过比较两个平台所有测井声幅-变密度曲线，发现采取了保压候凝措施的井具有图2、图3 和图5 的趋势特征，即表现出4 100 m 以下井段固井质量整体较好，无明显剧烈波动，甚至呈现全段优质（声幅值10%以内）的情况；3 700 m 以上井段，特别是重叠段间隙明显，声幅值很高；3 700～4 100 m 声幅值则以由低转高过渡状态或突变状态为主，变密度曲线可见清晰的套管波、地层波，并伴有部分套管波缺失。

原因就是采取保压候凝措施，当管内泄压后套管发生弹性收缩，由于重叠段受上层套管保护，围压较小，水泥浆环的弹性形变量弥补不了套管-水泥环的微间隙大小；并且重叠段所使用水泥浆为非弹性体系，水泥环实际在井下高温、高压条件下发生的是塑性变形而不是假想的弹性变形。因此水泥石与套管之间的间隙只会比模拟计算的更大，对固井质量的影响更显著。水平段则因为受到的围压大，固井界面被压得更紧实，并且尾浆使用的水泥浆体系是弹性水泥浆体系，使得水平段的水泥环具有更好的弹韧性，不易破损，反而起到利于声波传播和防气窜的效果。

在高压气井中，当微间隙小于0.01 mm 时，对油气水等液体而言，不足以形成液体通道造成油气水窜，但能够使声幅波的声耦合率大大降低，使声幅值增高、声幅值失真[18-19]。WY27 平台和WY28 平台油气显示井段均在3 600 m 以下，对应井段固井质量受保压候凝措施影响小。微间隙井段集中在3 800 m 以上井段，即使重叠段存在气窜通道，由于分界点以下形成的微间隙小，且水平段候凝期间固井界面被压实，胶结质量格外好，因此保压结束后未出现气窜的情况。但是在经过同平台和邻井平台体积压裂改造后，水平段的水泥环逐步被破坏，重叠段、裸眼段的环空逐渐连通，间隙逐渐增大，因此出现了油层套管环空带压的现象。

4 结论与建议

通过对中石化WY 区块两个平台保压候凝后固井质量情况的调研分析和微间隙模型计算，发现为了预防套变所采取的保压候凝措施会限制预应力固井技术在促进固井界面胶结方面的作用，不利于重叠段固井质量的提高，给后期井口防窜带来隐患。因此，在套管满足抗外挤条件下，不建议候凝期间采取管内保压措施。

如果必须采取保压候凝措施，建议可采用以下措施减小质量损失：

1）在固井液方面，可采取低弹性模量的弹性水泥浆体系、自愈合水泥浆体系、强胶结树脂水泥浆体系进行防范或补救。通过改善水泥石与套管界面的胶结质量，减小保压候凝措施产生的微间隙大小。

2）在固井工艺方面，可通过控制保压值大小（不大于采气时的井口最小压力)，降低保压所产生的微间隙影响，亦或者在重叠段关键位置使用遇烃遇水自膨胀管外封隔器封堵气窜通道。