资源简介
ICS 75.020 CCS E 13
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 7877—2025
油气井水泥环密封完整性评价方法及技术要求
Evaluation methods and technical requirements for cement sheath integrity of oil and gas wells
2025-12-18发布 2026—06-18实施
国家能源局发布
目次
前言 Ⅱ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 基本资料 1
5 水泥石性能测试 1
5.1 试样制备 1
5.2 性能测试 2
6 评价方法 2
6.1 评价装置 2
6.2 测试流程 2
6.3 实验要求 2
6.4 评价结果 2
7 腐蚀评价 3
7.1 实验装置 3
7.2 实验流程与要求 3
7.3 结果处理 3
附录A(资料性)评价装置 4
附录B(资料性) 测试流程 6
附录C(资料性)密封完整性评价结果记录表 7
附录D(资料性) 水泥石腐蚀实验装置 8
附录E(资料性) 腐蚀实验结果记录表 9
I
前言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由石油工业标准化技术委员会石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。
本文件起草单位：中石化石油工程技术研究院有限公司、中国石油集团工程技术研究院有限公司、西南石油大学、中国科学院武汉岩土力学研究所、中国石油大学(北京)。
本文件主要起草人：丁士东、刘仍光、周仕明、陶谦、刘荦、刘慧婷、陆沛青、李早元、齐奉忠、郭印同、卢运虎、黄盛、王磊。
Ⅱ
油气井水泥环密封完整性评价方法及技术要求
1 范围
本文件规定了油气井水泥环密封完整性实验评价方法。
本文件适用于油气井建井、生产及其他作业过程中水泥环的密封完整性评价。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 19139 油井水泥实验方法
3 术语和定义
3.1
剩余强度 residual strength
水泥石在腐蚀环境下一定时间后的抗压强度。
3.2
强度损失率 strength loss rate
剩余强度比未经腐蚀试样抗压强度降低的百分比。
3.3
渗透率增长率 permeability increase rate
腐蚀试样的渗透率比未经腐蚀试样渗透率增加的百分比。
4 基本资料
在评价实验前，应收集以下参数：
a) 目的层岩性、温度、地层压力;
b) 各种施工作业时井筒内温度、压力;
c) 油气中酸性气体的组成、含量、分压，地层水矿化度;
d) 油气井生产期间井筒温度、压力。
5 水泥石性能测试
5.1 试样制备
水泥石试样制备方法按照GB/T 19139的相关规定执行，养护龄期72h。
5.2 性能测试
5.2.1 抗压强度
抗压强度测试方法按照GB/T 19139的相关规定执行。
5.2.2 渗透率
气体渗透率测试和计算方法按照GB/T 19139的相关规定执行。
5.2.3 测试结果要求
每组水泥石试样数量不少于3块，以所测全部试样数据的算术平均值作为该组试样的性能参数。 当所测最大值或最小值有一个超过算术平均值的15%,则取其他试样算术平均值作为该组试样的性能参数。如有两个测值与平均值的差值均超过平均值的15%,则该组试样的实验结果无效。
6 评价方法
6.1 评价装置
水泥环密封完整性评价装置见附录A。
6.2 测试流程
测试流程见附录B。
6.3 实验要求
6.3.1 压力变化下密封完整性
6.3.1.1 采用内筒(循环)加卸压方式，循环次数不少于实际井筒内压力变化次数。
6.3.1.2 压力上限取作业时最大井口压力，下限一般为0,加卸压速率(3±0.3)MPa/min, 稳压时间宜不小于30 min。
6.3.2 温度变化下密封完整性
6.3.2.1 采用内筒(循环)升降温方式，循环次数不少于实际井筒内温度变化次数。
6.3.2.2 温度上限取井底最高温度，下限取井底最低温度，升降温速率(2±0.2)℃ /min, 恒温时间宜不小于30 min。
6.3.3 温压耦合变化下密封完整性
6.3.3.1 采用内筒(循环)加卸载和升降温方式，循环次数不少于实际井下井筒内温度、压力变化次数。
6.3.3.2 温度上限取井底最高温度，下限取井底最低温度，升降温速率(2±0.2)℃/min; 压力上限取最大井口压力，下限一般为0,加卸压速率(3±0.3)MPa/min,恒温稳压时间宜不小于30 min。
6.4 评价结果
6.4.1 实验周期内均未检测到流体窜流，判定密封完整性正常。
2
6.4.2 实验周期内检测到连续气泡或连续水流，判定密封完整性失效。
6.4.3 评价结果记录表见附录C。
7 腐蚀评价
7.1 实验装置
腐蚀实验装置见附录D。
7.2 实验流程与要求
按下列要求开展实验。
a) 按照5.1养护水泥石，养护结束后取心为φ25mm×50 mm圆柱体试样。
b) 取心后一部分试样进行腐蚀实验，腐蚀装置示意图如图D.1所示。设置温度为目的层温度， 通入的酸性气体类型和分压为目的层中含有的酸性气体和分压大小，总压为地层压力，腐蚀釜中水按照目的层中水的离子类型和矿化度配制。按照腐蚀龄期(一般如3d、7d、14 d、 28d等)测试试样抗压强度和渗透率，每个腐蚀龄期试样不少于3个，按5.2.3的规定执行。
c) 剩余的取心试样作为对比样，放入高温高压养护釜中，养护温度和压力同腐蚀釜中的温度和压力，养护龄期同腐蚀龄期，养护结束后测试对比样的抗压强度和渗透率，按5.2.3的规定执行。
7.3 结果处理
7.3.1 实验结果计算及处理按7.3.2和7.3.3规定，结果记录表见附录E。
7.3.2 渗透率增长率按公式(1)计算：
n=(k- ko)/ko×100% ……………………………… (1)
式中：
nk——渗透率增长率，用百分数表示;
k₀——对比样渗透率，单位为平方微米(μm²);
ka——腐蚀样渗透率，单位为平方微米(μm²)。
7.3.3 强度损失率按公式(2)计算：
ne= (C₀- C.)/C₀×100% …………………………………(2)
nc——强度损失率，用百分数表示;
Co——对比样抗压强度，单位为兆帕(MPa);
C.——腐蚀样剩余强度，单位为兆帕(MPa)。
3
附录 A (资料性) 评价装置
A.1 装置组成
水泥环密封完整性评价装置由模拟井筒、压力控制系统、温度控制系统、窜流检测系统、采集控制系统和脱模系统组成，评价装置示意图如图A.1 所示。
14
4
标引序号说明：
1——上密封端;
2——井筒保温棉; 3——外筒;
4——下密封端;
5 ——内筒;
6——加热管;
7 ——冷却管;
8——温度传感器; 9——窜流孔;
10 ——阀门; 11— — 注入孔; 12——加压孔;
13 ——水源;
14——压力自动跟踪泵; 15——温度控制器;
16——空气压缩机; 17——压力传感器; 18——压力控制器; 19——流量计;
20 ——减压阀;
21 ——高压源;
22——干燥器;
23——采集控制系统。
图A.1 水泥环密封完整性评价装置示意图
A.2 模拟井筒
A.2.1 内筒
内筒采用与现场实际钢级和尺寸相同的套管，长度1200 mm。
A.2.2 外筒
外筒采用金属圆筒，内径与井眼尺寸相同，壁厚按照目的层岩石力学性能计算，长度1200 mm。
A.2.3 密封端
上密封端的气窜孔与环空连通;下密封端的流体注入孔与环空连通，加压孔与内筒连通。
A.3 压力控制系统
A.3.1 内压控制系统包括压力自动跟踪泵、压力传感器和高压管线。该系统通过下密封端与内筒连接，进行内筒加压和卸压。
A.3.2 环空压力控制系统包括压力自动跟踪泵、压力传感器和高压管线。该系统通过上密封端与环空连接，进行环空水泥浆加压养护。
A.3.3 压力控制范围：0MPa～120 MPa。
A.4 温度控制系统
A.4.1 温度控制系统包括加热管、冷却管、温度传感器、温度控制器、井筒保温材料、冷却水源。
A.4.2 加热管、冷却管、温度传感器固定在下密封端。通过加热管加热内筒中的水，实现井筒的温度升高;冷却管与循环冷却水源连接，实现井筒温度降低。
A.4.3 温度控制范围：室温~180℃。
A.5 窜流检测系统
A.5.1 窜流检测系统包括注入孔、窜流孔、气体和液体流量计、高压源、压力控制器、流体管线。
A.5.2 气体流量计最大量程不小于3000 mL/min,液体流量计最大量程不小于300 mL/min。
A.6 采集控制系统
采集控制系统实时采集内筒压力、环空压力、温度、环空流体注入压力、环空流体注入流量及总注入量、窜流流量和总量。
A.7 脱模系统
脱模系统包括液压油缸、井筒支架、脱模垫块。液压油缸量程不小于200 t。
5
附录 B (资料性) 测试流程
B. 1 水泥环制备
利用附录A 推荐评价装置，按下列步骤准备实验：
a) 固定内筒和外筒在下密封端，连接温度、压力控制管线;
b) 根据水泥浆配方，按照GB/T 19139的相关规定制备水泥浆，注入模拟井筒的环空中，水泥浆顶部距模拟井筒顶端10mm 以内;
c) 敲打外筒外壁不少于20次，消除水泥浆中的气泡;
d) 水泥浆顶部注清水与外筒顶端平齐;
e) 固定上密封端;
f) 外筒包裹保温棉;
g) 打开控制系统，设定养护温度和环空加压压力，打开温度控制和环空压力控制系统，加热加压养护72h。
B.2 测试流程
按下列流程进行密封完整性测试。
a) 养护结束后，关闭环空压力控制系统释放养护压力，由下密封端注入口往水泥环底部注入流体，压力不小于1.0 MPa。评价气井时宜采用氮气，评价油井时宜采用清水。
b) 根据6.3的实验要求，评价不同条件下水泥环密封完整性。
c) 设定内压上、下限，温度上、下限，上、下限持续时间，循环次数，数据采集间隔时间，启动流体窜流检测和数据采集系统。
d) 评价过程中，当气窜流量大于2000 mL/min, 水窜流量大于200 mL/min, 停止流体窜流检测和数据采集系统，终止测试。
e) 关闭流体阀门，释放管线和井筒内流体压力，关闭温度控制、内压控制系统。
f) 脱模要求：
1)井筒冷却至常温时方可开始脱模作业;
2)拆除与模拟井筒连接的管线，移除上、下密封端;
3)将模拟井筒放置于脱模装置的支架上，启动液压油缸，利用垫块分别将内筒和水泥环脱出;
4)将脱模后的内筒外侧和外筒内侧清洗;
5)组装模拟井筒。
6
附录 C
(资料性)
密封完整性评价结果记录表
水泥环密封完整性评价结果记录表格式见表C.1。
表C.1密封完整性评价结果记录表
水泥体系
养护温度 ℃
养护压力
MPa
其他参数
压力变化下
密封完整性
压力上限
压力下限
循环次数
次
加卸载速率 MPa/min
注入流体压力 MPa
稳压时间 min
评价结果
温度变化下密封完整性
温度上限
℃
温度下限 ℃
循环次数次
升降温载速率
℃ /min
注入流体压力
恒温时间 min
温压耦合变化下密封
完整性
温度/压力
上限 ℃/MPa
下限 ℃/MPa
升降温载 (C /min)/ 加卸载速率 ( MPa/min)
恒温稳压时间 min
实验人员：
1
7
附录 D
水泥石腐蚀实验装置
D.1 装置组成
水泥石腐蚀实验装置由腐蚀釜、增压泵、酸性气体源、储罐安全阀、压力源、废气回收罐等组成，腐蚀实验装置示意图如图D.1 所示。腐蚀釜应配备独立加热器、温度控制器、压力传感器。另外，硫化氢实验必须满足相关法规、选址、安全、环保等要求。
1——酸性气体源; 2——储罐安全阀; 3——压力表;
4——阀门; 5——增压泵;
6 — — 腐蚀釜; 7——压力源;
8 ——废气回收罐。
图D.1 水泥石腐蚀实验装置示意图
D.2 技术要求
腐蚀实验装置应满足以下技术要求：
a) 腐蚀釜的最高工作温度应高于实验温度;
b) 腐蚀釜的最高工作压力应高于实验压力。
8
附录 E
腐蚀实验结果记录表
水泥石腐蚀实验结果记录表格式见表E.1。
表E.1腐蚀实验结果记录表
养护压力 MPa
腐蚀参数与试样性能
腐蚀龄期
d
剩余强度
渗透率 μm²
酸性气体及分压 MPa
水矿化度
mg/L
对比样参数
与性能
养护龄期
抗压强度
强度损失率
%
渗透率增长率
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