CO2封存井瞬时窜流机理及影响因素

王典; 李军; 张辉; 连威; 张俊成; 郭少坤

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506632

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (22) :9523-9531 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506632

石油、天然气工业

CO₂封存井瞬时窜流机理及影响因素

王典 ¹^,² ,
李军 ¹^,²^,³^,^* ,
张辉 ¹^,² ,
连威 ³ ,
张俊成 ² ,
郭少坤 ²

作者信息 +

Transient Cross-flow Mechanisms and Influencing Factors in CO₂ Sequestration Wells

WANG Dian ¹^,² ,
LI Jun ¹^,²^,³^,^* ,
ZHANG Hui ¹^,² ,
LIAN Wei ³ ,
ZHANG Jun-cheng ² ,
GUO Shao-kun ²

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摘要

CO₂地质封存是实现“双碳”目标,缓解温室效应的重要手段,封存井筒完整性制约了CO₂封存效能,为此,针对CO₂沿井筒窜流问题进行深入研究。基于流固耦合条件下的胶结面损伤脱黏原理,建立了CO₂封存井筒数值模型,模拟了超临界CO₂沿不同固井界面的瞬时窜流过程,揭示了液压驱动下胶结面损伤-剥离-窜流机理,分析了工程地质因素对界面窜流的影响规律,提出了增强井筒固井界面抗窜能力的若干措施。结果表明:胶结面处高压流体聚积,将导致胶结面压应力持续降低,并最终发生“压拉反转”,当拉应力高于界面胶结强度时,胶结面剥离,形成窜流通道;胶结面抗窜能力与压应力正相关,同等条件下,水泥塞-套管胶结面更易发生窜流,是井筒泄漏的高风险位置;在井筒内构建水泥塞屏障时,建议选择低弹性模量、高泊松比、高地应力地层段,应用高弹性模量、高泊松比、高胶结强度水泥浆配方,并重视注水泥浆前的井壁清洁工作,提高界面胶结质量。研究结果可为CO₂封存井筒窜流问题的防控提供参考。

Abstract

The geological sequestration of CO₂ is recognized as an important approach to achieving the “dual carbon” goals and mitigating the greenhouse effect. The integrity of the wellbore has been identified as a critical factor limiting the effectiveness of CO₂ sequestration. Therefore, an in-depth study was conducted on the issue of CO₂ leakage along the wellbore. Based on the principle of cement interface damage and debonding under coupled fluid-solid interaction conditions, a numerical model of the CO₂ sequestration wellbore has been established. The instantaneous leakage process of supercritical CO₂ along different cementing interfaces has been simulated, revealing the mechanism of cement interface damage, delamination, and leakage driven by hydraulic pressure. The influence of engineering geological factors on interface leakage was analyzed, and several measures to enhance the anti-leakage capacity of wellbore cementing interfaces was proposed. The results indicate that the accumulation of high-pressure fluid at the cement interface leads to a continuous reduction of compressive stress and eventually causes a “compression-tension inversion.” When the tensile stress exceeds the cement interface bonding strength, debonding occurs, forming leakage channels. The anti-leakage capacity of the cement interface is positively correlated with compressive stress. Under equivalent conditions, the cement plug-casing interface is more prone to leakage and is identified as a high-risk location for wellbore leakage. When constructing cement plug barriers within the wellbore, it is recommended to select formation sections with low elastic modulus, high Poisson's ratio, and high in-situ stress, apply cement slurry formulations with high elastic modulus, high Poisson's ratio, and high bonding strength, and emphasize wellbore cleaning prior to cement slurry injection to improve interface bonding quality. The findings of this study provide valuable references for the prevention and control of CO₂ leakage along sequestration wellbores.

Graphical abstract

关键词

井筒完整性 / 固井界面窜流 / 微环隙 / CO₂泄露

Key words

wellbore integrity / crossflow of cementing interface / micro-annulus / CO₂ leakage

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王典, 李军, 张辉, 连威, 张俊成, 郭少坤. CO₂封存井瞬时窜流机理及影响因素[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(22): 9523-9531 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506632

WANG Dian, LI Jun, ZHANG Hui, LIAN Wei, ZHANG Jun-cheng, GUO Shao-kun. Transient Cross-flow Mechanisms and Influencing Factors in CO₂ Sequestration Wells[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(22): 9523-9531 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506632

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随着全球工业化进程加速,CO₂温室气体浓度已跃升至420 μmol/mol,较工业革命前增长50%,导致2024年1—9月全球平均气温较工业化前升高1.54 ℃±0.13 ℃^[1]。国际能源署指出,若实现《巴黎协定》的2 ℃温控目标,截至2050年,全球需累积减排1.5万亿吨CO₂,其中CO₂地质封存技术贡献率约为70%^[2]。CO₂地质封存技术将捕集的CO₂注入深部地层,利用盖层阻隔及矿物固碳机制实现永久封存。过程中封存系统的完整性关乎封存效能,CO₂封存井筒作为贯穿盖层、连通地表的唯一人工通道,一旦发生窜流问题,不仅造成CO₂回窜至浅部含水层或大气层,更可能诱发井周地层压力失衡,诱发盖层破裂、断层活化等次生灾害^[3-5]。

CO₂封存井筒失效类型可分为屏障本体失效、屏障胶结面失效。研究表明,胶结面是井筒屏障的薄弱区域,极易在外载扰动下剥离形成贯穿微环隙,导致屏障渗透率提升3或4个数量级^[6-10]。例如,在Carey等^[7]的研究中,CO₂驱油老井的侧钻取芯结果表明,水泥-地层界面存在CO₂垂向运移迹象;在Al Ramadana等^[8]的井筒密封性评价实验中,所有实验样本均在胶结面处观测到气体泄漏现象;类似的胶结面气窜现象在Corina等^[9]及李娟等^[10]的研究中同样有所提及。

关于胶结面剥离机制的研究多集中于完井生产环节,随着水力压裂技术成为油气增产的常规手段,井筒内温度、压力剧烈变化,水泥环密封性面临挑战^[11-13]。初纬等^[11]认为井筒内压加载阶段水泥环易塑性变形,内压卸载阶段,胶结面处变形不连续导致界面剥离。Li等^[12]分析发现固井一界面更易塑性变形,且界面剥离风险更高。Su等^[13]考虑了井筒地层间的传热效应,认为井筒内温度下降会进一步加剧界面剥离风险。此外,部分学者还尝试从水力驱动角度解释界面剥离现象。Andrew等^[14]实验模拟了液体驱动作用下水泥环微环隙扩展过程;王名春等^[15]分析了海上稠油火驱工况下,固井一界面的失效规律及水泥环材料参数对微环隙的影响;Lian等^[16]建立了页岩气井套管-水泥环-地层数值模型,分析了压裂液经射孔孔眼沿胶结面的窜流过程;Gu等^[17]建立了考虑温度场的套管-水泥环-地层数值模型,认为随着流体温度下降,胶结面窜流风险增加。

然而,上述研究对象多为常规油气井,其密封失效机制难以直接迁移至CO₂封存井。在CO₂封存场景中,关键井段通常采用水泥塞实现永久密封,井筒内部在注塞完成后趋于静态,温度与压力发生剧烈变化的可能性极低。因此,常规油气井基于载荷剧烈波动的窜流机制在封存井中适用性有限。与此同时,CO₂大规模注入所引发的地层超压往往波及数公里范围,且超压幅度与封存规模呈正相关,显著提高了井筒胶结面处的水力窜流风险^[18-20]。由此可见,从水力驱动视角系统研究CO₂封存井筒中胶结面窜流机理,对于科学评估长期封存安全具有重要的理论价值与工程现实意义。

为此,基于流-固耦合条件下胶结面损伤理论,现构建套管段CO₂封存井筒数值模型,系统研究超临界CO₂沿不同固井界面的窜流行为,并分析关键工程与地质因素的影响规律,以期为CO₂封存井筒屏障的设计与评价提供理论依据。

1 CO₂封存井筒数值模型

1.1 模型结构及离散

CO₂地质封存期间,恢复盖层密封性至关重要^[21-22],因此,以盖层段封存井筒为研究区域,基于有限元软件ABAQUS建立数值模型。如图1所示,参考新疆油田CO₂注入井井身结构,确定数值模型结构及尺寸。模型整体为圆柱状结构,由内至外依次为水泥塞、套管、水泥环、围岩。模型轴向上网格尺寸均匀,径向网格尺寸逐渐加密,以8节点C3D8P单元离散围岩、水泥塞/环区域,该类单元具备位移和孔隙压力自由度。以8节点C3D8单元离散套管区域,该类单元仅具有位移自由度。为模拟水泥胶结性质,在固井界面内嵌0厚度Cohesive单元,单元类型为12节点COH3D8P单元,同时具备位移及孔隙压力自由度,以实现界面窜流过程模拟。

1.2 胶结面窜流控制方程

图2为Cohesive单元牵引-分离过程的本构,将单元损伤分为3个阶段:弹性加载、初始损伤、损伤演化。

${\delta }_{n}^{o}$

、

${\delta }_{s}^{o}$

、

${\delta }_{t}^{o}$

分别为法向、第一切向、第二切向上单元初始损伤时的相对位移,

${t}_{n}^{o}$

、

${t}_{s}^{o}$

、

${t}_{t}^{o}$

分别为法向、第一切向、第二切向上初始损伤时的名义应力。当δ<

${\delta }_{n}^{o}$

(

${\delta }_{s}^{o}$

${\delta }_{t}^{o}$

)时,t低于

${t}_{n}^{o}$

(

${t}_{s}^{o}$

${t}_{t}^{o}$

),单元处于弹性加载阶段,不发生损伤;外部载荷过高时,δ达到

${\delta }_{n}^{o}$

(

${\delta }_{s}^{o}$

${\delta }_{t}^{o}$

)时,t=

${t}_{n}^{o}$

(

${t}_{s}^{o}$

${t}_{t}^{o}$

)单元初始损伤;随后在外载作用下δ增加,单元损伤演化,当δ达到

${\delta }_{n}^{f}$

(

${\delta }_{s}^{f}$

${\delta }_{t}^{f}$

)时,单元完全损伤。损伤过程中耗散的能量成为断裂能G^C,大小对应图2中阴影部分面积^[23]。

采用最大名义应力准则判定单元初始损伤,当任意方向应力比值≥1时,单元初始损伤^[23]为

(1)max$\left(\frac{{t}_{n}}{{{t}^{o}}_{n}},\frac{{t}_{s}}{{{t}^{o}}_{s}},\frac{{t}_{t}}{{{t}^{o}}_{t}}\right)$=1

式(1)中:t_n、t_s、t_t分别为单元法向、第一切向及第二切向应力值;<·>表示Cohesive单元在纯压缩状态下无损伤。

初始损伤后,采用线性软化定义损伤演化。以刚度退化率D定义单元损伤程度,当D=1时,单元完全损伤,D的计算式^[23]为

(2)

$\left\{\begin{array}{l}D=\frac{{{\delta }^{f}}_{m}({\delta }_{m}^{max}-{{\delta }^{o}}_{m})}{{\delta }_{m}^{max}({{\delta }^{f}}_{m}-{{\delta }^{o}}_{m})}\\ {\delta }_{m}=\sqrt{{\delta }_{n}^{2}+{\delta }_{s}^{2}+{{\delta }^{2}}_{t}}\\ {{\delta }^{f}}_{m}=\frac{2{G}^{C}}{{{T}^{o}}_{eff}}\end{array}\right.$

式(2)中:

${\delta }_{m}^{max}$

为计算单元的最大位移;

${\delta }_{m}^{f}$

为单元完全失效时的位移;

${\delta }_{m}^{o}$

为单元初始损伤时的位移;

${T}_{o}^{eff}$

为初始损伤时的有效牵引力;δ_m为单元有效位移;δ_n为法向位移;δ_s为第一切向位移;δ_t为第二切向位移。

Cohesive单元损伤后,胶结面脱黏形成微环隙,流体流入微环隙并持续运移。如图3所示,单元内流动可分为:法向流及切向流。流体连续性方程表示为^[23]

(3)$\frac{\partial w}{\partial t}$+$\frac{\partial {q}_{f}}{\partial s}$+v_t+v_b=0

式(3)中:w为微环隙的开度;q_f为单位开度的流体流速;v_t、v_b为两侧壁面的漏失速率;t为时间;s为微环隙延伸方向的空间坐标。

微环隙开度w由Cohesive单元法向变形量进行计算^[23],即

(4)w=w_curr-w_orig+w_init

式(4)中:w_curr为单元当前厚度;w_orig为单元初始厚度;w_init为单元损伤时微环隙初始开度。

设微环隙内流体为不可压缩牛顿流体,则切向流控制方程为^[23]

(5)q_fw=-$\frac{{w}^{3}}{12\mu }$∇p_f=-k_t∇p_f

式(5)中:k_t为切向流动的渗透系数;μ为流体动力黏度;∇p_f为沿程的压力梯度。

此外,单元法向漏失量的计算式^[23]为

(6)

$\left\{\begin{array}{l}{q}_{r}={c}_{r}({p}_{i}-{p}_{r})\\ {q}_{l}={c}_{l}({p}_{i}-{p}_{l})\end{array}\right.$

式(6)中:q_r、q_l为两侧单位面积的漏失量;c_r、c_l为两侧的漏失系数;p_i为单元内流体压力;p_r、p_l为单元两侧区域孔隙压力。

1.3 材料属性及边界条件

模型中材料本体属性如表1所示,围岩、水泥及套管属性参考了新疆油田现场测试数据,界面属性如表2所示,水泥-页岩、水泥-套管胶结强度参考文献[24],胶结面刚度、断裂能的取值参考文献[25]。建模区域总长度为5 m,由于5 m范围内地层温压变化较小,故忽略超临界CO₂窜流时的相态变化,CO₂密度及黏度参考Ebigbo等^[26]的研究。

模拟由两个分析步组成:①Geostatic分析步,旨在平衡初始地应力场,模拟时间为1 s,其中水平最大地应力为22 MPa,水平最小地应力为15 MPa,垂直地应力为28 MPa,采用超静水压力系统;② Soils分析步,旨在模拟超临界CO₂瞬时窜流,分析步时间为2 500 s。Soils分析步中,在胶结面底部施加聚积流体,速率为1 mL/s,此外,修改流体载荷两侧Cohesive单元关键字为“initial gap”,旨在创造初始窜流条件,增强模型收敛性。

1.4 建模方法验证

耦合孔隙压力的Cohesive单元多用于模拟水力裂缝扩展,其可靠性已经得到广泛验证^[27-29]。但井筒胶结面窜流与水力裂缝存在显著差异,故需做进一步验证。基于Andrew等^[14]开展的井筒窜流实验验证模型的可靠性。利用聚甲基丙烯酸甲酯材料模拟地层,利用环氧树脂模拟固井水泥,从而实现了窜流的可视化。微环隙窜流形态如图4(a)所示,蓝色区域为微环隙,可见沿井筒周向微环隙非均匀扩展,且微环隙存在舌状前缘。基于文献[14,30]的实验参数,模拟该实验过程,所建数值模型结构如图4(b)所示。通过对比窜流模拟结果与实验结果,验证建模方法。

图4(c)为胶结面窜流形态的模拟结果,红色区域为微环隙,可见模拟结果与实验现象基本一致。图4(d)中虚线为窜流压力模拟结果,实线为窜流压力实验结果,可见模型中流体开始运移后,流体压力快速增加,微环隙启动扩展。对比压力值可知,稳定窜流阶段,窜流压力模拟值与实验相近,约为9.8 MPa。上述对比证明了本文方法的可靠性。

2 胶结面窜流机理

井筒各胶结面窜流过程如图5(a)~图5(c)所示,模拟结束时(2 500 s),水泥环-地层界面窜流高度为2.50 m,水泥环-套管界面为1.75 m,水泥塞-套管界面为4.00 m。图5(d)为窜流压力的模拟结果,可见各界面窜流压力大小与窜流高度成反比,窜流压力具有波动特征,在稳定窜流阶段,窜流压力峰值趋于定值。以最后一个压力峰值代表胶结面窜流压力,水泥环-地层界面窜流压力为9.79 MPa,水泥环-套管界面为15.99 MPa,水泥塞-套管界面为1.63 MPa。分析可知,当井筒各胶结面同时暴露于高压CO₂环境中时,水泥塞窜流风险显著高于水泥环。

模拟结果表明,井筒各胶结面间的窜流风险差异巨大,为探究界面间窜流风险差异原因,以水泥环-地层界面为例,分析胶结面瞬态窜流机理。在窜流路径上选取一个Cohesive单元,单元A的位置如图5(a)所示,提取单元A的法向应力、刚度退化率、微环隙宽度数据,并将其与水泥环-地层界面的窜流压力进行对比分析,结果如图6所示。

单元刚度退化率代表单元损伤程度,由图6可知,32.9 s时单元刚度退化率由0骤增至0.5,微环隙开度不再为0 mm,表明单元A发生初始损伤。分析单元A损伤前的法向应力曲线可知,在地应力作用下,A处的初始法向应力为-4.7 MPa,表明单元受挤压作用;随着窜流高度增加,微环隙前缘逼近单元A,A处应力状态受到影响,法向应力降至-2.3 MPa;27.5~32.9 s时,微环隙内压力持续增加,A处法向压应力进一步降低,32.9 s时,应力性质“由压转拉”拉应力峰值为+1.7 MPa,高于界面法向胶结强度,导致单元A初始损伤。单元A初始损伤后,微环隙有效体积增大,故窜流压力达到峰值9.8 MPa后降至9.3 MPa,随着窜流压力的再次增加并达峰,单元A完全损伤。

由上述分析可知,井周超临界CO₂聚积导致胶结面两侧材料微变形,引起胶结面应力状态改变,随着流体压力增加,胶结面处压应力降低,当窜流压力足够时,胶结面应力“由压转拉”,当拉应力峰值高于界面自身胶结强度时,胶结面损伤剥离,形成可供CO₂窜流的微环隙通道。图7为各胶结面初始应力分布情况,0°为最小水平地应力方向,可见胶结面最小压应力(σ_n-min)与最小水平地应力方向一致。在地应力作用下,井筒产生缩径微变形,由于套管材料刚度较高,变形在套管处受到阻碍,因此,水泥环-套管界面压应力最高,σ_n-min=6.56 MPa,水泥环-地层界面次之,σ_n-min=4.71 MPa,水泥塞-套管界面压应力最小,σ_n-min=0.39 MPa,这也解释了各胶结面间密封性差异悬殊的原因。

3 工程地质因素分析

3.1 围岩力学参数

井筒屏障封隔位置不同时,围岩力学参数也会发生改变,调整围岩弹性模量及泊松比,分析其对界面窜流的影响。如图8所示,当围岩弹性模量(E_rock)由20 GPa调整为30 GPa时,各界面窜流压力下降,窜流高度上升,其中,水泥环-地层界面(C1)窜流压力下降20.9%,窜流高度上升0.875 m;水泥环-套管界面(C2)窜流压力下降31.4%,窜流高度上升0.625 m;水泥塞-套管界面(C3)窜流压力下降14.5%,窜流高度上升0.625 m。

如图9所示,当围岩泊松比(P_rock)由0.14调整为0.34时,各界面窜流压力均上升,窜流高度下降,其中,C1窜流压力上升14.4%,窜流高度下降0.625 m;C2窜流压力上升28.0%,窜流高度下降0.125 m;C3窜流压力上升39.6%,窜流高度下降1.375 m。

可见在低弹性模量、高泊松比地层构建井筒屏障,有助于增强胶结面密封能力。其主要原因在于利用围岩的变形特点,使得地应力更为有效、均匀地传导至井筒胶结面,增强胶结面处的挤压效果,从而提高井筒的密封性。冒海军等^[31]、Hou等^[32]和van Oort等^[33]研究指出,利用地层的蠕变特性,采用特定手段诱导井眼缩径,可以达到恢复地层-井筒组合体的密封性的目的,并且此类方法已在德国北部的Altmark气田成功应用^[32]。

3.2 井周地应力

井筒屏障封隔位置不同,井周地应力条件也会随之改变,保持地应力的非均匀性不变,调整地应力大小,分析其对界面窜流的影响。如图10所示,相比于地应力降低20%,当地应力增加20%时,C1窜流压力上升66.9%,窜流高度下降2.00 m;C2窜流压力上升43.6%,窜流高度下降1.00 m;C3窜流压力上升25.3%,窜流高度下降0.875 m。可见在高地应力地层构建井筒屏障时,有助于增强CO₂封存井筒胶结面的密封能力,主要原因在于随着地应力的增加,围岩对井筒胶结面的挤压效果增强。

3.3 水泥塞力学参数

固井水泥配方会对水泥塞力学性质造成显著影响,调整水泥塞弹性模量、泊松比,分析其对界面窜流的影响。如图11所示,当水泥塞弹性模量(E_cement)由4.1 GPa调整为8.1 GPa时,水泥塞胶结面变化显著,水泥环胶结面变化较小,其中,C3窜流压力上升74.8%,窜流高度下降1.625 m;C1、C2窜流压力增幅不足1%,且仅C2窜流高度下降了0.375 m。如图12所示,当水泥塞泊松比(P_cement)由0.1调整为0.3时,同样是水泥塞胶结面变化显著,而水泥环胶结面变化较小,其中,C3窜流压力上升102.5%,窜流高度下降2.00 m;而C1、C3窜流压力最高增幅仅2.7%,且仅C2窜流高度下降了0.25 m。

可见选取高弹性模量、高泊松比水泥塞配方,可显著增强C3界面的密封能力。其原因在于高弹性模量、高泊松比水泥塞抗径向变形能力强,地应力对C3界面的“挤压作用”增强。同时,由于套管材料刚度较大,因此水泥塞力学参数对C1、C2界面的应力状态影响较小。

3.4 水泥胶结特性

模型中用法向及切向胶结强度表征水泥胶结属性,保持二者间倍率不变,分析胶结强度变化对界面窜流的影响。如图13所示,将算例中胶结强度上调80%后,C1、C2窜流压力增幅不足1%,C3窜流压力增幅为5.6%,同时,C1窜流高度下降了0.25 m,C2窜流高度则保持不变,C3窜流高度下降1.00 m。可见提高胶结强度对C1、C2密封性的改善效果有限,对C3密封性的改善效果较为明显。其原因与胶结面损伤机理紧密相关,由第2节分析可知,胶结面应力“由压转拉”是界面窜流的前置条件,由于C1、C2界面压应力远大于调整后的胶结强度,因此提高胶结强度对水泥环密封性的强化效果有限。

考虑到井壁残留泥饼、刮壁清理效率、水泥顶替效率等问题均会对固井质量产生影响^[34],为此,分析胶结质量对界面窜流的影响。首先,按照一定比例对Cohesive单元随机取样,取样比例为0、10%、20%;随后,将取样单元设置为初始损伤,模拟胶结质量差的区域(poor bonding zone, PBZ)。

以C3界面为例,分析胶结质量对窜流形态的影响,如图14(a)所示,当PBZ占比为10%时,微环隙前缘以不规则特征向上扩展,此外,窜流不再连续,胶结面上存在局部窜流区域。由图14(b)和图14(c)可知,当PBZ占比由0增加为20%时,C1窜流压力下降15.1%,窜流高度增加1.125 m;C2窜流压力下降32.4%,窜流高度增加1.00 m;C3窜流压力下降25.8%,窜流高度增加至5.00 m,水泥塞密封性失效。可见设法降低胶结不良区域占比,提高界面胶结质量,对增强CO₂封存井筒胶结面的密封能力具有重要作用。

4 结论

基于流-固耦合下的胶结损伤理论,建立了CO₂封存井筒数值模型,模拟了超临界CO₂沿固井界面的瞬时窜流过程,揭示了胶结面窜流机理,分析了主要工程地质因素的影响规律,得出如下结论。

(1)高压CO₂聚积引起胶结面应力状态改变,随着聚积压力增加,胶结面压应力降低,并转变为拉应力,当拉应力峰值高于界面胶结强度时,胶结面发生损伤剥离,形成窜流通道。

(2)胶结面初始压应力与其抗窜流能力呈正相关,同等窜流条件下,因套管抵抗了大部分地应力的挤压作用,水泥塞-套管胶结面更易产生窜流,是井筒泄漏的高风险位置。

(3)应用高弹性模量、高泊松比水泥塞配方,选择低弹性模量、高泊松比、高地应力地层注水泥塞,重视井筒胶结面固井质量,均有助于增强胶结面抗窜能力。

参考文献

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