吉木萨尔页岩油井水泥环性能评价

水力压裂技术是提高页岩油井产能的重要手段,压裂过程中固井水泥石力学行为对油气井安全和高效生产有重要影响。基于吉木萨尔地区固井水泥浆体系配方,设计了水泥试样养护模具及水泥胶结强度测试方案,养护了水泥石标准圆柱试样及水泥石胶结试样,开展了模拟井底条件下单/三轴压缩实验、循环加载实验以及胶结强度实验,探究了固井水泥石本体、胶结面损伤及破坏规律。研究结果表明：单轴压缩条件下,水泥石具有显著的弹脆特性,破坏时水泥本体形成宏观裂隙,水泥弹性模量均值为3.054 GPa,泊松比均值为0.127;三轴条件下水泥石强度及塑性特征得到增强;循环加载过程中,水泥石塑性变形存在双线性累积现象,塑性变形量与载荷峰值呈正相关,载荷峰值由22.7 MPa增至53.2 MPa时,循环20次后的塑性应变由0.24%增至2.46%;水泥胶结面为天然力学弱层,水泥石胶结强度小于1 MPa,远低于水泥石本体强度,是井筒密封失效的风险点位。     

抗冲击韧性水泥浆体系室内研究

固井施工中,由于某些原因在水泥石中形成许多初始缺陷,在射孔、压裂等作业产生的冲击载荷作用下,初始缺陷的裂纹尖端处会形成高度的应力集中,随着应力水平的发展,裂纹将迅速扩展,形成裂纹、裂缝,造成油气层段窜槽,给射孔后开发和改造挖潜等增产措施带来极大困难.通过研究和分析水泥石环发生破坏的情况及应力变形特征,研究出水泥石塑性较高而脆性较小的抗冲击韧性水泥浆.对水泥石抗压强度、抗折强度、动态弹性模量、泊松比、最大扰度、动态断裂韧性和射孔损伤程度等参数的测试表明:水泥浆中加入改性纤维、聚合物对水泥石的动态力学性能有明显提高;水泥石抗压强度越高,脆性越大,弹塑性、断裂韧性越弱;采用抗冲击韧性水泥浆,水泥石塑性较高而脆性较小,水泥环具有一定的抗冲击性和韧性,可减小井下作业对水泥环的损坏,降低、节省修井费用,延长油气井的寿命,提高采收率.     

基于水泥石力学形变特征的环空封隔失效分析与计算

固井水泥环的封隔失效主要由于水泥环的变形或破坏造成,如何预测和防止水泥环封隔失效是固井广泛关注的问题。针对这一问题,对固井水泥石的力学性能做了深入的实验研究,研究了油井水泥石的弹塑性形变与破碎形式,“压实”与“弹性滞后”效应,疲劳变形与疲劳破坏等,阐述了水泥石复杂的力学形变特征及其对封隔失效的影响。结合水泥石的力学特性,建立平面数学模型,计算水泥环在内压变化时的应力变化,推导第一界面微环隙大小的定量计算式,以YAn002-7井Φ177.8mm套管回接固井为实例进行计算,结果与实际测井数据相吻合。同时指出,研发结构致密、无“压实”效应、强而韧的新型固井水泥,有利于改善水泥环的封隔性能。     

气井水泥环长期密封失效机理及预防措施

高压气井环空带压现象普遍,迫切需要开展高压气井水泥环密封失效机理及预防措施研究。基于水泥石性能演化规律及气井温压场变化特点,开展了高温高压条件下水泥环密封失效试验,分析了不同龄期水泥水化产物、孔隙结构、力学性能及胀缩特性的演化机制,研究了周期载荷下温度压力对水泥环密封能力的影响规律。
结果表明：水泥石干缩及周期性温压变化是导致长龄期水泥环密封失效的主要原因;通过改善水泥石收缩特性、控制水泥石渗透率、增强水泥石力学性能,可有效降低环空带压现象,提高水泥石长期密封能力。研究成果可望为高压气井水泥石性能优化及固井技术完善提供参考与指导。     

高温高压高含硫气井固井水泥环封隔能力评价技术

随着中海油海上及海外复杂油气田大力开发,高温高压高含硫井开采数量不断增多,固井水泥环封隔性能失效引起的环空带压或酸性气体泄漏问题,已经成为制约高温高压高含硫气田安全作业和生产的瓶颈。从分析固井水泥环封隔能力影响因素、失效机理等方面出发,总结了高温高压高含硫固井水泥环封隔能力失效的主要原因,分析认为在高温高压高含硫条件下水泥石力学性能和结构变化是影响水泥环封隔能力的重要因素之一;结合高温高压高含硫井特点,设计了固井水泥环封隔能力评价思路,建立了固井水泥环层间封隔能力评价方法,提出了改善水泥环长期封隔能力的技术措施,为提高高温高压高含硫固井水泥环密封完整特性和延长油气井生产寿命,提供了新的工程技术发展方向与解决途径。     

射孔水泥环损伤评价及压裂裂缝扩展规律

为了进一步提高储层段水泥环在射孔作业、压裂充填完井或水力压裂作业过程中的力学完整性,满足后期增产作业对固井质量的需求。以射孔作用下的水泥环损伤响应为研究对象,在模拟地层温度和压力工况条件下分别采用大孔径和深穿透2种射孔弹开展射孔实验,分析射孔水泥环损伤与射孔弹及水泥环性能的关系。结合射孔弹结构,建立射孔动态冲击载荷作用下的水泥环伤响应数值模型,提出以累计塑性应变率和最大偏应力为关键指标,形成射孔水泥环冲击损伤量化评价技术。基于流固耦合理论和压裂裂缝扩展力学理论,建立非均值特性水泥环压裂裂缝延展数值分析模型,针对射孔水泥环初始裂纹的4种状态,开展了压裂过程中的水泥环损伤及裂缝延展规律研究。研究结论可指导优化固井设计、优化射孔方案和优化压裂完井方案,对保障井筒安全具有重要意义。      

页岩气井压裂交变载荷水泥环密封能力研究

页岩气井压裂后的环空带压问题严重影响页岩气安全高效开发,且低弹性模量水泥浆体系及环空加压固井工艺有效降低页岩气井环空带压力的力学机理尚未明确。为此,针对页岩气井水平段和垂直段井筒结构差异,考虑水泥石残余应变,建立了环空加压固井提高水泥环界面径向应力与密封能力的计算方法,分析了环空加压压力和残余应变对界面径向应力的影响规律。研究结果表明：页岩气井压裂过程中套管内压周期变化将导致水泥环内外界面产生较大的径向循环载荷,进而引起水泥环残余应变和界面微环隙,最终造成水泥环密封完整性失效;针对不同水泥环残余应变值需控制环空加压压力下限以满足界面密封能力要求,环空加压固井增强垂直段水泥环密封能力的效果显著大于水平段的效果。现场应用效果显示,提供的模型计算结果与现场实际相符,可为该技术工程推广及应用提供理论支持。     

玻璃纤维对硫铝酸钙水泥石力学性能的影响

随着油气田开采难度和井下情况复杂化程度的增加，常规水泥环易发生脆裂，进而影响水泥环的层间封隔作用，影响井筒完整性。硫铝酸钙水泥是一种性能优良的固井水泥材料，为了了解硫铝酸钙水泥在固井工程中应用的潜力，制作了玻璃纤维增强硫铝酸钙水泥石（CSA/GRC）样品，利用X射线衍射法分析不同龄期硫铝酸钙水泥的晶体水化产物；通过三轴应力-应变实验，测试CSA/GRC固井水泥石的力学性能；采用扫描电子显微镜观察CSA/GRC固井水泥石断裂面的微观形貌，分析玻璃纤维在硫铝酸钙水泥石中的增韧机理。研究结果表明:CSA/GRC固井水泥石具有良好的韧性和力学形变能力，轴向抗压强度和极限应变值比常规玻璃纤维固井水泥石分别提高了约45%和300%；玻璃纤维与硫铝酸钙水泥体系之间有良好的复合能力，纤维抗腐蚀性能强；通过应力分散作用和桥联作用，玻璃纤维可约束裂缝的进一步扩展，从而提高固井水泥石的韧性。     

页岩气小井眼水平井纳米增韧水泥浆固井技术

为了提高页岩气小井眼水平井固井质量,保证水泥环压裂封隔效果及压裂后的完整性,研究了纳米增韧水泥浆及其配套技术。采用纤维复配碳纳米管,研制了纳米增韧水泥浆,其形成的水泥石具有低模量、高抗拉的特点。与常规水泥石相比,纳米增韧水泥石的弹性模量降低50.9%,抗压强度提高28.1%,抗拉强度最高可达5.2 MPa。同时,研究了配套的碳纳米管三级混配工艺,解决了大剂量纳米材料易缠绕、难分散的问题,首次实现了碳纳米管水泥浆的现场应用。纳米增韧水泥浆固井试验结果表明,水平段固井质量合格率达98%;采用微地震井中监测技术评价了纳米增韧水泥环封隔效果,压裂过程中设计外区域的微地震事件为0,表明纳米增韧水泥环封隔良好。研究表明,纳米增韧水泥浆可为页岩气高效低成本开发提供技术支撑。     

威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策

针对四川盆地威远一长宁国家级页岩示范区威远区块页岩气水平井固井中所面临的油基钻井液与水泥浆不相容、高密度油基钻井液驱替困难、水泥环在大型体积压裂条件下易破坏等问题,有针对性地开展了水泥环密封力学参数理论依据、保证界面胶结的驱油前置液、满足压裂条件的韧性水泥石和有利于井筒密封的固井工艺技术等研究,取得了如下成果:①建立了考虑水泥环塑性特征及界面胶结强度的水泥环密封完整性理论模型,可指导页岩气水平井水泥石力学性能设计,减小微间隙的发生;②开发了驱油前置液,其对油基钻井液的冲洗效率超过90%且与油基钻井液及水泥浆相容性好;③根据水泥环密封完整性理论模型所开发的韧性水泥石,在保证相对较高抗压强度的同时杨氏模量降低30%;④确定了清水顶替等适用于页岩气井的固井技术,有利于保证井筒的密封性能。该研究成果应用于现场的12口井,水平段平均固井优质率达到92%,后期压裂效果良好,有效地保证了井筒的密封完整性,为页岩气高效开发提供了技术支撑。     

页岩气井井筒完整性若干研究进展

在页岩气开发工程中遭遇了井筒完整性问题，主要包括页岩气井水泥环密封失效引起的环空带压问题和页岩气井压裂过程中的套管变形问题。基于目前已有的相关研究成果，总结分析了页岩气井井筒完整性失效问题的相关研究进展情况。随着国内外学者对页岩气井压裂过程中套管变形研究的逐渐深入，认为页岩气井套管变形的主要影响因素包括压裂过程中的温度应力、储层非对称压裂、固井质量差及断层或裂缝滑动等。其中，压裂过程中断层或裂缝滑动造成的页岩气井套管剪切变形机理已经受到越来越多的研究人员关注，并提出可以通过提高套管强度和固井质量、避开断层或裂缝滑动区域来有效降低套管变形的技术对策。页岩气井水泥环密封失效主要由套管内压变化和套管偏心引起的水泥环屈服破坏、界面裂缝引起的窜流等问题造成的，通过采用膨胀水泥、柔性水泥及环空预应力等技术措施可有效减小水泥环密封失效的风险。通过优化设计页岩气井的特殊水泥浆体系，对于有效提高页岩气井水泥环密封完整性具有重要意义。考虑到水泥浆固井密封能力的局限性，还可以附加考虑在井眼环空局部采用机械密封方法达到密封完整性要求。关于页岩气井井筒完整性的研究结果，对于通过体积压裂完井的其它非常规油气井工程相关设计控制也具有重要的参考意义。     

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术研究

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井面临水泥环薄弱、注替泵压高、顶替效率低、井下温度高和高压盐水层发育等一系列技术难题,固井质量难以保证。为解决该问题,在总结前期固井施工经验的基础上,完善了井眼准备技术,优化了抗高温防气窜弹韧性水泥浆体系,开展了水泥石密封完整性研究,进行了固井流变学设计及压稳防气窜工艺优化,形成了顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术。该固井技术在现场应用3井次,固井质量良好,后期施工未发生水侵,保证了窄间隙段的长效密封性。顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术,不但解决了该区块的固井难题,还保障了该区块的安全、高效开发。      

四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策

四川盆地页岩气井环空带压井比例较高,对气藏高效开发和气井井筒完整性带来了挑战。通过对国内页岩气开发区块环空带压实际情况的具体分析,运用同位分析方法确定气体来源,采用物理模拟试验方法开展页岩气井环空带压机理研究,明确了不同水泥浆体系下压裂过程中水泥环密封失效规律,形成了改善水泥环密封性能、缓解分段压裂井环空带压现象的关键技术:在浆柱结构完全满足密封要求的基础上,利用相间填充技术和降低水泥石孔隙度方法,开发出低孔隙度低弹性模量水泥浆体系,弹性模量低至4.2 GPa,相比常规水泥石35%的孔隙度,孔隙度降低27.1%,水泥石弹性变形能力大幅提升。现场5口井的应用实践证明,固井质量优质率达到100%,且未发生环空带压现象,对环空带压的控制具有良好的借鉴作用。     

强交变热载荷下页岩气井水泥环完整性测试

页岩气井大规模水力压裂过程中,因井筒内的温度、压力波动及持续变化、循环加卸载引发的水泥环完整性问题将威胁到井筒的完整性。为了弄清强交变热载荷下水泥环完整性失效机理、避免页岩气水平井大规模压裂过程中水泥环屏障失效,基于自主研发的实验装置对全尺寸实物"生产套管—水泥环—技术套管"组合体在强交变热载荷作用下的密封完整性和力学完整性进行了测试及评价,获得了2种全尺寸水泥环(普通水泥环和高强度水泥环)在3种强交变热载荷作用下(出现间断CO_2气泡的循环次数分别为4次和14次,出现连续气泡的循环次数分别为5次和15次,交变热载荷分别为30～120℃和30～150℃)的完整性实验结果。研究结果表明:①交变热载荷对水泥环完整性具有显著的负面影响,并且随着交变温度及温差的增大,表征水泥环密封完整性的热循环次数急剧减少;②表征水泥环与套管间的剪切力、轴向与径向结合强度等界面力学性能指标均随交变温度增加而下降;③水泥环微环隙主要是由套管与水泥环材料之间的不协调变形所致,而交变热载荷诱导的水泥石自身力学性能衰退及损伤在一定程度上加剧了水泥环密封完整性失效。结论认为,该研究成果可以为深部页岩气水平井大规模压裂施工设计提供参考     

抗高交变载荷水泥浆的研制及其在涪陵页岩气井的应用

针对页岩气井普遍存在的套管环空带压问题,从提高固井水泥环长久密封完整性角度出发,研制了具有钢筋混凝土力学性能的絮状弹韧性材料DeForm,并以其为基础配制了一种适应页岩气井大型分段压裂的抗高交变载荷水泥浆。室内性能评价试验结果表明,该水泥浆具有优良的弹韧性和耐久性,可有效提高水泥环的抗交变载荷能力,实现水泥环与套管的同步形变,保证井筒的长久密封完整性。该水泥浆在涪陵页岩气田9口井进行了现场应用,固井优质率达到88.9%,套管环空带压率为0,效果非常显著,为预防页岩气井套管环空带压提供了新的技术途径。      

页岩气长水平井段防气窜固井技术

页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。     

固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响

目前针对于煤层气井近井部位固井水泥浆侵入的方式和形态规模、固井水泥浆侵入对煤储层压裂裂缝延展的影响机制及其与煤层气井开采效果的内在关联方面的研究较少。为了深化煤储层压裂裂缝延展理论并给煤层气井水力压裂施工方案优化提供支撑,选取沁水盆地煤储层中基质—裂隙发育组合迥异的区块,对部署在不同部位气井的固井水泥浆侵入方式和水泥环形态规模进行了系统刻画,分析了不同固井水泥浆侵入方式下的压裂力学判据,针对深部气井难于开挖解剖其固井水泥浆侵入特征的实际问题,提出了破裂压力当量的定义,在此基础上,对郑庄区块39口煤层气井的压裂排采数据进行了分析,总结了固井水泥浆不同侵入方式对煤层气井压裂、排采的影响。研究结果表明:①煤层气井固井水泥浆的侵入方式包含固井水泥浆正常充注型(硬煤基质)、加厚型(构造煤)及煤岩—水泥胶结界面型(硬煤裂隙带)等3种;②由破裂压力当量(pt)小于1.50 MPa,固井水泥浆均匀充注在气井井眼—套管环空,可以判断气井位于硬煤基质;由pt介于1.50～9.00 MPa,固井水泥浆沿井壁构造节理缝挤侵入储层内形成胶结滤饼,可以判断气井位于硬煤裂隙带;由pt大于9.00 MPa,固井水泥在井眼环空垮塌空间加厚形成纺锤体,可以判断气井位于构造煤;③位于硬煤基质的气井在排采期间气井产气量缓慢增加到峰值,并可在峰值部位稳产较长时间,而后产气量缓慢下降,位于构造煤的气井在排采初期很快见产,随后产气量迅速衰减,硬煤裂隙带气井在排采初期产气量快速上升并达到峰值,但稳产时间较短,而后产气量缓慢下降。     

储气库固井用油井水泥增韧材料的优选与应用

针对储气库生产对水泥石韧性的特殊要求,优选了粒径为0.15~0.18 mm经表面改性的橡胶粉作为弹性材料,聚丙烯纤维作为增韧材料,通过实验确定弹性材料和增韧材料的最佳加量分别为3.0%和0.1%,并配合使用PVA胶乳类降失水剂,改善水泥石脆性,提高耐冲击能力及抗折能力,满足水泥环频繁高压注采条件下的长期密封性。综合评价了增韧水泥石的弹性模量、抗折强度、抗压及胶结强度、渗透率及应力条件下水泥环密封性,与净浆水泥石相比,弹性模量降低了43%,抗折强度增加了84.6%,渗透率小于0.05 mD,能够满足35 MPa压力、35℃温差下的水泥环密封性要求,适用于储气库固井。      

温度与压力作用下页岩气井环空带压力学分析

为解决页岩气井环空带压的问题,进行了压裂及生产过程中温度和压力变化对页岩气井环空带压影响的力学分析。以弹性力学为基础,建立了页岩气井直井段双层套管系统的力学模型,基于界面上应力相等及位移连续条件,推导了各界面的径向应力计算方程,并讨论了套管内压、温度、地应力等因素对水泥环封隔能力的影响规律。研究结果表明:温度升高、内压及地应力增大、水泥环弹性模量增大均有利于提高水泥环的封隔能力,减小套管壁厚有利于增加界面的径向应力;随着井深的增加,界面径向应力变大,水泥环封隔能力增强,提高直井段下部水泥环的封隔能力是降低井口环空带压风险的关键;第一界面和第二界面是固井失效的危险点,提高第一、第二界面的固井质量,有利于降低形成环空带压的风险。