盐岩主要由钾、钠、钙、镁的卤化物及硫酸盐矿物组成，具有较好的可溶性和可塑性，钻井过程中易发生塑性变形或蠕动流动，导致井眼不规则，使套管变形或挤毁；尤其是储气库等对井筒密封性的要求比较高，盐岩层段存在井漏、固井质量难以保证等工程技术难题，对井筒完整封闭性构成潜在风险^[1-5]。针对盐岩蠕变，Ge Weifeng等人^[6]基于数值模拟方法，研究了盐层蠕变对水平井套管外压的影响；B. Mota等人^[7]分析了碱和硫酸钙对硅酸三钙水化和微观结构发展的影响；B. Schug等人^[8-9]研究认为，石膏蠕变的速度与石膏在孔隙流体中的溶解度有很大的关系；R. Gholami等人^[10-13]研究认为，盐岩蠕变是岩层颗粒直径、矿物、含水率、深度和应变率的函数，并提出了一种基于损伤力学的方法，可以确定不同蠕变阶段的应变率；Wang Tongtao等人^[14-18]研究认为，储气盐穴顶板失效的主要原因是不能及时传递盐穴顶部盖层上的载荷，导致应力集中，进而诱发局部损坏。目前，有关盐岩蠕变对井筒气密性评价及分析的研究较少，也缺少相关理论依据与实践^[19-20]。为此，笔者采用岩石物理试验和数值模拟相结合的方法，分析了盐岩地层固井对一界面、二界面气密性的影响，并进行了实例分析，以期为研究盐岩蠕变对井筒气密性的影响提供理论依据。

1.   盐岩蠕变气密性试验

1.1   一界面气密性试验

根据工区常用的增韧水泥浆配方配制水泥浆，将配制好的水泥浆注入模具中，在90 ℃温度条件下常压养护3 d，待水泥浆凝固后，进行气密性测试。模具材质与P110套管相同，水泥与模具内壁的接触面为模拟的固井一界面。模具内径为15 mm，外径为25 mm，高度分别为20，30，40，50，60，70和80 mm。测试时，从模拟套管的一端通氮气施加压力，直至气体从模拟套管另一端突破，此时的气体压力即为套环–水泥的密封压力，测试结果见表1。

表  1  固井一界面气体密封能力

Table  1.  Gas sealing ability of the first interface of cementing

模拟套管长度/mm	密封压力/MPa	接触压力/MPa
18.9	7.20	1.35
28.7	6.00	1.38
39.0	9.40	1.98
47.9	9.80	1.98
58.2	10.30	2.02
69.5	10.80	1.98
78.4	10.00	2.01

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从表1可以看出，随着模拟套管长度增加，密封压力整体表现出增大的趋势。试验发现，气体均从水泥石端面突破，而不是从界面突破，所以测试的密封压力并不能表征一界面对气体的具体密封能力值，而是水泥石的瞬间密封能力，其与水泥石的渗透率有关。试验虽未能直接确定一界面的气体密封压力，但可以确定一界面的气体密封压力值大于测量值。因此，可以建立一个保守的一界面气体密封能力准则，即定义一界面的气体密封压力是接触压力的1.0倍（试验测量的一界面气体密封压力远大于接触压力）。

1.2   二界面气密性试验

为测试二界面气密性，采用环状盐岩岩心，内部注入水泥浆，岩心与水泥的胶结面可视为井筒固井二界面，同时施加不同围压及温度，模拟地层条件。采用氮气进行二界面突破试验，试验初始时岩心侧面施加大于底部氮气压力值的围压，然后不断增大岩心底部氮气的压力值直至突破，此时的氮气压力值即为二界面的突破压力。

为了对比分析盐岩蠕变对界面密封性能的影响，设计了3种试验方案：1）方案1，选取3块岩心，在温度90 ℃下养护3 d后，测量气体突破压力值；2）方案2，方案1的岩心完成突破压力测量后，对岩心施加恒定围压值，让盐岩进行蠕变，并在蠕变5 d后，再次测量气体突破压力值；3）方案3，选取2块岩心，在温度90 ℃下养护3 d后，施加一定的围压使盐岩蠕变，5 d后测试气体突破压力。3个试验方案共进行了5块岩样的测量，结果见表2。

表  2  固井二界面气体密封能力

Table  2.  Gas sealing ability of the second interface in cementing

试验方案	岩样	围压/MPa	突破压力/MPa	接触压力/MPa
方案1	1	2.0	0.1
	2	2.0	1.0	0.9
	3	6.0	4.0	1.9
方案2	1	4.0	0.6	0.5
	2	6.0	2.7	2.6
	3	10.0	5.6
方案3	4	6.0	7.8	5.7
	5	8.0	1.0	7.6

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从表2可以看出，盐岩在围压4.0 MPa的条件下蠕变5 d后，能够使二界面处原有的裂隙闭合，并具有密封0.6 MPa氮气的能力；盐岩在围压6.0 MPa的条件下蠕变5 d后，能够使二界面处原有的裂隙闭合，并具有密封2.7 MPa氮气的能力；盐岩在围压10.0 MPa的条件下蠕变5 d后，能够使二界面处原有的裂隙闭合，并具有密封5.6 MPa氮气的能力。

二界面处原有的裂隙均为氮气突破形成的通道，且突破后的气体流速相差不大，因此可以认为这些裂缝的尺寸大致相等。盐岩的蠕变能够使一定尺寸的裂缝闭合，并具有一定的密封氮气的能力。

从试验获得的少量数据来看，对于原本胶结状态良好的二界面，盐岩在围压6.0 MPa条件下蠕变5 d后，密封氮气的能力能够达到7.8 MPa，不加围压单轴条件下的盐岩二界面密封氮气的能力为4.0 MPa。对比这2组数据可知，盐岩蠕变对于原本胶结良好的二界面依旧有增强密封的作用。

对比一界面的气密性试验和二界面的气密性试验结果可知，水泥石相对较高的渗透率并未影响二界面的气体密封能力，在气体压力还未到达水泥石的瞬时密封能力前，二界面已经被气体突破，说明二界面的气体密封压力小于一界面的气体密封压力。另外，从表1和表2也可以看出，一界面的气体密封能力强于二界面的气体密封能力。

2.   盐岩蠕变气密性数值模拟

2.1   三维有限元模型的建立

为了模拟盐岩蠕变过程中岩心与水泥环的接触压力与气体密封能力的关系，利用ABAQUS有限元软件建立了盐岩–水泥环–套管三维模型，如图1所示。该模型包括套管、水泥环和盐岩等3部分，中间为水泥环的四分之一，外径30 mm；外围为盐岩的四分之一，内径30 mm，外径109 mm。

图  1  盐岩–水泥环–套管三维模型

Figure  1.  Salt rock–cement sheath–casing 3D model

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模拟过程中使用的参数均为试验测量所得。套管的弹性模量为210 GPa，泊松比为0.30；水泥石的弹性模量为9.0 GPa，泊松比为0.20；地层的弹性模量为1.8 GPa，泊松比为0.38。根据盐岩单轴和有围压状态下的三轴蠕变试验数据，确定气密性试验的盐岩蠕变参数。进行气密性模拟试验时，根据单轴蠕变试验数据拟合结果确定参数A、n和m的值。模拟井下真实地层时，根据围压条件下的蠕变试验数据拟合结果确定参数值（见表3）。

表  3  蠕变试验参数取值

Table  3.  Parameters of creep experiment

试验方法	参考取值
	A	n	m
单轴蠕变	4.14×10–6	2.000	–0.94
围压蠕变	3.74×10–6	1.876	0

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2.2   盐层地应力对气密性的影响

利用建立的三维模型，在盐岩外侧均匀施加地应力载荷，模拟盐岩蠕变对井筒气密性的影响，模拟结果如图2所示。

图  2  地应力对气体密封能力的影响

Figure  2.  Influence of in-situ stress on gas sealing ability

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从图2可以看出，在水泥与盐岩地层胶结良好的情况下，地应力水平越高，盐岩地层固井二界面对气体的密封能力越强，且随着时间延长逐渐增大。

2.3   蠕变时间对气密性的影响

在盐岩外侧均匀施加地应力载荷，模拟蠕变时间对井筒气密性的影响^[20-21]，结果如图3所示。

图  3  蠕变时间对固井二界面气体密封能力的影响

Figure  3.  Effect of creep time on gas sealing ability of the second interface in cementing

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从图3可以看出，随着蠕变时间增长，盐岩地层固井二界面对气体的密封能力在短时间内迅速增大，1 000 h后增速变缓；随着地层深度增大，水平地应力增大，盐岩地层固井二界面对气体的密封能力亦随之增大。

2.4   盐岩所处深度对气密性的影响

进一步模拟井下盐岩蠕变一年后不同地层深度处的气体密封能力，结果如图4所示。

图  4  界面气体密封能力随地层深度的变化关系

Figure  4.  Variation of gas sealing ability of interface with depth of the formation

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从图4可以看出，随着地层深度的增加，固井一、二界面的气体密封能力均随之增大，且固井一界面的气体密封能力大于固井二界面的气体密封能力。

2.5   地层封固长度对气密性的影响

界面接触压力随二界面封固长度的变化关系如图5所示，气体撑开界面的压力随二界面封固长度的变化关系如图6所示。

图  5  界面接触压力随二界面封固长度的变化关系

Figure  5.  Variation of interface contact pressure with the sealing length of the second interface

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图  6  气体撑开界面压力随二界面封固长度的变化关系

Figure  6.  Variation of interface pressure against gas expansion with the sealing length of the second interface

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从图5可以看出，界面接触压力随着固井封固长度的增加而增大；但长度超过160 mm时，增幅不再明显。从图6可以看出，气体撑开界面的压力随着界面封隔长度的增加而增大，其原因是初始界面接触压力随长度增加而增大；但长度超过160 mm时，气体撑开界面的压力随着界面长度增大不再明显变化。

2.6   固井二界面气体密封压力定量分析

判断井筒的密封性能，首先要确保固井水泥环不会发生强度失效，水泥环一旦发生强度失效，整个井筒的密封性能会急剧下降甚至失去密封能力。

在确保固井水泥环没有发生强度失效后，进行界面的密封性能求解。对比前面固井一界面和二界面的气体密封能力可知，固井一界面的气体密封能力强于固井二界面，而盐岩渗透率极低，可认为不具备气体渗透条件，因此盐岩层的气体密封能力取决于固井二界面的界面密封能力和水泥石的气体密封性能。根据图3，对不同深度处固井二界面的气体密封能力进行回归拟合，得到经验公式：

式中：p为地层密封的气体压力，MPa；t为水泥凝固后开始计算的盐岩蠕变时间，h；${x_1}$是为了使曲线拟合度更高而提取出来的时间节点；$l$为界面封固长度，m；${l_0}$为以深度2700 m处为起点的长度节点，m；h为斜率。

3.   模型准确性验证

3.1   模拟验证单轴蠕变试验

数值模拟的盐岩单轴蠕变情况与蠕变试验结果如图7所示。单轴蠕变试验数据和模拟蠕变结果基本重合，表明所采用的单轴蠕变试验数据拟合的参数具有较高的准确性。

图  7  盐岩单轴蠕变试验

Figure  7.  Uniaxial creep test of salt rock

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3.2   模拟验证室内气密性试验

采用模拟方法研究试验方案2试验过程中水泥–盐岩组合体的受力情况。设定不同裂缝宽度，模拟裂缝宽度对应的接触压力，结果如图8所示。研究得知，试验数据与模拟得出的数据吻合度较高。裂缝最大宽度存在差异的原因是，试验时气体的突破压力值不同，突破时在二界面处撑开的裂缝宽度也不同。

图  8  裂缝宽度–接触压力对应关系

Figure  8.  Relationship between fracture width and contact pressure

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4.   实例分析

文23储气库地处中原油田，为我国中东部地区最大储气库，地质情况复杂，尤其是储气库盖层段盐膏岩发育，固井难度大，对井筒密封性、完整性要求较高，缺少有效的评价手段。目前，该储气库井采用以下分类原则：盖层水泥环密封能力大于38 MPa为注采井，小于20 MPa为监测井，其他为单采井。

WX4-3井为文23储气库的一口井，盖层段发育大量盐岩，盐岩层段2 305.00～2 755.00 m。其中2 305.00～2 588.00 m井段平均声波幅度为中低值、局部高值，变密度测井显示大部分井段套管波缺失或较弱，局部套管波较强，八扇区以黑色和深灰色为主，局部中灰色，少量浅灰色，故一界面、二界面固井质量均以胶结好为主，局部胶结中等，少量胶结差；2 588.00～2 755.00 m井段平均声波幅度值较高，变密度测井显示套管波较强，局部套管波较弱，八扇区以深灰色和中灰色为主，局部黑色，少量浅灰色，故一界面以胶结中和差为主，局部胶结好，二界面以胶结差为主，局部胶结好和中，如图9所示。

图  9  WX4-3井固井质量综合评价结果

Figure  9.  Comprehensive evaluation result of cementing quality of WX4-3 Well

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利用构建的二界面气体密封压力定量分析方法，计算得到地层不同深度的二界面密封压力（见表4），结合水泥石的密封能力和井身结构完整性，综合判定该井可作为注采井。

表  4  WX4-3井盐岩层段固井二界面密封压力

Table  4.  Sealing pressure of the second interface in cementing for the salt rock interval of Well WX4-3

地层深度/m	候凝不同时间后的固井二界面密封压力/MPa
	24 h	48 h	72 h	600 h	1000 h
2 300	39.03	42.95	44.72	50.03	50.70
2 350	40.04	44.00	45.78	51.14	51.81
2 400	40.97	45.00	46.82	52.28	52.96
2 450	71.20	67.08	65.23	59.71	59.02
2 500	43.01	47.20	49.06	54.55	55.22
2 550	43.75	48.06	49.98	55.64	56.32
2 600	44.62	49.07	51.04	56.76	57.45
2 650	45.65	50.12	52.10	57.87	58.56
2 700	46.81	51.27	53.24	59.00	59.69
2 750	47.66	52.20	54.22	60.10	60.81

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文23储气库WX7-7井盐岩段为2 278.00～2 839.00 m，为进一步分析与验证盐岩蠕变对水泥环气密封完整性的影响，分别于固井后3，32和47 d进行固井质量测井，评价结果见表5。

表  5  WX7-7井盐岩层段固井质量评价结果

Table  5.  Cementing quality evaluation results of salt rock interval of Well WX7-7

测井次序	界面	固井质量评价结果占比，%
		好	中	差
第一次 （固井3 d）	一界面	0.3	7.1	92.6
	二界面		0.7	99.3
第二次 （固井32 d）	一界面	8.2	15.9	75.9
	二界面	1.7	11.9	86.4
第三次 （固井47 d）	一界面	21.4	21.4	57.2
	二界面	10.8	17.0	72.2

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从表5可以看出，一界面胶结质量好和中的比例由7.4%提高至42.8%，二界面胶结质量好和中的比例由0.7%提高至27.8%，盐层固井优质段累计达50 m以上。由此可知，随着时间增长，固井胶结质量呈明显变好的趋势，且从变化时间上看，与2.3节模拟的1 000 h（41.7 d）也具有较好的对应性。

5.   结论与建议

1）固井一界面对气体的密封能力强于水泥石本身的气密性，盐岩蠕变可增强固井二界面的气体密封能力。

2）在水泥与盐岩胶结良好的情况下，地应力水平越高，盐岩地层固井二界面对气体的密封能力越强；随着蠕变时间增长，盐岩地层固井二界面对气体的密封能力在短时间内迅速增大，1000 h后增速变缓。

3）在井下围压条件下，水泥环很难发生剪切失效，因此盐岩层气体密封能力主要取决于固井二界面的界面密封能力和水泥石自身的密封能力。

4）气体密封能力与界面接触压力有关，如果气体压力升高到可以克服界面接触压力而撑开界面时，气体突破界面的压力并不会随着封固长度的增加而增大；但是界面接触压力随着封固长度的增加而增大，并存在临界值；对不同深度处固井二界面接触压力进行回归拟合，得到固井二界面接触压力随封固长度变化的模型。需要注意的是，气体密封能力受多种因素的影响，在其他地区使用时需要综合考虑各种因素。