鄭明明，王曉宇，周珂銳，王凱，吳祖銳，蔣國盛，孫嘉鑫，曹鑫鑫

(1.成都理工大學地質災害防治與地質環(huán)境保護國家重點實驗室，四川成都，610059；2.中國地質大學(武漢)構造與油氣資源教育部重點實驗室，湖北武漢，430074；3.中國科學院天然氣水合物重點實驗室(中國科學院廣州能源研究所)，廣東廣州，510640)

天然氣水合物是由水分子和天然氣分子形成的似冰狀籠型化合物，僅在低溫高壓環(huán)境下穩(wěn)定存在[1]。天然氣水合物自20世紀在永久凍土層[2]和海洋大陸架[3]中被發(fā)現(xiàn)以來，由于其具有儲量大、環(huán)保以及在全球能源危機和環(huán)境問題中存在潛在價值等特點[4]，引起了世界諸多國家和地區(qū)的密切關注[5-6]，成為當今能源領域的研究熱點[7-9]。同時，隨著海洋油氣資源開采步伐的加快，常規(guī)油氣固井鉆遇水合物地層的情況日漸較多。固井作業(yè)是油氣開發(fā)過程中必不可少的環(huán)節(jié)，在穩(wěn)定井壁、封隔地層、延長生產(chǎn)井壽命等方面具有重要作用[10-12]，但同時會帶來“水合物地層固井”等問題。近海大陸架地層一般具有低溫高壓的環(huán)境特性，適合水合物穩(wěn)定存在。海洋水合物一般賦存于溫度為2～15 ℃[13]和壓力為13～15 MPa[14]的環(huán)境中。中國南海神狐海域水合物地層情況較復雜，地層以粉質砂土、黏土居多，骨架力學強度小，且相平衡狀態(tài)脆弱，溫度稍升高即可能導致水合物連續(xù)大量分解[15]，影響儲層力學穩(wěn)定。而在海洋油氣固井過程中，水泥漿水化放熱產(chǎn)生的熱量勢必會導致近井壁水合物地層溫度升高，引發(fā)水合物分解，當產(chǎn)生的高壓游離氣水累積到一定程度時極易反向驅替和侵入環(huán)空水泥漿中，形成微氣泡、裂隙等問題，極大地削弱固井水泥環(huán)力學強度和密封效果，甚至會引發(fā)井壁垮塌、層間流體互竄等一系列問題，導致在該地區(qū)油氣固井作業(yè)面臨嚴峻挑戰(zhàn)[16-20]?？梢?，防治水合物分解產(chǎn)生的高壓游離氣水反侵環(huán)空對保障固井質量極其必要，而在不同工藝和地質條件下，判別反侵行為發(fā)生的臨界條件是關鍵，可為后續(xù)固井工藝優(yōu)化和參數(shù)設計提供依據(jù)和參考。固井水泥漿對近井壁水合物地層的影響主要涉及傳質和傳熱2個過程。與傳質傳熱相關的研究主要涉及水合物儲層開采、鉆井液侵入和固井等。KAMATH 等[21]通過觀察水合物在熱鹽水注入下的分解過程，發(fā)現(xiàn)鹽度對注熱分解影響明顯。唐良廣等[22]采用注熱鹽水法對水合物的開采進行了研究，得出了壓力、溫度、氣水產(chǎn)出速率等隨時間的變化規(guī)律。萬麗華等[23]對注熱鹽水水合物分解進行了研究，將全過程分為自由氣產(chǎn)出、水合物分解、水合物分解后常規(guī)氣藏產(chǎn)氣3個階段。李淑霞等[24]通過數(shù)值方法模擬了注熱鹽水水合物分解過程，研究了相關工藝參數(shù)對水合物分解速率的影響，并找出了影響能量效率的敏感參數(shù)。在熱采過程中，熱水使地層溫度升高，從而引發(fā)水合物分解。涂運中等[25]通過研究多孔介質孔隙中水合物的分解確定過程中的主要影響因素，并提出一種新的鉆井液侵入模型。鄭明明等[26]通過觀察鉆井液侵入人工合成巖心的過程，得出了地層溫壓及電阻率變化趨勢，并定量地給出了水合物分解深度隨時間的變化規(guī)律。鉆井液侵入時除了傳質外，還會使溫壓及孔隙水鹽度發(fā)生變化，溫壓的變化極有可能破壞水合物相平衡，而在不同鹽度下，水合物相平衡曲線會受到影響，從而產(chǎn)生偏移[1]。以上研究對揭示固井過程中儲層物性的響應規(guī)律具有重要指導作用。然而，相對于加熱開采和鉆井液侵入，固井過程所涉及的問題更復雜，主要在于水泥漿侵入地層過程中邊運移邊水化放熱，且水化放熱速率隨時間不斷變化，環(huán)空水泥漿靜液壓力不斷減小，凝結強度逐漸增加，與地層孔隙壓力的差值不斷變化等。對此，本文作者選取中國南海神狐海域GMGS-1 水合物鉆探工程，以其中成果豐富、資料詳盡的SH2 站位勘探井為研究對象，研究固井過程中水泥漿與近井壁地層中水合物的互饋耦合作用。在原位地層溫度壓力等條件下，選取水泥漿放熱速率和固井壓差這2個關鍵固井工藝參數(shù)分別進行單因素試驗，對固井過程中水合物分解產(chǎn)生的高壓氣水反侵環(huán)空水泥漿的臨界條件判別進行數(shù)值模擬研究。

1 數(shù)值模型

1.1 模擬方法

TOUGH+HYDRATE數(shù)值模擬軟件是在數(shù)值模擬軟件TOUGH2 基礎上結合水合物狀態(tài)方程編寫而成，用于解決水合物滲流相關問題[27]，其適用于各種體系下的水合物形成、分解模擬以及多種地層環(huán)境下的水合物鉆井、固井與開采模擬，同時可與其他軟件耦合模擬水合物鉆采過程中地層與井壁的力學問題。軟件中含有水合物分解、形成的靜態(tài)平衡模式和動力學模式，考慮了相態(tài)及其組分的轉變，所涉及的相態(tài)包含氣相、液相、冰相、水合物相，組分包含水合物、水、甲烷、抑制劑。固井過程模擬采用動力學模式[27]。使用的主要計算模型如下。

相對滲透率模型[28]：

式中：krA為液相相對滲透率；krG為氣相相對滲透率；krH為水合物相相對滲透率；SA為液相飽和度；SG為氣相飽和度；SirA為束縛水飽和度，取值為0.12；SirG為束縛氣飽和度，取0.02；n=3.0；nG=3.0。

毛細管壓力計算模型[29]：

式中：Pcap為毛細管壓力，Pa；P0為初始壓力，Pa，取為1.25×104Pa；Pmax為Pcap的限制參數(shù)，Pa，取為1×106Pa；SmxA為最大液相飽和度，取為1.0；SirA取為0.11；λ取為0.45。

地層綜合導熱系數(shù)λc計算式為[30]

式中：λc為地層綜合導熱系數(shù)，W/(m·℃)；λHs為只含水合物的沉積地層熱導率，W/(m·℃)；λs為水飽和沉積地層熱導率，W/(m·℃)；λI為冰的導熱系數(shù)，W/(m·℃)；φ為孔隙度；SH為水合物飽和度；SI為冰相飽和度，在模擬過程中，由于設定溫度高于0 ℃，故無冰出現(xiàn)，SI取為0。

環(huán)空壓力經(jīng)驗計算公式為

式中：Pf為泥漿壓力，MPa；ρf為泥漿密度，kg/m3；Patm為大氣壓，MPa，取0.101 325 MPa；h為水深，m；z為海底沉積物距海底的深度，m；g為重力加速度；ρsw為平均海水密度，kg/m3，為水深、溫度和鹽度的函數(shù)，神狐海域海水密度取1 019 kg/m3[31]。

水合物相平衡模型(Lw-H-V三相平衡時溫度和壓力擬合關系式)為[32]

式中：Pe為水合物相平衡壓力，MPa；Te為相平衡溫度，K。

1.2 模擬參數(shù)

中國南海神狐海域水合物資源豐富，是近些年勘探開發(fā)的熱點區(qū)域[33-36]，2007年我國在該海域進行了天然氣水合物鉆探工程GMGS-1 施工，該工程包含8 個科學鉆探鉆位，在SH2，SH3 和SH7鉆位獲取了很好的儲層樣品[37-38]。2020年中國地質調查局在南海神狐海域開展了最新一輪水合物試開采，并連續(xù)產(chǎn)氣30 d，創(chuàng)造了日均產(chǎn)氣2.87×104m3以及總產(chǎn)氣量8.61×105m3兩項新的世界紀錄，標志著我國水合物開采技術進入“試驗性試采”階段[39]?，F(xiàn)場地質資料豐富，巖心質量高，有助于實驗和數(shù)值模擬等研究，如2020年ZHU 等[40]采用該站位數(shù)據(jù)模擬預測了海洋沉積物中甲烷氣體形成水合物的積累過程。本文同樣選用SH2 站位(地理位置如圖1所示[41])數(shù)據(jù)進行模擬研究。該點水深約為1 235 m，水合物藏賦存于海底面以下185～229 m的地層之中，儲層厚度約為44 m，孔隙度約為0.40，海底溫度約為4℃，地溫梯度約為47 ℃/km；水合物飽和度較高，最高達0.47[33,42]。

圖1 南海神狐海域GMGS-1工程位置圖[41]Fig.1 Location map of GMGS-1 project in Shenhu area of South China Sea[41]

以海底面以下200 m處儲層為目標層位進行模擬。根據(jù)已有測井和鉆探取芯資料[33,42]，該處地層主要為粉質黏土，沉積地層骨架密度為2 600 kg/m3，孔隙度為0.4，滲透率為1.0×10-14m2，溫度約為13.4 ℃，孔隙壓力為14.5 MPa?？紫吨写嬖诮柡退衔锖退?，水合物飽和度為33%，游離氣飽和度為1.00%～1.20%。為了獲得更清晰的模擬結果，對儲層原有氣相物質忽略不計?？紫端}度與上覆海水的鹽度基本一致，為3.05%。地層地質參數(shù)與模型參數(shù)見表1。

根據(jù)南海深水區(qū)油氣井鉆遇含水合物地層的固井技術方案[43-45]，目標站位井水合物層潛在固井方案應選擇低熱低密度水泥漿，且固井壓差不能過高以防止壓裂地層。海洋鉆探常用低密度固井水泥漿密度范圍為1.0～1.6 g/cm3，取水泥漿密度為1.05 g/cm3，水化熱放熱速率為0.07～0.35 J·g-1·s-1。水合物層位水泥漿初始溫度取值較地層溫度稍高，為14.4℃。假定井內(nèi)環(huán)空壓力為此處海水和環(huán)空水泥漿產(chǎn)生的靜液柱壓力，由式(8)計算得出，為14.8 MPa。目標地層所能承受的最大固井壓差約為3 MPa。所選用的水泥漿凝結強度y(單位為kPa)與時間t(單位為min)關系為y=115.84+0.69exp(t/97.8)。

固井水泥漿侵入模型如圖2所示，侵入過程主要行為與水合物相平衡情況如圖3所示，據(jù)此建立數(shù)值模型。使用軸對稱的二維圓柱狀坐標系，井眼直徑取280 mm，固井用套管選用外徑為240 mm、厚度為6 mm 的API 5CT J55/K55 BTC 石油套管，套管外壁與地層間隙為20 mm。結合該情況下水泥對地層的影響范圍[43]，儲層模型半徑取5 m。模型中水合物地層水平向均勻分布，因此，可在儲層中沿徑向選取一定厚度(本文取0.1 m)薄層為研究對象，將模型簡化為一維。將其沿徑向劃分為近井壁處密集、遠處稀疏的113 個單元格，環(huán)空水泥漿和套管分別為1個單元格，套管單元設置為恒壓單元，水泥漿單元格為時變單元，在地層中緊鄰二界面的區(qū)域選取5個單元進行監(jiān)測，分別設為監(jiān)測點A，B，C，D和E，它們距二界面距離分別為1.5，5.5，10.5，16.5和21.7 mm。整個數(shù)值模型如圖4所示。

圖2 固井水泥漿侵入含水合物地層示意圖Fig.2 Schematic diagrams of cement slurry invading into hydrate reservoir

圖3 固井水泥漿侵入過程主要行為與水合物相平衡情況[26]Fig.3 Main behavior of cement slurry penetration and phase equilibrium of hydrate

圖4 固井水泥侵入水合物地層數(shù)值模型示意圖Fig.4 Schematic diagram of numerical model of cement slurry penetrate into gas hydrate formation

在固井作業(yè)中，為改善二界面膠結強度和密封性能，目標層位環(huán)狀空間水泥漿壓力通常大于儲層孔隙壓力，且碰壓后，通常會使環(huán)空水泥漿在安全壓力窗口內(nèi)保壓一段時間使水泥漿少量擠入地層。而SH2 站位井地層多呈弱膠結與未膠結狀態(tài)，安全壓力窗口較窄，短時間低壓保壓更安全。模擬中取保壓時間為4 min，所設計的固井壓差均在地層破裂壓力范圍內(nèi)。

在固井過程中，“動態(tài)熱源”問題涉及水泥漿前緣位置與放熱速率的不斷變化，為了充分還原這一過程，采用連續(xù)分段模擬的方式，在保壓階段，將水泥漿單元格設為恒壓單元并保持所需時間(本文取4 min)。然后，將其變?yōu)闀r變單元，之后以一定時間步長(可根據(jù)精度要求自由設置，本文取2 min)進行分段模擬直至水泥漿初凝，整個模擬持續(xù)28 min。在實驗過程中記錄每段結束時的水泥漿侵入量，并計算下一段模擬開始時水泥漿的初始位置，據(jù)此設置放熱單元位置，同時，根據(jù)實測數(shù)據(jù)調整水化放熱速率，從而可準確地還原水泥漿侵入過程。

為了探明固井過程中水合物分解產(chǎn)生的高壓氣水反侵入環(huán)空水泥漿的臨界條件，根據(jù)目標水合物層位的原位地質條件與固井工藝條件[34-36]建立數(shù)值模型并確定施加邊界條件，通過控制變量法設計試驗，研究固井工藝參數(shù)水泥漿放熱速率和固井壓差對氣水反侵現(xiàn)象的影響規(guī)律，從而建立臨界判別條件，試驗設計方案如表2所示。

表2 試驗設計方案Table 2 Experimental design

2 結果分析

2.1 固井水泥漿侵入過程儲層物性響應分析

分析水合物分解產(chǎn)生的高壓游離氣水反侵入環(huán)狀間隙前，首先要明確水泥漿侵入過程中儲層主要物性的變化特征以及這一過程中水合物相平衡情況。固井過程中水泥漿侵入深度隨時間的變化如圖5所示，儲層物性參數(shù)變化特點如圖6所示。碰壓時刻為模擬零點，保壓240 s 后使壓力自然回落，在整個過程中觀察儲層及水泥漿物性變化，整個過程持續(xù)1 680 s。由圖5可知：保壓期間，水泥漿近乎勻速地侵入地層孔隙，且壓差越大，侵入速率越快。保壓結束后，水泥漿侵入速率迅速變緩并趨于停滯，可知水泥漿對地層的侵入幾乎只發(fā)生在保壓期間，且壓差越大，侵入越深。

圖5 不同壓差下水泥漿最大侵入深度隨時間的變化Fig.5 Variation of cement slurry penetration depth with time under different pressure differences

在固井壓差為3 MPa，水化放熱速率為0.35 J·g-1·s-1時，水泥漿侵入過程中儲層主要物性變化規(guī)律如圖6所示，其中r=0處界面為固井二界面。地層主要物性的變化體現(xiàn)在孔隙壓力和溫度上。由圖6可知：孔隙壓力的傳遞速率明顯高于溫度的傳遞速率。從圖6(a)可以看出：240 s 時儲層近井壁處壓力升高明顯，這是由于在保壓期間，水泥漿在壓力差的影響下迅速擠入地層并驅替孔隙中原有物質運移，其所帶來的高壓力使近井壁地層孔隙壓力顯著升高。根據(jù)各時間點儲層壓力情況可知，隨著時間推移，近井壁處壓力不斷降低，儲層深處壓力微升，說明高壓流體逐漸向地層深處消散。由圖6(b)可以發(fā)現(xiàn)：在水泥侵入范圍內(nèi)溫度升高明顯，且越靠近井壁處溫度越高，而在該范圍外溫度無明顯變化。這是因為熱對流傳熱速率遠高于熱傳導傳熱速率，即在侵入范圍內(nèi)，孔隙流體的驅替對流效應遠大于侵入范圍外地層與熱源無直接接觸的傳導效應。另外，水合物分解過程會吸收熱量，阻礙溫度升高，越靠近井壁處，水合物完全分解越早，由此產(chǎn)生的時間差也導致溫升滯后。

圖6 水泥漿侵入過程中不同時刻儲層主要物性變化規(guī)律Fig.6 Variation of main physical properties of reservoir at different time in process of cement slurry penetration

儲層溫壓的變化是導致水合物相態(tài)變化的主要因素，結合圖6(a)、圖6(b)和圖3可以看出：300 s 后，水泥漿侵入范圍內(nèi)的儲層溫壓條件已不足以維持水合物相平衡穩(wěn)定，且該趨勢將隨時間不斷加強；而在侵入范圍外，由于溫度無明顯變化，同時，壓力比地層初始壓力高，水合物相平衡穩(wěn)定程度反而更高。結合圖6(c)、圖6(d)和6(e)可以得出：300 s時，侵入范圍內(nèi)水合物開始分解，之后分解程度不斷提高，范圍逐漸擴大，最終的分解范圍與侵入范圍基本相同。而水合物分解后，在壓力差驅替下，分解產(chǎn)生的游離甲烷和水向地層更深處運移，當移動到侵入?yún)^(qū)外時，由于溫度驟降，重新達到相穩(wěn)定狀態(tài)，從而生成“二次水合物”。

2.2 高壓游離氣水反侵環(huán)空機理分析

高壓游離氣水的產(chǎn)生與運移可通過儲層主要物性參數(shù)監(jiān)測來實時反饋。在儲層近井壁處設置若干監(jiān)測點(具體位置見圖4)并觀察其主要物性的變化規(guī)律，分析高壓流體移動情況并判斷其是否以及何時反侵入水泥環(huán)中。水泥漿侵入過程中環(huán)空與儲層監(jiān)測點主要物性變化規(guī)律見圖7。由圖7(a)可以看出：保壓階段孔隙壓力急劇升高至保壓值，固井壓力卸去后，孔隙壓力經(jīng)歷了短暫的極速下落，緊接著降速轉緩，這是因為水合物的分解帶來高壓氣水，抵消了部分壓降，在Q點之后，儲層孔隙壓力開始高于環(huán)空壓力。同時，水合物分解吸收了相當一部分水化熱，導致水泥漿水化放熱帶來的溫度增速變緩，如圖7(b)所示。結合圖7(c)、圖7(d)和圖7(e)可知：水合物在250 s左右開始大量分解，這是先前的溫升和卸壓共同作用所致；同時，由于水合物分解區(qū)局部壓力升高，使得高壓氣水向兩側運移，高壓氣水區(qū)域在不斷形成過程中也逐漸驅替水泥漿后退，當近井壁地層孔隙壓力與環(huán)空水泥漿靜液壓力差大于其膠凝強度時，高壓氣水反侵環(huán)空現(xiàn)象發(fā)生。由圖7(e)可知：約780 s 時環(huán)空水泥漿中出現(xiàn)甲烷氣體，證明

圖7 水泥漿侵入過程中環(huán)空與儲層監(jiān)測點主要物性變化規(guī)律Fig.7 Variation of main physical properties of annulus and reservoir monitoring points in process of cement slurry penetration

高壓氣水反侵現(xiàn)象發(fā)生，同時，在反侵現(xiàn)象發(fā)生過程中，高壓氣水形成速度并不能決定壓差，而主要與水泥漿膠凝強度即時間相關。

2.3 不同水泥漿水化放熱速率對反侵行為的影響

由上述分析可知，可以通過環(huán)空中甲烷氣體的最早出現(xiàn)時間(反侵起始時間)和飽和度作為研究反侵行為的主要指標。圖8所示為不同固井壓差下，水泥漿平均放熱速率對地層高壓氣水反侵入水泥漿的影響規(guī)律。從圖8可以看出：水泥漿放熱速率越小，反侵起始時間越推后，最終反侵氣體飽和度也越??；當水泥漿放熱速率小于某一值(如取最小值0.07 J·g-1·s-1)時，無反侵行為發(fā)生。這是因為水泥漿放熱速率直接影響到儲層溫升的速度以及傳熱量，溫升越快，水合物相平衡被打破得越快，反侵越容易發(fā)生。傳熱量越大，水合物分解量越大，所形成的高壓氣水強度越高，從而反侵烈度也越強。因此，在現(xiàn)場固井施工作業(yè)中，在保證水泥漿/石主要性能的前提下，應盡可能選擇水化熱更低的水泥漿體系，以最大化降低水合物分解對固井質量的影響。

圖8 不同固井壓差下，水泥漿平均放熱速率對地層高壓氣水反侵入水泥漿的影響Fig.8 Influence of cement slurry heat release rate on high pressure gas and water reverse penetration into cement slurry under different cementing pressure differences

圖9同時顯示了不同固井壓差對地層高壓氣水反侵行為的影響。從圖9可知：當加壓小于2 MPa時，壓差越高，地層高壓氣水反侵行為發(fā)生越早，最終的侵入量也越大?？梢越忉尀殡S著壓差增大，水泥漿侵入加深，水化放熱過程中導致地層水合物在更大范圍內(nèi)發(fā)生分解，形成高壓游離氣水，而此時壓差依然較低，驅替進入地層的水泥漿無法對高壓游離氣水形成有效封堵和驅替，且侵入的深度較小，高壓氣水驅替水泥漿的緩沖帶較窄，從而反侵行為更容易發(fā)生。而當固井壓差高于2 MPa時，隨著壓差升高，侵入行為發(fā)生時間推遲，最終的侵入量也較少。這是因為侵入地層的水泥漿能起到良好的封堵作用，雖然深處水合物的分解量也增多，但近井壁處的壓力要高于地層深處的壓力，使得高壓氣水更多地向地層深處擴散，同時，緩沖帶隨著水泥漿侵入加深而變寬，能很好地阻止高壓氣水反侵入環(huán)空。因此，當固井壓差較小時，壓差越大，反侵行為越容易發(fā)生。當固井壓差大于某一臨界值時，固井壓差越大，防止反侵發(fā)生的效果越好，但同時需要兼顧地層破碎壓力、設備性能等。因此，在現(xiàn)場固井作業(yè)中，應在地層破裂壓力范圍內(nèi)選擇較高的固井壓差。

圖9 不同水泥漿平均放熱速率下，固井壓差對地層高壓氣水反侵入水泥漿的影響Fig.9 Influence of cementing pressure difference on high pressure gas and water penetrate into cement slurry under different cement slurry heat release rates

3 討論

在固井過程中，水泥漿平均放熱速率和固井壓差都對近井壁地層中水合物的穩(wěn)定性有重要影響，同時，對形成的高壓氣水的反侵行為發(fā)生與否起至關重要的作用，對兩者進行定量控制對提升固井質量具有重要的工程意義和價值。由上述分析可知，水泥漿放熱速率對氣水反侵現(xiàn)象的影響比較明顯，放熱速率越高，氣水反侵越早發(fā)生，且侵入量越大。而固井壓差對氣水反侵的影響較復雜，隨著壓差從零開始增大，最初氣水反侵更加容易發(fā)生，到達臨界點后，繼續(xù)增大壓差時，反侵行為不容易發(fā)生。為了探明兩參數(shù)協(xié)同作用下高壓氣水反侵的臨界條件，進行交叉試驗，并對每組實驗反侵發(fā)生與否進行統(tǒng)計和分析，結果如圖10所示。從圖10可以看出：較高的固井壓差和較低的放熱速率有助于防止反侵現(xiàn)象的發(fā)生，且圖10中反侵與無反侵實驗案例存在1 條清晰的分界線，即在不同水泥漿放熱速率和固井壓差條件下，高壓氣水反侵的臨界條件也是判斷所取固井工藝參數(shù)是否會發(fā)生反侵的判別曲線，對曲線進行定量表征可得到高壓氣水反侵的臨界條件判別方程，可對現(xiàn)場固井工藝設計和參數(shù)優(yōu)選提供參考和借鑒作用。

圖10 水泥漿放熱速率和固井壓差對氣水反侵的綜合影響散點圖Fig.10 Scatter diagram of comprehensive influence of cement slurry heat release rate and cementing pressure difference on gas and water invasion

近年來，隨著固井工藝的不斷發(fā)展[46-48]和水合物資源開采步伐的加快，固井工藝將由深水油氣固井鉆遇水合物地層逐漸向水合物儲層采收過程中使用。結合以上結果可知，在埋深較淺的水合物地層中，地層破裂壓力較小，此時，增大壓差會破壞地層完整性，影響固井質量，因此，可以主要采用低熱水泥進行固井；當埋深較大或地層為凍土地層時，地層破裂壓力較高，此時，可采用高固井壓差與低熱水泥聯(lián)合固井，即采用“淺低熱，深壓差”的指導原則。在對固井工藝參數(shù)取值時，可采用高壓氣水反侵臨界判別條件得到不同地層條件下的氣水反侵行為臨界條件，從而驗證設計方案的可行性和安全性。

4 結論

1)在保壓過程中，水泥在壓差下擠入地層孔隙并不斷水化放熱，地層孔隙壓力和溫度都逐漸升高。保壓階段壓差越大，侵入速率越大，則侵入深度越大。

2)保壓結束后，水泥漿侵入深度基本不再增加。隨著水泥漿持續(xù)水化，其所處范圍內(nèi)的地層溫度逐漸升高，水合物相平衡被破壞并分解產(chǎn)生游離氣和水，導致局部壓力升高。高壓氣水不斷向深處運移，當溫壓條件適宜時便再次生成水合物即“二次水合物”，從而形成高飽和度的環(huán)形水合物地帶。隨著水合物分解不斷進行，地層壓力逐漸驅替水泥漿后退，當?shù)貙涌紫秹毫εc環(huán)空靜液壓力差大于水泥膠凝強度時，高壓氣水反侵入環(huán)空水泥漿中。

3)水泥漿放熱速率越小，則反侵行為發(fā)生得越遲，反侵的氣體量也越少。當放熱量足夠小時，可避免反侵現(xiàn)象的發(fā)生。固井壓差越大，水泥漿侵入地層越深。在侵入距離較小時，水泥漿不足以提供有利的防護，此時，壓差越大，侵入深度越深，熱量交換越多，水合物分解量越大，反侵越容易發(fā)生。當固井壓差大于一定值時，水泥漿侵入逐漸可以提供有效的防護和緩沖，此時，加壓越大，反侵發(fā)生的可能性越小。當加壓足夠大時可以避免反侵，但需控制在地層破裂壓力范圍內(nèi)。

4)使用數(shù)值方法模擬研究固井過程，為探究高壓氣水反侵臨界條件和水合物分解對固井質量的影響提供了新的方法。采用該方法可對現(xiàn)場固井工藝設計和參數(shù)優(yōu)選進行指導，并可有效節(jié)約時間和降低經(jīng)濟成本。在對固井工藝參數(shù)取值時，可采用高壓氣水反侵臨界判別條件得到不同地層條件下的氣水反侵行為臨界條件和數(shù)學方程，從而驗證設計方案的可行性和安全性。