低熟頁巖油高溫開采井筒完整性

何 軍， 黃 昭， 張 清， 項中華， 高 磊， 王兆會

(1.中國石油吉林油田公司鉆井工藝研究院， 松原 138000； 2.中國石油集團工程技術研究院有限公司， 北京 102200)

低熟頁巖油是一種新型的非常規油氣資源，以資源豐富和開發利用的可行性而被列為21世紀非常重要的接替能源。吉林省低熟頁巖油資源十分豐富，探明儲量達1 086×109t，占全國81%，大規?？碧介_發低熟頁巖油資源對于緩解吉林油田乃至中國油氣供需壓力有著重要的意義[1-2]。

目前低熟頁巖油開采技術需將地層加熱至400～600 ℃。井筒長期處在高溫狀況下會造成水泥石強度急劇降低、水泥環開裂產生微裂縫、完井管柱熱應力損傷等，導致井筒完整性失效，影響油氣資源安全高效開發。王兆會等[3]建立了套管熱應力模型，研究了套管熱應力對井筒功能失效的影響。趙洪山等[4]運用有限元分析軟件，考慮隔熱油管對高溫熱采井井筒溫度的影響，對井筒溫度和應力場進行耦合模擬。李靜等[5]研究了套管-水泥環-地層耦合系統熱應力理論解，定性指出影響套管熱應力的因素，但未考慮水泥環厚度對套管熱應力的影響變化。孫偉[6]研究了高溫開采井中套管損壞的基本特征，分析了熱采過程中套管損壞的機理，確定了熱應力補償器基本設計參數及性能指標，但缺乏與現場應用聯系的優化參數。張永貴[7]建立了熱采井套管的力學模型，研究了模型中熱應力和外擠壓力的計算方法，在套管力學模型中充分考慮了套管與地層相互作用關系，但套管應力狀況受井深的影響，各因素對不同井深的套管強度影響仍需進一步研究。由此可以看出，中國對熱采井(≤350 ℃)管柱結構研究較多，但對于頁巖油原位電加熱開采方式對套管、水泥環、地層組合體的受力及完整性影響研究較少。

為此，現開展低熟頁巖油高溫開采井筒完整性研究，確定合理的開采方式及注氣壓力，優化熱應力補償器管柱設計，形成低成本水泥漿體系條件下的抗高溫完井管柱結構，為油頁巖資源安全高效開發提供技術保障。

1 高溫井筒溫度場模擬

1.1 模型建立

目前低熟頁巖油原位開采主要采用雙直井結構，如圖1所示。雙直井由注入井及采出井組成，注入井內包含有隔熱油管、電加熱裝置及測溫系統。氮氣在地面加熱到200 ℃，注入隔熱油管，經電加熱裝置對氣體進行二次加熱。對雙直井模型進行網格劃分，如圖2所示。模擬參數如表1所示[8-9]。

1.2 模型溫度場分析

在儲層加熱過程中，高溫氣體從注熱井注入地層，通過壓裂形成的裂縫流向采出井，在采出井的井口處收集氣體回注至注熱井。根據氣體的注入情況，模型的流動形式為湍流運動，在傳熱過程中，只考慮物理傳熱。

圖1 雙直井結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of dual vertical well structure

利用COMSOL軟件，對400、500、600、700 ℃4種加熱工況；8、10、12 MPa3種注氣壓力進行模擬，得到雙直井壓裂模型的溫度分布規律及井筒管柱的熱應力狀態。

1.2.1 不同加熱溫度條件下模型溫度場分布

如圖3所示，在8 MPa注入壓力條件下，井口注入200 ℃的氮氣，儲層段中部放置的80 m加熱器分別加熱至400、500、600、700 ℃。加熱后的氣體通過裂縫向地層傳遞熱量直至溫度場分布達到穩定狀態。從模擬結果可以看出，提高加熱器溫度可以有效提高地層加熱效果，但加熱段井筒也會處于高溫狀態，根據低熟頁巖油裂解溫度需求，地層需加熱至400 ℃以上，因此，加熱器溫度需達到600 ℃以上。

1.2.2 不同注氣壓力條件下模型溫度場分布

如圖4所示，將加熱器加熱至600 ℃，得到8、10、12 MPa注入壓力條件下雙井模型的溫度場分布。從模擬結果可以看出，提高注氣壓力可以有效提高地層的加熱能力。綜合考慮加熱器溫度的影響(圖5)。各加熱工況下提高注氣壓力對地層的加熱效果基本一致，因此在后期開發過程中可以綜合調整加熱溫度及注氣壓力，使地層達到開發所需溫度，降低開發成本。

表1 雙直井壓裂模型基礎參數Table 1 Basic parameters of fracturing model for dual vertical well

圖4 不同注入壓力條件下雙井模型溫度場分布Fig.4 Temperature field distribution of dual well model under different injection pressure

2 井筒密封完整性分析

2.1 水泥石抗高溫性能評價

目前，中外高溫注熱井主要通過添加石英砂來提高水泥石的抗高溫性。該方法能夠在一定程度上保障水泥環完整性，但當溫度超過一定范圍時，水泥石強度會急劇下降[10-11]。因此，需要對不同溫度條件下加砂油井水泥石的抗高溫性能進行評價研究。

實驗條件：將加砂油井水泥石試樣置于50 ℃水浴鍋中養護7 d后，再在高溫條件下保溫7 d，得出不同溫度條件下的水泥石強度，如圖6所示。

當養護溫度高于175 ℃，硅酸鹽加砂水泥石強度明顯衰退，水泥石會出現開裂、收縮等現象，如圖7所示。

圖7 200 ℃養護溫度下水泥石的開裂和收縮現象Fig.7 Cracks and shrinkage of cement stone at 200 ℃ curing temperature

圖8 600 ℃注入井水泥環溫度場分布Fig.8 Temperature distribution of cement sheath in 600 ℃ injection well

2.2 水泥環失效段分析

當加熱器加熱至600 ℃，注入井全井筒水泥環溫度分布如圖8所示。根據水泥石抗高溫實驗數據，當養護溫度高于175 ℃時，水泥石強度會出現明顯衰退。因此，根據井筒水泥環溫度分布情況，得到水泥環密封失效段長度為112 m。

2.3 套管自由伸長量分析

當水泥環失效后，套管會受熱產生熱應力，利用ABAQUS有限元分析軟件對水泥環失效后套管伸長量進行模擬，模擬結果如圖9所示。此時，套管在水泥環約束條件下所受軸向熱應力為1 094 MPa；在無水泥環約束條件下自由伸長量為375.03 mm。

圖9 水泥環失效后套管自由伸長量模擬圖Fig.9 Simulation diagram of casing free elongation after cement sheath failure

2.4 熱應力補償器優化設計

套管在高溫條件下會形成套管熱應力，當套管熱應力超出套管屈服強度時，易造成生產套管的損壞[12-15]。注熱井處在600 ℃高溫開采條件下，TP100H套管[16]的屈服強度低于450 MPa，而此時套管熱應力為1 094 MPa。因此，需要在注熱井中應用熱應力補償器來解決套管受熱膨脹伸縮變形的問題，使得套管在軸向有微量的伸縮去消除套管熱應力。熱應力補償器的伸縮量為450 mm，而套管的自由伸長量為375.03 mm，因此，在套管柱加熱段處放置一個熱應力補償器就可以抵消套管熱應力。熱應力補償器參數及結構如表2、圖10所示。

表2 熱應力補償器參數表Table 2 Parameter table of thermal stress compensator

圖10 熱應力補償器實物圖Fig.10 Physical drawing of thermal stress compensator

3 抗高溫完井管柱結構優化及現場應用

通過雙直井壓裂模型的溫度場分析及高溫條件下加砂水泥石的室內強度試驗，得到了高溫井筒密封完整性規律，結合熱應力補償器補償量與井筒局部高溫伸長量的關系，形成了熱應力補償技術，完成了低成本水泥漿體系的抗高溫完井管柱結構方案?？垢邷赝昃苤Y構及參數如圖11、表3所示。

圖11 抗高溫完井管柱結構圖Fig.11 Structure of high temperature resistant completion string

表3 井身結構參數表Table 3 Well bore structure parameters

2019年5月，吉林油田第一口低熟頁巖油先導試驗井大83井采用該套完井管柱順利完井。加熱136 d，加熱溫度400 ℃，累計注入氣量91×104m3。試驗過程中井口正常，環空無氣竄，產出物檢測到烴類含量3.91%，累計回收液6 m3，回收油4 L。大83井的成功應用驗證了溫度場模型與井筒完整性模型的有效性，證明了該模型適用于壓裂地層的溫度場分析。

4 結論

(1)提高加熱器溫度或增大注氣壓力可有效提高地層加熱效果，各加熱工況下提高注氣壓力對地層的加熱效果基本一致，為達到后期400 ℃的開采要求，可綜合調整加熱溫度及注氣壓力，降低開發成本。

(2)常規抗高溫加砂水泥石在養護溫度高于175 ℃時，水泥石的抗壓強度會明顯衰退，出現開裂、收縮等現象。

(3)對于水泥環失效井段，套管屈服強度隨溫度升高而降低，套管軸向熱應力隨溫度升高而增加，當套管熱應力高于套管屈服強度時，需要應用熱應力補償器在軸向產生微量的伸縮去消除套管熱應力。

(4)合理利用低成本水泥，優化抗高溫管柱結構，可以保障低熟頁巖油高溫開采非加熱段的井筒密封完整性，同時確保加熱段套管不受損傷，實現低熟頁巖油高溫開采的井筒完整性。