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• 52 •PETROLEUM TUBULAR GOODS & INSTRUMENTS2020年12月-失效分析与预防-高温高压气井环空压力异常原因分析及预防措施赵密锋，胡芳婷,耿海龙(中国石油塔里木油田公司新疆库尔勒841000)摘 要：高温高压气井环空压力异常严重影响气井井筒的完整性，也是影响高温高压气井安全生产的重要因素。
通过对塔里木油田高温高压气井环空压力异常井统计和典型井油管接头密封失效分析，结果表明，高温高压气井环空压力异常的主要原因是油管接头发生泄漏，使油管内的天然气泄漏至套管内，而油管接头发生泄漏是由于油管接头的压缩效率较低。
高温高压气井所选接 头需通过ISO 13679 CAL !试验,且应满足压缩效率为100%的要求，同时进行补充振动试验,并且在振动条件下油管接头不发生 泄漏是预防高温高压气井环空压力异常的有效措施。
现场选择压缩效率为100%的特殊螺纹接头油管，环空压力异常井比例由原来的18.9%下降为3.3%，说明高温高压气井选择高压缩效率接头可有效降低环空压力异常比例，即油管接头压缩效率越高，环空 压力发生异常的概率越低。
关 键 词：高温高压气井；环空压力异常;压缩效率;预防措施中图法分类号:TE931 文献标识码:A 文章编号：2096 -0077(2020)06 -0052 -07DOI ：10.19459/j. cnki. 61 - 1500/te. 2020. 06. 012Failure Analysis and Prevention Measures of SustainedCasing Pressurr in HPHT Gas WellZHAO Mifeng, HU Fangting, GENG Hailong(PetroChina Tarim OilField Company , Korla , Xinjiang 841000, China)Abstraci :In the production process of high-temperature and high-pressure ( HTHP) gas wells, abnormaO annulus pressure is the most im-portani well integety problem. It is also an important factoe restricting the safe production of gas wells. Based on the statisticc of abnormalannulus pressure wells and failure analysis of tubing jointt in typiccl wells , it is believed that the main reason foe sustained ccsing pressure of HTHP gas weH is tubing-ccsing channeling ccused by tubing joint leakage. Furthermore , tubing leakage is obviousty related t 。
控压钻井技术及其应用姓名： XX班级：序号：学号：摘要：控压钻井是利用封闭的钻井液循环系统，通过液力井的模拟程序来反馈数据，预测环空压力剖面，从而使自动控制压力系统自动调节节流阀，产生微小调节量来精确控制整个井眼的环空压力剖面。
本文介绍了控压钻井的概念和原理及其应用和发展。
关键词：控压钻井；MPD；钻井技术；应用控压钻井是目前世界上最先进的钻井技术之一，能够对井底压力进行实时精确的控制、解决现场遇到的井下复杂钻井问题；理论研究与应用实践均表明，它可以有效的解决国内外普遍遇到的窄密度窗口安全钻井难题。
为了更好的掌握和运用该技术，从宏观角度将控压钻井看作为一项较复杂的系统工程，既要保证系统内任一组成部分能够正常运转，又要提高系统内各部分之间的协调能力，从而发挥其最大效率。
为此，提出了控压钻井系统工程（MPDSE）的概念——控压钻井系统工程就是将系统工程理论应用到控压钻井技术中的一种研究方法。
其主要内容是研究系统内部各组成部分的精确设计，系统分析各组成部分之间的相互关系和内部地位，优化处理各组成部分之间的相互制约性，实现系统的最优化。
一、MPD的系统组成和工作原理[1]1、定义和技术特点(1)MPD的定义：国际钻井承包商协会(LADC)欠平衡和控制压力委员会(Underba1anced Operation and Managed Pressure Commitee) 将MPD定义为：MPD是用于精确控制整个井眼压力剖面的适宜钻井程序，其目的是确定井下压力的环境限制，并以此控制环空液压剖面。
(2)技术特点：它不同于常规的开式压力控制系统，而是依赖于封闭的循环系统通过调节井眼的环空压力来补偿钻井液循环而产生的附加摩擦压力。
MPD技术义个重要特点就是使用了一套封闭的系统，可增加钻井液返回系统的钻井液压力，以提供钻进的能力和在保持适当环空压力剖面的情况下能连续接钻杆。
适当的环空压力剖面阻止了钻井液流人地层造成对地层的伤害。
储气库注采井环空带压分析及管控措施研究摘要：储气库注采井因具有运行压力高、单井吞吐量大、注采切换频繁等特点，井筒完整性要求较常规气田开发井更为严格。
国内储气库运行实践表明，环空带压是目前注采井普遍存在的一类井筒完整性问题，若处置不当可能引发井口装置或井内管串超压损毁、甚至井内气体外泄等事故，影响储气库的长期运行安全。
本文以文23储气库注采井为例，综合利用投产作业井史、井口压力/环空液面监测数据、环空泄压-恢复数据等资料，推测了油套环空带压类型、泄漏程度及可能的漏点位置，并参考现行标准中关于环空压力管理的推荐做法，计算了油套环空压力允许上限，绘制了注采井环空压力管理图版，科学指导注采井环空压力管理，保障储气库安全平稳运行。
关键词：储气库；注采井；环空带压；漏点位置；管理图版0 引言为了弥补国内天然气资源分布的不均衡性和消费需求的季节性差异，我国近年来加快了地下储气库建设进程，截至2020年底，已投运各类储气库27座，建成近160×108m3的天然气年调峰能力，极大地缓解了天然气供需矛盾[1]。
储气库建设快速发展的同时如何科学管控运行风险、保障储气库运行安全也日益引起行业重视。
以枯竭油气藏型储气库为例，注采井在周期性、大排量吞吐过程中，因受交变载荷、温度压力变化及腐蚀介质等因素影响，可能引发水泥环、套管及完井管串完整性失效，也是储气库各子系统中最为薄弱的单元。
相关数据显示，注采井事故占储气库各类事故比例约31%[2]，事故类型以气体泄漏为主，环空带压作为注采井普遍存在的一类生产问题，若不加以科学管控，最终可能发展为井内气体外泄甚至爆炸等严重后果。
因此，如何科学管控注采井环空带压问题是储气库安全管理亟待解决的一项难题。
为了深入研究上述问题，本文选取文23储气库注采井为研究对象，在全面分析各项资料的基础上，初步划分了环空带压类型并推测了漏点部位，同时绘制了环空压力管理图版，通过科学管控最大限度地降低环空带压运行风险，该研究成果也可为其他同类型储气库环空带压管理提供相应的技术借鉴。
气井环空带压临界控制值研究张智;周琛洋;王汉;刘志伟;何雨【摘要】To ensure the wellbore integrity of gas well with sustained annular pressure (SAP) during the production phase and determine the safe operating range of SAP,a safety evaluation method of SAP based on API RP 90-2 recommended practice was established.The calculation method on the critical control value of SAP for gas well was mainly studied,and a set of SAP management chart for field application was put forward.Finally,the field application study of a gas well with SAP was carried out.The results showed that API RP 90 was recommended for the safety evaluation of offshore oil and gas wells with SAP,but it was no longer suitable for onshore oil and gas wells after API RP 90-2 was published.The consideration of API RP 90-2 was more comprehensive and it was recommended for onshore oil and gas wells.The critical control value of SAP was no longer a fixed value but a value constantly varying with a number of factors such as the increase of service time and the change of adjacent and self-annulus pressure.%为了保证环空带压气井生产阶段的井筒完整性,确定气井环空压力安全运行范围,建立了基于API RP 90-2推荐做法的环空带压安全评价方法,重点研究了气井环空带压临界控制值计算方法,提出了1套方便现场应用的环空压力管控图版,针对某环空带压气井进行了现场应用研究.研究表明:API RP 90是针对海上油气井环空带压安全评价的推荐做法,在API RP 90-2推荐做法发布以后已不再继续适用于陆上油气井;基于API RP 90-2的推荐做法考虑因素更为全面,推荐在陆上油气井使用;环空带压临界控制值不再是1个固定值,而是随服役时间增长以及相邻和自身环空压力变化等因素不断变化的值.【期刊名称】《中国安全生产科学技术》【年(卷),期】2017(013)007【总页数】7页(P149-155)【关键词】气井;环空带压;环空带压临界控制值;安全评价;管控图版【作者】张智;周琛洋;王汉;刘志伟;何雨【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】X9360 引言目前，气井环空带压现象十分普遍，环空带压是指气井环空压力在泄压后短时间内又恢复到泄压前压力水平的现象[1]。
2021.05科学技术创新海上油井环空带压分析及应对措施吕广刘汉杰张鑫韩东东林家昱（中海石油(中国）有限公司天津分公司，天津300450)1浅层气泄漏情况海上油田某井13-3/8″套管与9-5/8″套管环空发生溢流，压井成功后对A井13-3/8″套管与9-5/8″套管环空挤水泥至套管头以下12m。
后发现该井隔水导管13-3/8″套管环空有一处冒泡，后续井口监测过程中，发现B井也有绿豆大的小气泡冒出，现场情况持续监控，情况稳定。
A、B共2口井的隔水导管与13-3/8″表层套管环空有可燃气泄漏，上述2口井浅层气泄漏位置均相同，如下图1所示：图1A、B井漏点前期2口井出现浅层气泄漏[3-5]时，隔水导管12米以下的环空内表层固井时以封固完毕，发现浅层气泄漏后进行了处理，22日向A井井口加入了铁矿粉。
处理完毕后发现还有浅层气泄漏，用便携式可燃气体探测仪测结果一氧化碳含量20～30ppm，可燃气体最高30%，后期作业发现B井井口有一黄豆大小气泡冒出。
2井口焊接封堵技术方案2.1作业整体思路2.1.1派人对该项目进行调研，确认施工方案及所需要的物料，并编制详细的调研报告。
2.1.2根据调研报告编制材料采办计划及施工方案，要求采购的材料必须有材质证书及产品质量证明书。
2.1.3报批施工方案，对参加施工的所有人员进行施工方案交底、风险分析，准备施工机具、办理出海施工手续。
2.1.4对上述泄漏浅层气的两口井的24''隔水套管与13-3/8″表层套管之间的所有缝隙和隔水套管顶端的两个返浆口进行焊接封堵作业，并在该环板上安装引流的阀门、压力表和管线，引至其它安全区域进行泄放。
2.2堵漏焊接作业程序[6-8]2.2.1采购一节长500mm的24''隔水套管，此隔水套管材质要与封堵井的隔水套管同材质，从套管上割下200mm*150mm 的4块钢板，钢板中心开φ26mm孔，准备1''XXS壁厚120mm 长单丝头（NPT丝扣）短接，8根，双丝头短节5个，管箍6个，将单丝扣短节与钢板预先焊接好备用。
高温高压高含硫气井生产运行期井筒完整性管理张宇;朱庆;何激扬;谢波;余翔;彭杨【摘要】高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理是一个国际性难题.随着四川盆地安岳气田高石梯区块下寒武统龙王庙组、上震旦统灯影组等高温、高压、高含硫气藏的开发,气井生产运行期间陆续出现套管环空异常带压、井口装置泄漏、封隔器密封失效等异常情况,给气井的安全生产带来风险.如何有效削减或消除风险,保障气井本质安全,避免对人体健康、环境污染和企业形象等方面造成伤害,成为生产中急需解决的问题.在调研国内外油气井井筒完整性管理的发展现状和管理经验的基础上,分析高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理需求,指出气井生产运行期井筒完整性管理应基于风险评价、风险检测、完整性评价及整改等关键技术环节,通过对比分析目前生产现场气井管理与井筒完整性管理标准的差异,结合安岳气田高石梯区块高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理现状,分析了井筒完整性管理中存在的问题,提出了下一步完善措施,指导高石梯区块气井生产运行期的井筒完整性管理,为类似气井生产运行期的完整性管理提供了参考.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2017(040)002【总页数】6页(P80-85)【关键词】四川盆地;高石梯区块;上震旦世;灯影组气藏;高温高压高含硫气井;生产运行期;井筒完整性管理;风险管控【作者】张宇;朱庆;何激扬;谢波;余翔;彭杨【作者单位】中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司工程技术研究院【正文语种】中文油气井完整性管理是对影响油气井完整性的所有影响因素进行综合分析处理的一体化管理，贯穿于油气井全生命周期。
为确保油气井安全生产，有效削减或消除风险，避免对人体健康、环境污染和企业形象等方面造成伤害，成为气井生产管理中必须解决的问题。
天然气井环空带压原因及防治措施研究天然气井环空是井筒内壁与地层井壁之间的空隙，是天然气从地层到井筒中流动的通道之一，是井的关键组成部分之一。
环空带压是指井下环空在操作过程中出现了压力，有时候表现为环空内产生的压力高于环空外的压力。
环空带压会增加井下作业的难度和风险，甚至会导致严重的事故。
因此，及时找出环空带压的原因并采取相应的预防措施是保证井下操作安全的重要手段。
本文通过分析环空带压的成因和危害，提出了几种有效的防治措施。
一、环空带压的成因1.泥浆密度不当在井下钻探过程中，泥浆的密度是控制环空压力的关键。
如果泥浆密度过低，就容易导致井下环空内的天然气从地层流入环空，从而形成压力；而如果泥浆密度过高，就会相应地增加环空内的压力。
因此，正确控制泥浆密度是避免环空带压的重要手段之一。
2.压裂压裂是指在化学注水过程中，由于注水压力过大，使得地层上的裂缝扩大，导致地层内的天然气通过裂缝进入环空，使得环空内部产生压力。
3.井身不稳定当地层物质的稳定性低于井身结构强度时，形成不稳定区域，不稳定区域内的地层物质就会向井内流动，从而导致环空带压。
4.井下操作不当井下操作人员的操作不当也是造成环空带压的主要因素之一。
例如，开启井口阀门过早会极大地增加井下环空的压力。
因此，井下操作时，必须仔细谨慎，杜绝操作不当的现象。
1.威胁井下操作人员的安全环空带压会使操作人员面临更高的风险。
如果压力过高，操作人员在对井下设备进行维修或更换时会面临危险。
2.增加井下作业的困难程度环空带压会使作业更加困难，特别是当井深较大时，井下环空的压力也相应地增大，防治起来更加困难。
3.造成经济损失环空带压不仅会威胁人员安全，还会对油气生产造成损失。
有时候，环空带压会让天然气流动变得困难，降低采油采气效率，从而造成经济损失。
三、环空带压的防治措施正确控制泥浆密度是避免环空带压的重要手段之一。
为了避免因泥浆密度过高或过低形成的压力作用，应根据井深、井壁的地层情况、钻探目的等综合因素合理控制泥浆密度。
天然气井环空带压原因及防治措施研究天然气井环空带压是指在生产过程中，井筒内部出现了较大程度的环空压力，这种环空压力可能会引发不同级别的安全风险。
因此，进行研究环空带压的原因和防治措施，对保障生产安全至关重要。
一、环空带压的原因1、井筒的套管管柱变形在天然气勘探、生产中，井筒中的套管在不利的复杂物质的影响下，极易发生变形，导致间隙中空气无法排除，从而在井底形成压力。
2、井底注水在勘探过程中，为了增加井底压力并提升采油效果，有时会进行注水作业。
但同时，也会造成天然气井的环空带压，如果水在井底形成一定高度，便会形成积水环空，进而导致进气口被堵塞，气体难以排除而形成环空带压。
3、地震活动在一些地震区域，地震活动会导致井口排气口的堵塞，从而形成了井筒中的环空压力。
二、环空带压的防治措施1、马上立案解决一旦发现有环空带压的迹象，应立即向有关部门报告，采取切实可行的解决方案，以消除安全隐患。
2、采取现代生产技术为了保证井筒的安全运行，应采用现代化的技术进行管理。
引进先进的生产技术，在生产过程中加强监管，确保设备的正常运行，减少环空带压的发生。
3、加强监管和培训应该注重安全教育和培训，强化对环空带压的防治知识宣传和普及，增强员工应对紧急情况的能力，从而提高作业人员的技能素质和安全意识。
4、定期维护设备为防止环空带压的发生，应对设备进行定期检查和维护，及时发现隐患，防止设备失效或出现故障。
5、加强排通排通是预防井筒环空带压的有效措施之一。
加强排通，在排出井底积水的同时，要确保空气可以及时地从下部流出。
6、采用防突泄装置在井筒内置防突泄装置，可以避免突泄等突发情况对设备和工人造成严重的威胁和损失。
三、总结天然气井环空带压是影响生产安全的重要问题，在日常运行中应重视防治工作。
加强对井筒设备的日常维护和管理，推广现代化生产技术，加强安全监管和防治知识的宣传普及，以及采取现代化的防治措施是有效预防和消除环空带压的关键。
天然气井环空带压原因及防治措施研究天然气井环空带压是一种危险情况，它可能会引发严重的事故。
环空是指连接井筒和顶板的空间，如果这个空间受到压力作用，就会导致环空带压，这种情况通常是由于沉积岩层或钻井液对环空的封堵造成的。
本文将介绍环空带压的原因及其防治措施。
一、环空带压原因1.井筒崩塌当井筒崩塌时，坍塌物会占据环空，同时会堵塞井筒底部的进气孔，阻碍钻井液的流动，从而导致环空带压。
2.地质条件部分地质构造中，井筒周围的岩层压力极大，如果钻头钻进这些压力较大的岩石中，便有可能造成井筒崩塌并导致环空带压。
3.钻井液高密度钻井液中含有较多沉积物，这些沉积物很可能在环空中沉淀，导致环空被堵塞，从而导致环空带压。
4.操作失误操作失误是导致环空带压的另一个因素，例如，井筒底部孔道阻塞、注入钻井液的速度过快等都可能导致环空带压。
二、环空带压的防治措施1.扩大井壁扩大井壁可以减轻周围的压力，从而缓解井筒崩塌的风险。
这项措施需要在钻井前进行，利用岩石力学原理确定井壁的合理大小。
2.预测井筒能力在钻探深度大于2500米的井中，钻井方需要了解地质情况，把握井筒承压能力，从而采取相应的措施，防止井筒在钻井过程中崩塌。
合理的钻井液配方可减少沉积物的形成，在钻井过程中减缓井筒中的积压，并对环空产生正向的流动作用，从而减少环空带压的风险。
操作规范可以有效地规范钻井过程中的操作，从而避免一些常见的操作失误。
例如，注入钻井液时要掌握每个时间段的流量，井筒底部的进气孔要时常开启，防止孔道被堵塞。
5.预警领先预警领先可以提前识别环空带压的风险，从而采取相应的措施。
预警系统可以采用多种传感器进行监测，例如，注入压力传感器、环空沉积物传感器等，从而提前发现环空带压的风险。
总结：环空带压是钻探过程中的一种危险情况，有可能造成严重事故。
为了防止环空带压，可采取多种措施，如扩大井壁、预测井筒能力、优化钻井液配方、规范操作、预警领先等。
通过这些措施，可以防止环空带压的风险，保障人员的生命安全和财产安全。
石油勘探与开发518 2015年8月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.42 No.4 文章编号：1000-0747(2015)04-0518-05 DOI: 10.11698/PED.2015.04.15高压气井环空压力预测与控制措施张波，管志川，张琦，韩冬（中国石油大学（华东）石油工程学院）基金项目：国家科技重大专项“西部山前复杂地层安全快速钻井技术”（2011ZX05021-001）；教育部长江学者创新团队“海洋油气井钻完井理论与工程”（IRT1086）摘要：气窜引起的高压气井套管环空压力严重影响气井的安全生产。
基于对含微裂隙水泥环结构特征和高压气体渗流过程的分析，用水泥环综合渗透率和一维不稳定渗流来描述高压气体的窜流过程，根据质量守恒定律和体积相容性原则，建立了气体侵入状态下含液密闭环空压力计算模型，并用该模型研究了各个因素对环空压力的影响。
环空压力的上升过程分为快速上升期和平稳上升期，环空压力的影响因素有环空液体的气体溶解度和可压缩性、水泥返高、水泥环综合渗透率以及环空体积。
环空压力的上升速度随环空液体可压缩性的提高而降低；环空压力的极限值和上升速度随着水泥返高的增加而增大；水泥环综合渗透率越大，环空压力上升速度越快；环空体积的增加能够有效延长压力上升时间。
从工程角度，高压气井应合理配置环空液体的可压缩性，全井段固井的高压气井应采用自修复水泥以提高固井质量，如有必要应采取相应的措施来降低水泥环的综合渗透率，同时适当增加环空体积。
图7参12 关键词：高压气井；气体窜流通道；压力上升速度；环空压力预测；压力控制措施中图分类号：TE25 文献标识码：APrediction of sustained annular pressure and the pressure controlmeasures for high pressure gas wellsZhang Bo, Guan Zhichuan, Zhang Qi, Han Dong(College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China)Abstract:The sustained annular pressure caused by channeling threatens the casing safety significantly. Cement mantle composite permeability and one-dimension unstable seepage were used to describe the channeling of high pressure gas based on the analysis of the structure of the cement mantle containing micro-fractures and the seepage process of high pressure gas. According to the mass conservation law and volume accordance principle, a model was built to predict and analyze the pressure rising process when gas invades into the trapped annulus, and then this model was used to study the impacts of different factors on the annular pressure. The pressure rising process can be divided into rapid rising stage and stable rising stage, and the factors affecting annular pressure include the gas solubility and compressibility of annular liquid, height of cement return, composite permeability of cement mantle and annular volume;the rising velocity of annular pressure declines with the increase of annular liquid compressibility; the ultimate value and rising velocity of annular pressure increase with the increase of cement return height; the higher the composite permeability of the cement mantle, the faster the annular pressure increase; the increase of annular volume can prolong the rising time of pressure. From the viewpoint of engineering, high pressure gas wells should take annular liquid with proper compressibility, self-repairing cement should be used in high pressure gas wells cemented whole to improve cement quality, the composite permeability of cement mantle should be reduced by using proper measures if necessary, and annulus volume is properly increased to prevent the pressure from rising up too quickly.Key words:high pressure gas well; channeling passageway; pressure rising velocity; annular pressure prediction; pressure control measures0 引言气窜引起的套管环空压力一直是高压气井面临的难题之一[1]，严重影响气井的安全生产，阻碍后续酸化压裂等增产措施的实施，降低气藏采收率。
随着中国天然气勘探开发力度的不断加大，以四川盆地普光、塔里木盆地克拉2以及莺歌海盆地东方13-2为代表的一批高压气田相继投入生产，然而气井均不同程度地存在套管环空带压的问题[2]。
相关研究和现场实践表明，环空压力过高严重威胁气井管柱的安全性和井筒完整性[3]。
现有的环空压力治理措施如挤水泥大修井和化学堵漏等措施存在成本高、效果差和作业难度大的问题[4-5]，而频繁的放喷作业增加了气井的管理难度和生产成本。
因此准确预测石油勘探与开发版权所有2015年8月 张波 等：高压气井环空压力预测与控制措施 519环空压力的变化规律并采取合理的控制方法对实现高压气井的安全稳产具有重要意义。
本文在分析气体窜流通道成因和气体窜流过程的基础上，建立了气体侵入状态下含液密闭环空压力计算模型，研究了不同因素对环空压力的影响规律，从环空压力产生后的控制角度提出了一些措施方法，为高压气井的生产管理和风险控制提供一定的理论依据。
1 气体窜流通道成因理想状态下的水泥环渗透率极低、孔隙度极小，能够有效封隔地下流体，确保油气井管柱的安全。
但在生产过程中水泥环有可能产生微裂隙（包括微裂缝和微环隙），根据现场施工经验和相关理论研究[6-7]，水泥环产生微裂隙的原因主要有：①施工作业的影响。
憋压候凝、试井测试以及气井投产会对井筒内温度、压力条件产生较大的影响，水泥环与套管的弹塑性和热物性差异导致两者之间出现位移差，进而产生环隙。
作业中的外载（如射孔作业等）超过水泥环的强度时，水泥环内部也会产生微裂缝。
②地层条件的影响。
较差的地层条件会引起井眼的井径不规则，致使水泥浆分布不均；多数高压气藏压力体系复杂、地层上下温差大，水泥浆易发生超缓凝现象，某些井段水泥浆容易失水干缩。
③环空内流体分布的影响。
水泥浆柱过长往往会发生胶结失重，凝固后形成微裂缝；顶替效率低下致使残留的钻井液污染水泥浆，影响水泥环封固质量；地层酸性流体的侵入导致水泥环的部分颗粒被腐蚀。
根据随机裂缝理论[8]，水泥环中的微裂隙有可能形成相互连通的气体窜流通道。
根据通道的构成形式和分布特征，可把窜流通道分为3类：环隙贯穿式、网状裂缝式和裂缝-环隙组合式（见图1）。
天然气低密度、低黏度的性质使其相对于液体具有更强的扩散能力，容易在裂隙中发生渗流，最终到达环空上部形成高压。
2 环空压力计算模型2.1 气体侵入状态下环空压力计算方法环空压力的大小取决于气体在密闭环空中的分布状态。
进入环空中的气体一部分溶解到环空液体中，另一部分在环空上部聚集形成气柱。
根据质量守恒定律，这两部分气体体积之和应等于进入环空中的气体总体积，即：4s l gan g 10R AH V V −+=（1）按照体积相容性原则，环空中的液体体积和气柱图1 气体窜流通道类型示意图体积之和应等于环空的总体积。
考虑到实际气体的状态变化和环空液体的压缩性，推导公式得：()gan an an a41an T an an a a101V T Z p AH p K V p Z T −+−= （2）已有的研究证明[9]，（1）式中的气体溶解度随着环空压力的增加而增加，同时还受液体密度、固相含量以及矿化度等性质的影响，因此气体溶解度一般通过实验分析确定。
将实验测得的气体溶解度随环空压力的变化规律代入（1）式和（2）式构成的方程组中，就可计算出相应条件下环空压力。
2.2 气体渗流过程分析水泥环中的微裂隙具有高传导、低储存能力的特点，水泥石则是一种低传导、低储存能力的渗流介质，两者共同构成了气体窜流通道。
鉴于水泥石不具备大量吸附和传导气体的能力，因此含有微裂隙的水泥环并不是双重渗流介质。
基于上述分析，利用水泥环的综合渗透率来表征其允许气体通过的能力，气体窜流过程即可转化为单一介质中的一维渗流问题。
