王广雷，苑春洋，武愉欣，张 兵，霍维维

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413）

地下储气库是将从天然气田采出的天然气重新注入地下，可保存气体的空间而形成的一种人工气藏。储气库使用周期长、频率高，而且储气库井群内单井的固井质量的好坏直接关系储气库后期安全运行整体效果，环空密封性对储气库井来说尤为重要；其次储气库井在运行时期间，伴随着天然气的吞吐，套管内压力呈周期性变化，在交变应力作用造成水泥石损伤，影响了储气库井耐久密封性。因此，有必要对储气库的水泥浆的施工性能及水泥石的力学性能进行系统的评价，才能为储气库的建设提供技术支持，提高储气库注采井固井质量的同时，还要保障储气库服役期间安全运行。

1 地质概况

升平储气库井位于松辽盆地徐家围子断陷北部升平—兴城构造带，垂深2935m，井深3959.00m，目的层为营三段火山岩，温度梯度3.95℃～4.25℃/100m，平均为4.09℃/100m。储层孔隙度介于4.0%～27.5%，平均渗透率1.19mD，属于低孔、低渗储层。

2 水泥浆性能评价

为了满足固井质量和储气库的吞吐刚需，依据《油气藏型储气库固井技术规范（试行）》，对韧性水泥浆施工性能及水泥石力学性能进行了系统的评价。水泥浆按照GB/T 19139-2012 所述方法制备，储气库尾管固井和回接固井均采用同一类型水泥浆体系，因此以下性能评价实验主要表述的是尾管固井的模拟试验数据。

2.1 沉降稳定性

对于固井施工来讲，水泥浆密度的控制，是固井施工质量的一项重要指标。为了保证入井水泥浆密度均一稳定，现场配备了混浆撬（16m3容积），现场检测加压密度，检测密度达到设计要求方可泵送入井下。现场该体系沉降稳定性BP实验数据见表1。

表1 沉降稳定性试验数据表

从表1 中可以看出,水泥浆体系相对稳定，无分层及沉淀现象发生。在井下环空不会发生固相颗粒沉降堆积影响固井施工，而且批混撬的现场应用可以更加精准地控制水泥浆的密度。

2.2 流变性能

该项试验主要是跟踪描述水泥浆体系在不同温度点的流变性。试验主要评价密度为1.90g/cm3的水泥浆在常温和90℃温度的流变性的变化，试验数据见表2。试验数据表明，中高温相对常温条件下，泥浆体系的塑性粘度要偏高，由166mPa·s增长至227mPa·s，而且动切力也相应的提高，由29Pa增长至58Pa。说明该体系的稳定性在中高温的条件下稳定性增强，固相颗粒内摩擦阻力偏大，稠度系数也偏大，流变系数变小，从而顶替所需的驱动力更高。

表2 温度对水泥浆体系的影响试验数据表

2.3 稠化性能

按照GB/T 19139-2012 油井水泥试验方法，将室内配制的小样进行了稠化实验检测（见图1）。试验证明该水泥浆体系无包芯、稠化曲线无起伏，稠化时间满足固井设计要求。

3 水泥石性能评价

为进一步提高水泥环封固质量，适应井完整性要求，水泥石测试样品按照SY/T 6466-2016所述方法制备并依据相应的测量方法进行测量。

3.1 抗压强度

由于升平油气田地温梯度偏高，井下静止温度达到120℃，在此温度范围内，水泥石极有可能发生强度衰退，因此针对该水泥石进行了1d、2d 和7d 的抗压强度对比测试，并进行了超声波检测，数据详见表3和图2。从实验数据上说明，水泥石强度无衰退，且在高温条件下，强度还略有增强。

表3 水泥石强度数据表

3.2 杨氏模量及抗拉强度

杨氏模量试样直径为25mm±1.0mm，高度打磨后宜为50mm±1.0mm；抗拉强度试样直径为25mm±1.0mm。高径比为1.0，采用劈裂法对试样进行径向加载测定张裂抗拉强度。检测数据均满足韧性水泥石的性能要求，详见表4。

表4 杨氏模量及抗拉强度数据表

3.3 膨胀率性能

该项实验采用API 膨胀环测量，检测结果为线性膨胀率，测得7d 膨胀率为0.55%。本次测得膨胀率发展曲线详见图3。

3.4 交变应力循环评价实验

3.4.1 水泥环完整性模拟装置简介

该装置主要包括上、下端盖及模拟井筒，上端盖上有热电偶，上、下端盖的中间为模拟井筒，模拟井筒两端为焊接法兰，中部由内向外依次为内套管、胶套组件、外套管及保温层，各层空间通过其与上、下端盖之间的各层密封圈密封，胶套组件与下端盖之间设有滤网组件，下端盖上有加热管和验窜口，验窜口下方放置电子天平，整个装置的控制系统包括控制箱和电脑。

3.4.2 模拟装置功能介绍

（1）实现了全尺寸井径模拟，所用内套管为井下所用实际套管，水泥环的厚度也与井下一致，可直接正面测试水泥石封隔井眼环空的能力；

（2）实现井下实际温度、压力、作业工况模拟，可分别设置内套管压力、水泥环空压力、地层压力和地层温度，最高模拟参数分别为80MPa、25MPa、25MPa 和200℃，满足试压、试采、压裂及注采过程的模拟需要；

（3）实现整个评价过程的连续性，即在模拟井下温度、压力条件下养护水泥环后不经降温、卸压，而是直接进行压力变化下的进行水泥环完整性评价，真正实现了从注水泥到水泥凝固成石受力全过程的连续模拟；

（4）实现了软地层模拟，能够将地层压力传递到水泥环上，更好地反映井下实际水泥环自身性能与其所受外力间的对应关系；

（5）实现检测结果的直观性，即通过电脑软件全程采集压力、温度和窜流量数据并生成曲线。

3.4.3 试验评价

在储气库的生产设计中，储气库每年固定的时期进行注气作业，固定的时期进行采气作业，水泥环每年仅仅承受一个周期的注采应力循环。为了探究水泥环在不同注采压差后是否能够承载的50个周期的工况，现设计水泥环在不同注采压差下的循环实验，分别将注采压差控制在-10～20MPa进行水泥环完整性实验，并实时监测水泥环的窜流量。

模拟地层压力20±1MPa，环空压力20±1MPa，将水泥环养护7d后，在井筒内施加循环压为10～30MPa，为了提高实验效率，将每个循环周期的缩短到10min左右进行循环加载实验，并实时监测窜流量，实验结果如 表5、图4所示。

表5 水泥环在其中一个周期内监测流量数据表

通过试验表明：水泥环在环空压力下窜流量呈规律性变化，初始时窜流量较大，渗透率也略高，随着套内压力的循环加载次数增多，水泥石中的孔隙被压缩到一定程度后，窜流量也明显减弱，但是未对界面处的胶结质量有破坏作用，水泥环的渗透率也逐渐降低。经过50个周期的吞吐模拟，水泥环的封隔质量未受到不良影响。

4 现场应用情况

根据升平储气库固井后声幅—变密度和IBC固井质量评价成果，可以得出：

生产套管在20～2986m 井段处，胶结合格以上的比例是70.7%；在营城组目的层以上盖层段，登娄库组2513.0～2864m 井段处，有两段连续25m 胶结优质段，长度分别为47.4m 和32.5m。 按照《油气藏型储气库固井技术规范》要求，该储气库固井质量达到要求的指标。

5 结论

（1）通过水泥浆的综合室内评价，对储气库固井的现场施工具有一定的指导意义。

（2）通过系统的室内评价，该水泥浆体系可以满足储气库固井施工要求，而且水泥石力学性能也可以在一定程度上缓冲储气库后期注采作业对水泥环造成的损伤。