Simulation Tests of Effective Stress Changes in Gas Storage during Injection and Production
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摘要: 储气库周期注采过程中有效应力变化会使储层发生应力敏感，为了了解应力敏感对储气库储层渗透率的影响程度，为优化储气库注采制度提供依据，开展了考虑与不考虑有效应力作用时间的碳酸盐岩应力敏感试验，测试了试验过程中岩样的渗透率，并运用扫描电镜等手段，观测了考虑有效应力作用时间试验前后岩样裂缝的壁面。试验结果表明：不考虑有效应力作用时间时，碳酸盐岩裂缝岩样和基块岩样的应力敏感程度分别为弱—中等偏弱和无；考虑有效应力作用时间时，碳酸盐岩裂缝岩样和基块岩样的应力敏感程度分别为中等偏强和弱；随着有效应力作用时间增长，岩石裂缝壁面微凸体的破碎与微裂纹的萌生和扩展会强化岩样的应力敏感性。研究表明，为了弱化储气库储层的应力敏感程度，应合理控制储气库的注采压力。Abstract: The change of effective stress in the periodic injection-production process of underground gas storage will cause stress sensitivity of the reservoir. In order to understand the influence of stress sensitivity on permeability of gas storage reservoir and to provide the basis for optimizing the injection and production system of gas storage, stress sensitivity tests with consideration of effective stress action duration and without were carried out on carbonate rock samples, and the permeability of the rock samples in the test process were tested. By means of scanning electron microscope (SEM), the fracture wall of rock samples before and after the test considering the effective stress action duration was observed. The test results show that the stress sensitivity of carbonate fractures and matrix rock samples is weak–moderately weak and none without consideration of action duration, while the stress sensitivity of fracture and matrix rock samples considering the effective stress action duration is moderately strong–strong and weak. With the increase of effective stress action duration, the breaking of micro-protrusions on rock fracture walls and the initiation and propagation of micro-fractures will strengthen the stress sensitivity of rock samples. The results show that for the purpose to weaken the stress sensitivity of underground gas storage, the injection-production pressure of underground gas storage should be controlled reasonably.
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川渝地区常压页岩气分布广泛，资源潜力巨大。其中，渝东南盆缘转化带的资源量达2.8×1012 m3，储层压力系数0.9～1.3，属于高压与常压过渡带，以常压页岩气为主，目前该地区南川一期页岩气田已建成6.5×108 m3产能[1-2]。由于该地区的改造作用较强，高角度裂缝及层理裂缝发育，钻井和固井过程中频繁发生漏失，其中平桥南区块平均单井漏失6次以上，漏失井占82%；彭水区块平均单井漏失8次以上，漏失井占100%[3-5]。而且，该地区页岩气井均采用“水平井+分段压裂”开发，2018年产能建设初期B环空带压比例达到48%，严重影响了页岩气井安全生产[6-7]。目前，国内外针对漏失井主要采用加入粉煤灰、高抗挤空心漂珠等减轻材料配制的常规低密度水泥浆进行固井。由于受减轻材料自身密度、性能的限制，常规低密度水泥浆密度的可调范围有限，通常在1.30～1.50 kg/L，对于漏失严重、承压能力低的井，并不能从根本上解决固井过程中的漏失问题，最终影响固井质量。因此，需要研究采用更加高效的防漏、长效密封固井技术，保障固井质量和密封要求。为此，笔者通过优选发泡剂、稳泡剂等关键水泥浆添加剂，设计了泡沫低密度水泥浆，结合机械充氮泡沫固井装置及机械发泡技术，研究形成了适用于渝东地区常压页岩气水平井的机械充氮泡沫水泥浆固井技术。渝东地区常压页岩气水平井应用该技术，解决了常压页岩气水平井固井易发生漏失的技术难点，达到了长效密封的目的，为该地区常压页岩气井后期进行大型分段压裂奠定了良好基础，保障了该地区页岩气资源的高效开发。
1. 固井技术难点
川渝地区常压页岩气地层裂缝发育，地层承压能力低，从上至下漏失层段主要为三叠系雷口坡组、嘉陵江组，二叠系茅口组，志留系韩家店组、小河坝组和龙马溪组。渝东地区常压页岩气水平井的目的层主要为龙马溪组，而龙马溪组漏失次数占48.48%[8]。由于地层裂缝发育，地层压力和漏失特征差异大，该地区通常采用三开井身结构[9-11]：一开，采用ϕ406.4 mm钻头钻进，下入ϕ339.7 mm套管，封固三叠系飞仙关组以上地层，采用正注反挤工艺固井；二开，采用ϕ311.1 mm钻头钻进，下入ϕ244.5 mm套管，封固龙马溪组以上地层，采用正注反挤压工艺固井；三开，采用ϕ215.9 mm钻头钻进，下入ϕ139.7 mm套管，对目的层龙马溪组进行专打专封，水平段长1 500.00～2 800.00 m。
由于该地区属于背斜构造，且页岩脆性高、层理发育，页岩气主要储集空间为有机孔和微裂缝（见图1），原始地层压力条件下微裂缝未开启，钻进中由于井筒压力超过微裂缝开启压力，微裂缝开启导致漏失，安全密度窗口仅0.02～0.06 kg/L[12-13]。2018年前，漏失井固井前均需进行3～6次承压堵漏作业，但堵漏作业后井口静态承压能力仅1.5～2.5 MPa，难以满足固井防漏要求[14]。
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图 1 平桥南区块龙马溪组页岩微观裂缝Figure 1. Shale microfractures in Longmaxi Formation of Pingqiaonan Block同时，常压页岩气井需要进行分段压裂投产，该地区早期投产的井约有48%出现了B环空带压现象。因此，该地区常压页岩气水平井固井技术难点表现为[15-16]：1）地层裂缝发育，易漏失，地层压力与地层漏失压力窗口窄，导致固井过程中易发生漏失；2）分段压裂后水泥环本体及界面密封能力降低，导致井口带压影响生产安全。
针对该地区地质特征及工程技术难点，拟采用机械充氮泡沫固井技术实现防漏防窜的目的，主要技术对策为：1）采用分段充氮低密度泡沫水泥浆柱，实现全过程平衡压力固井；2）采用低密度泡沫水泥浆，降低水泥石弹性模量，提高界面胶结强度和压裂后水泥环的长效密封能力。
2. 低密度泡沫水泥浆优化与评价
2.1 低密度泡沫水泥浆优化
为了有良好的胶结质量并达到长效密封的目的，低密度泡沫水泥浆需具有良好的稳定性，防止微泡沫滑脱，同时需要保障微泡沫均匀分布。因此，需要优选高效的发泡剂和稳泡剂，使水泥浆中氮气泡沫能够均匀分散，且能维持原位稳定。笔者在评价蛋白质发泡剂、高分子发泡剂、高分子稳泡剂和高温稳定泡剂性能的基础上，选用了高分子发泡剂、高温稳泡剂，并优化了其加量，结果见表1。从表1可以看出，2.0%高分子发泡剂+0.6%温稳泡剂形成的泡沫在温度110 ℃下的半衰期达到33.8 h，静切力达到13 Pa，能够保证泡沫水泥浆在流态、塑性态及固态全生命周期的稳定性[17]。
表 1 发泡剂和稳泡剂加量优化Table 1. Dosage optimization of foaming agents and foam stabilizers发泡剂种类 发泡剂加量，% 稳泡剂种类 稳泡剂加量，% 半衰期/h 静切力/Pa 93 ℃ 110 ℃ 蛋白质发泡剂 1.0 高分子稳泡剂 0.6 4.2 1.6 3 2.0 1.0 18.6 9.1 5 高分子发泡剂 1.0 高温稳泡剂 0.6 12.5 10.9 6 2.0 0.6 36.5 33.8 13 针对不同的封固井段和地层温度分布，设计了作为领浆的基础配方1和作为尾浆的基础配方2。基础配方1为700.0 g G级水泥+14.0 g蛋白质发泡剂+4.2 g高温稳泡剂+21.0 g耐高温降滤失剂+1.4 g缓凝剂+340.0 g现场水，密度1.85 kg/L；基础配方2为800.0 g G级水泥+16.0 g高分子发泡剂+4.8 g高温稳泡剂+32.0 g弹性材料+24.0 g耐高温降滤失剂+8.0 g硅质防气窜剂+2.4 g分散剂+1.6 g缓凝剂+340.0 g现场水，密度1.88 kg/L。
基础配方1水泥浆，主要作为直井段泡沫低密度水泥浆基础浆，降低密度达到防漏的目的；基础配方2水泥浆，主要作为斜井段泡沫低密度水泥浆基础浆和水平段尾浆，实现防漏和提高水泥环密封能力的目的。基础配方1水泥浆和基础配方2泡沫水泥浆在温度110 ℃和压力20 MPa条件下养护72 h，均能形成泡沫均匀分散的泡沫水泥石（见图2）。
2.2 性能评价
2.2.1 流变性能
泡沫水泥浆中的气泡微小、均匀稳定分散，对水泥浆流变性能影响较小，因此，常压条件下测得的流变特性参数对固井施工具有一定的参考意义。笔者在室内利用范式旋转黏度计，测定基础配方1和基础配方1泡沫水泥浆的流变参数[18-19]，结果见表2。
表 2 泡沫水泥浆的流变参数Table 2. Rheological properties of foamed cement slurry配方 黏度计读数 n K/（Pa·sn) Φ600 Φ300 Φ200 Φ100 Φ6 Φ3 1 >300 255 190 121 15 10 0.71 1.51 2 232 120 95 56 10 7 0.65 1.14 由表2可知：2种配方泡沫水泥浆为假塑性流体，与常规水泥浆的流变性能保持一致；2种配方泡沫水泥浆的黏度合适，可以防止出现气泡滑脱现象，保持气泡在水泥浆中分散的稳定性。因此，2种配方泡沫水泥浆均满足现场固井施工需求。
2.2.2 水泥石渗透率
向2种配方泡沫水泥浆中充入氮气，配制成密度为1.37和1.85 kg/L的泡沫水泥浆，固化形成水泥石，在27.5 ℃和20 MPa水浴条件下养护72 h，测得基础配方1和基础配方2水泥浆形成水泥石的渗透率分别为0.002 5和小于0.001 0 mD。由此可知，随着泡沫水泥浆密度升高，泡沫水泥石的渗透率降低，接近非渗透性[20-21]。因此，泡沫水泥石在井下高温环境中属于低渗透性水泥石，能够有效预防固井水泥环本体渗透造成的气窜问题。
2.2.3 水泥石力学性能
向基础配方1泡沫水泥浆中充入氮气，配制成密度为1.37 kg/L的泡沫水泥浆，固化形成水泥石，在27.5 ℃和20 MPa水浴条件下养护72 h后，进行单轴力学试验，结果见图3。由图3可知，泡沫水泥石的单轴抗压强度为14.6 MPa，割线弹性模量为4.6 GPa，泊松比为0.21。为了进一步测试泡沫水泥石在循环载荷下的力学性能，在围压10 MPa、轴向压力35 MPa条件下，测得30个循环加–卸载条件下泡沫水泥石的残余应变为0.21%（见图4），相比常规水泥石降低50%以上，能够有效提高分段压裂及后期生产过程中水泥环的长效密封能力[6]。
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图 3 连续加载条件下不同水泥石的弹性模量Figure 3. Elastic modulus of different cement pastes under continuous loading![]()
图 4 循环载荷下泡沫水泥石的应力–应变曲线Figure 4. Stress-strain curve of foamed cement paste under cyclic loading3. 机械充氮泡沫水泥浆固井工艺
机械充氮泡沫低密度水泥浆固井技术在国外已经广泛应用，尤其在易漏易窜井、分段压裂井的固井中取得良好应用效果[22]，其技术优点为：1）密度调整范围大，在0.80～1.60 kg/L内任意调节，实现控制静液柱压力防止固井漏失；2）泡沫水泥石弹性模量低至2.1 GPa，具有良好的弹性变形能力和微膨胀特性，能够提高水泥环的长效密封能力。
3.1 机械充氮泡沫水泥浆固井关键参数设计
3.1.1 水泥浆浆柱结构设计
结合渝东地区同类型井的井身结构，生产套管固井水泥浆分为领浆和尾浆（见表3），其中2号和3号为领浆，4号、5号和6号为尾浆。钻井液的主要作用是保持井口压力，防止因井口压力过低导致泡沫水泥浆过度膨胀；2号和3号低密度泡沫水泥浆的主要作用是降低井筒液柱压力，防止固井过程中发生漏失；4号弹韧性水泥浆的主要作用是进一步提高套管鞋处的密封能力和固井质量；5号泡沫水泥浆的主要作用是控制造斜井段漏失，提高造斜井段水泥环的长效密封能力；6号弹韧性水泥浆的主要作用是提高射孔、压裂过程中水泥环的密封能力，保障分段压裂效果。
表 3 渝东地区常压页岩气水平井固井防漏防窜浆柱结构设计Table 3. Slurry column structure design for leakage and channeling prevention of cementing in horizontal shale gas wells under ordinary pressure in the eastern Chongqing area序号 浆体 密度/（kg·L−1） 井筒位置 1 钻井液 1.30～1.35 0~400 m 2 低密度泡沫水泥浆 1.25～1.32 400~1 500 m 3 低密度泡沫水泥浆 1.32～1.37 1 500 m至技术套管鞋以浅300 m 4 弹韧性水泥浆 1.88～1.90 技术套管鞋以浅300 m至技术套管鞋以深100 m 5 泡沫水泥浆 1.55～1.60 技术套管鞋以深100 m
至A靶点6 弹韧性水泥浆 1.88～1.90 A靶点以深地层 3.1.2 注氮气量设计及井筒压力控制
通过调整标况下水泥浆与氮气的注入排量，调节水泥浆密度。由于氮气泡沫具有可压缩性，采用分井段注气量设计方法，依据不同井深处的温度和压力，设计不同井段泡沫水泥浆和氮气的用量。井筒压力条件下泡沫水泥浆密度的计算公式为[23]：
ρf=(1−VgpstZTVgpstZT+VspTst)ρs+VgpstZTVgpstZT+VspTstρN2 (1) 式中：ρf为泡沫水泥浆井下条件的密度，kg/L；Vg为标准状况下的氮气体积，m3；Vs为未发泡前水泥浆体积，m3；p为井下压力，MPa；ρs为水泥浆发泡前的密度，kg/L；T为井下温度，K；Z为氮气压缩因子；pst为标准状况下的压力，MPa；Tst为标准状况下的温度，K；ρN2为一定压力和密度下的氮气密度，kg/L。
3.2 机械充氮泡沫固井作业流程
为了实现防漏和水泥环长效密封，设计了机械充氮泡沫水泥浆固井作业流程：1）由水泥泵车混配未发泡的基础水泥浆，通过高压管线注入机械发泡水泥浆固井装置；2）液氮蒸发模块/装置实现液氮气化，并输送到机械发泡水泥浆固井装置；3）在线注入发泡剂等，并与水泥浆在泡沫发生器前端预混合；4）水泥浆、氮气在机械发泡水泥浆固井装置的泡沫发生器模块中混合，形成均匀分散的泡沫水泥浆，并通过高压管线输送至井口，进行固井作业，如图5所示。
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图 5 机械充氮泡沫水泥浆固井设备连接示意Figure 5. Equipment connection for cementing of mechanical nitrogen-filled foamed cement slurry4. 现场应用
2018年以来，渝东地区20口易漏窄密度窗口常规页岩气水平井应用了机械充氮气泡沫固井技术，固井质量优质率100%，且压裂后均无环空带压现象。固井质量优良率较2018年16口同类井提高31.25%，B环空带压比例由48%降至0。下面以焦页207-1HF井为例，介绍机械充氮泡沫固井技术的应用情况。
焦页207-1HF井完钻井深5 966.00 m，垂深3 616.70 m，最大井斜角83.9°，水平段长1 130.00 m。该井采用三开井身结构，ϕ244.5 mm技术套管下至井深3 203.80 m；ϕ139.7 mm生产套管井段井眼直径215.9 mm，ϕ139.7 mm生产套管下至井深5 963.00 m。地层压力系数为1.35，易漏点井深3 210.00 m处的承压能力为1.37 kg/L。采用上述方法设计机械充氮泡沫水泥浆注气参数，结果见表4。结合上述水泥浆柱计算方法，模拟计算注水泥及替浆过程中井筒内的动态压力、当量密度分布、泡沫水泥浆静态密度和井底动态压力，结果见图6。从图6可以看出，易漏点井深3 210.00 m处注替过程中的动态压力当量密度为1.35～1.38 kg/L，而此处的承压能力为1.37 kg/L，说明采用机械充氮泡沫水泥浆固井技术可以防止薄弱地层漏失和气窜发生。
表 4 焦页207-1HF井机械充氮泡沫水泥浆注气参数设计Table 4. Parameter design of gas injection for mechanical nitrogen-filled foam cement slurry in Well Jiaoye 207-1HF段序 井深/m 水泥浆排量/
（m3·min−1）水泥浆用量/
m3氮气与水泥浆体积比 氮气排量/
（m3·min−1）水泥浆井下密度/
（kg·L−1）1 0～400 1.35（钻井液） 2 400～1500 1.2 12.80 65.0 78.0 1.30（平均） 3 1500～2100 1.0 10.50 83.0 83.0 1.32 2100～2900 0.8 14.50 106.3 85.0 1.37 4 3000～4100 1.3 24.20 67.0 87.1 1.60 5 4100～5966 1.4 52.24 1.88 ![]()
图 6 注替过程中的动态压力监测结果Figure 6. Dynamic pressure monitoring results during injection and displacement焦页207-1HF井技术套管鞋附近存在易漏点，承压能力仅1.37 kg/L。通过分段精细设计泡沫水泥浆密度，优化现场施工注替排量，成功实现全过程平衡压力固井，整个固井过程中未发生漏失。注水泥结束候凝72 h，采用声幅测井评价测固井质量，采用机械充氮泡沫水泥浆固井井段的固井质量为优质（见图7）；水泥浆成功返至井深701.00 m，与固井施工设计返至井深700.00 m吻合，证实注水泥过程中及候凝阶段未发生漏失。该井分21段压裂后投产，投产至今未出现井口环空带压现象，说明采用机械充氮泡沫水泥浆固井技术可以解决常压页岩气水平井固井漏失和压裂后生产时环空带压的问题。
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图 7 焦页207-1HF井超低密度泡沫水泥浆封固井段的固井质量Figure 7. Cementing quality of the cementing section in Well Jiaoye 207-1HF with ultra-low density foamed cement slurry5. 结 论
1）泡沫水泥浆平衡压力固井技术能够实现窄密度窗口水平井固井防漏和水泥环长效密封的目的，形成的泡沫低密度水泥浆及机械充氮泡沫水泥浆固井工艺对后续同类井固井具有重要的参考价值。
2）通过优选高分子发泡剂、耐高温稳泡剂，实现了泡沫在水泥浆中的均匀分散，提高了泡沫水泥石在全生命周期的稳定性。
3）泡沫水泥石弹性模量低，循环载荷下残余应变低，具有良好的力学性能，能满足分段压裂对水泥环本体及界面密封能力的要求。
4）现场应用表明，机械充氮泡沫水泥浆固井技术可以解决渝东地区常压页岩气水平井生产套管固井易漏及分段压裂后环空带压的问题。
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图 1 应力敏感试验装置
1.驱替泵；2.阀门；3.压力传感器；4.岩心夹持器；5.围压系统；6.质量流量计；7.回压阀；8.氮气瓶；9.数据采集系统
Figure 1. Stress sensitivity testing device
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图 2 有效应力作用时间与岩样渗透率的关系
Figure 2. Relationship between effective stress action duration and rock sample permeability
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图 3 考虑有效应力作用时间应力敏感试验前后的裂缝壁面扫描电镜图片
Figure 3. Scanning electron micrograph of fracture walls before and after stress sensitivity experiment taking into account of the effective stress action duration
表 1 试验岩样的基本物性参数
Table 1 Basic physical parameters of experimental rock samples
岩样号 长度/mm 直径/mm 孔隙度，% 渗透率/mD 裂缝宽度/μm 备注 XG-1 44.40 24.60 3.02 11.5319 13.88 裂缝 XG-2 45.10 24.72 2.86 3.6667 9.49 裂缝 XG-3 43.20 25.02 2.21 0.0013 基块 XG-4 43.24 24.60 3.42 0.0015 基块 XG-5 44.52 24.88 3.31 31.4265 19.46 裂缝 XG-6 44.77 24.58 3.72 147.2647 32.43 裂缝 XG-7 45.26 24.50 2.53 0.0012 基块 XG-8 45.04 25.04 2.45 0.0013 基块 
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表 2 应力敏感程度评价结果
Table 2 Evaluation results of stress sensitivity
岩样 应力敏感系数 应力敏感程度 备注 XG-1 0.34 中等偏弱 裂缝 XG-2 0.21 弱 裂缝 XG-3 0.03 无 基块 XG-4 0.04 无 基块
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表 3 考虑有效应力作用时间的应力敏感评价结果
Table 3 Stress sensitivity evaluation results considering the duration of effective stress action
岩样号 应力敏感系数 应力敏感程度 备注 XG-5 0.75 强 裂缝 XG-6 0.68 中等偏强 裂缝 XG-7 0.18 弱 基块 XG-8 0.19 弱 基块
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