长宁—威远页岩气示范区套管变形机理及对策

陈朝伟 石 林 项德贵

长宁—威远页岩气示范区套管变形机理及对策

陈朝伟 石 林 项德贵

中国石油集团钻井工程技术研究院

针对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区开发过程中出现的套管变形问题，分析了套管变形与地质特征和水力压裂施工的相关性，结果表明断层裂缝和层理（以下用裂缝代替断层裂缝和层理）发育是套管变形的内因，水力压裂是套管变形的外因。在此基础上，厘清了套管变形的机理：压裂液沿着某条通道进入天然裂缝，使裂缝内孔隙压力提高，当达到临界值时，激发天然裂缝滑动，进而造成套管变形。流体的通道可能有3条：①水力裂缝通道；②水力压裂过程中沿着井眼轴向形成的轴向裂缝；③反复压裂致使水泥环形成的微环隙。最后，提出了有针对性的预防措施：①在裂缝层理井段安装封隔器；②优化水泥浆性能，避免水泥环产生微环隙；③选择避免套管承受反复高压的压裂工艺。该研究成果可为解决页岩气套管变形问题提供指导。

页岩气 井筒完整性 套管变形 机理及对策 四川盆地 长宁—威远 国家级页岩气示范区

在我国四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区开发过程中，水力压裂产生人工裂缝来增加页岩气层的连通性和流动性是提高页岩气产量的主要途径[1-4]，套管变形问题突出。自2009年到2015年底，共压裂101口井（其中水平井90口），32口井压裂期间出现了不同程度的套管变形（套管变形点达47个），导致桥塞无法坐封到位，压裂段数减少，影响了压裂整体施工效果。一方面增加了施工成本和难度，井筒完整性难以得到保障，为后续采气生产作业带来了很大风险。另一方面压裂段数减少，单井产量未达预期；加上井筒完整性差，缩短了井的生命周期，从而影响页岩气开发整体经济效益。

针对页岩气水平井压裂时出现套管变形问题，许多学者开展了研究。蒋可等[5]统计了某井固井质量和套管变形的相关性，指出固井质量差是该井套管损坏的主要原因，并应用Abaqus有限元软件，结合现场实际参数建立模型，对水泥环窜槽缺失、套管偏心和丼径变化等3种固井质量差的形式，进行了数值计算，认识到水泥环缺失和套管偏心会在套管内壁上产生较严重的应力集中。刘奎等[6]建立了非均匀地应力条件下水平井压裂过程中套管—水泥环—围岩系统各接触面的受力表达式，得到了水泥环达到屈服时的最大套管内压力，讨论了套管及水泥环参数变化对系统受力行为的影响规律，认识到压裂时套管内压高，水泥环比套管更易达到屈服。田中兰等[7]建立了多因素耦合套管应力计算评价模型，研究了温度效应、套管弯曲、轴向压力等多因素耦合对套管损坏的影响机理，初步分析了页岩层滑移机理及与套管剪切变形的关系。戴强[8]将套损原因初步分为强度削弱和外载荷变化两种类型，前者包括弯曲应力、强度疲劳、套管损伤，后者包括井筒附近地应力变化、纵向上岩层变形差异的剪切作用和水泥环破坏后形成的局部应力集中。于浩等[9]对有限元结果分析和对比压裂后MIT多臂测井曲线，认为套管失效原因为压裂后局部地层岩石强度非均匀降低，套管受挤压变形，致使套管截面椭圆度和弯曲曲率过大，导致井下工具下入遇阻遇卡。以上研究或者是针对具体某一个方面展开的，或者是同时讨论多个因素，但都没有说清楚套管变形的机理，因而提出的措施缺乏针对性。

笔者针对四川长宁—威远页岩气示范区开发过程中所出现的套管变形问题，首先结合套管变形形状特征，分析了套管变形与地质特征和水力压裂施工的相关性。在此基础上，厘清了套管变形的机理：压裂液沿着某条通道进入天然裂缝，使裂缝内孔隙压力提高，当达到临界值时，激发天然裂缝滑动，造成套管变形。最后，依据套管变形机理，提出了有针对性的防治措施。

1 套管变形几何特征

对3口井套管变形点实施了MIT24多臂井径测井，MIT测得24条沿套管内壁均匀分布的半径曲线，可直接反映套管内壁变化情况，故可用于套管内壁检测和进行腐蚀判断。将测得的24个不同的井径值标定为不同的颜色，创建3D成像图，可以直观地显示出套管内壁情况。某井井径测井结果如图1所示，在井深2 751～2 759 m处，套管出现明显的错动，这说明，套管变形为剪切变形。一般情况下，剪切变形是由地层错动造成的。

图1 四川某井多臂井径测井图

2 套管变形和断层、裂缝及层理的相关性

利用地震和测井资料，对套管变形点所处的地质状况做了统计分析。地震资料显示，23个套管变形点位于裂缝/断层处，测井资料显示，22个套管变形点位于岩性界面或层理面处，其中16个套管变形点同时和裂缝/断层及层理面相关，具有裂缝/断层及岩性界面/层理相关性的套管变形点占套管变形点总数的61.7%。这进一步证明了套管变形是由断层/裂缝或岩性界面/层理面（下述用裂缝代替断层裂缝和层理）的滑动引起的。

从国内外油气田井开发几十年的资料统计和研究结果表明，导致油气田井套管变形或破坏的因素主要是地质、工程及腐蚀等。变形是在钻完井施工中发生的，作业时间短，可以排除腐蚀因素。因此，需要进一步确定引起套管变形的工程因素。

3 与压裂施工的相关性

在长宁和威远区块压裂工艺采用电缆带分簇射孔工具+桥塞工艺进行多段改造，按照从“脚趾”到“脚跟”的顺序压裂。压裂施工前，通井顺利，压裂之后，才发生了钻塞通不过，或者下桥塞过不去，套管变形均发生在水力压裂过程中，这说明，压裂是套管变形的工程因素。与套管变形有关的压裂因素包含以下几个方面。

1）施工压力高，排量大。压裂施工泵压介于50～85 MPa，考虑静液柱压力，压裂施工时套管内压力介于75～110 MPa，排量介于10～15 m3/min，套管变形点与未变形点的泵压和排量并无明显差异。

2）变形点分布在井眼的中后部，且距离最近的射孔点较远。对长宁—威远页岩气示范区的套损数据进行不完全统计，套管变形点位置集中在水平井A点（着陆点）附近（±200 m）占46.8%，中间段（200～800 m）位置占48.9%，也就是说，95.7%套管变形多数发生压裂段中后部。另外，统计了部分套管变形点距最近射孔点距离，除了3个变形点距离小于10 m，其他点都超过了50 m，有的点甚至超过了300 m，如图2所示。

图2 套管变形点距最近射孔段距离图

3）压裂过程中向地层注入液体达10 000 m3。把这些特点和裂缝滑动的条件相联系，不难得出下面的套管变形机理。

4 套管变形的机理

图3为套管变形的模型。压裂液沿着某条通道进入天然裂缝，使裂缝内孔隙压力升高，当达到临界值时，激发天然裂缝滑动，造成套管变形。流体的通道可能有3条，其一为水力裂缝（图3-a），其二为水力压裂过程中沿着井眼形成了轴向裂缝（图3-b），其三为水泥环第二界面的微环隙（图3-b）。

4.1 裂缝滑动的力学条件

向10 g泡菜中加入90 mL无菌水，充分振荡，采用梯度稀释进行稀释，稀释度为101～108。吸取0.2 mL稀释液涂于含有0.5% CaCO3的改良MRS固体培养基上，30 ℃厌氧箱中培养2～5天，观测菌落形成情况。选取有钙圈生成的菌落，挑取单菌落，反复进行划线分离直至获得纯菌落。

裂缝面是力学上的薄弱面，通常，在地下应力状态下，裂缝面优先于岩石本体发生破坏。先看平面的情况，假设岩体内存在一条裂缝，裂缝面与最大主应力夹角为ψ，裂缝面围岩的最大和最小主应力分别为σ1和σ3（图4），可以用摩尔圆来直观地表示裂缝面的主应力（图5）。

图3 套管变形机理示意图

图4 裂缝示意图

图5 裂缝滑动条件图

当裂缝面上的剪应力（τ）与有效正应力（σn）的比值达到裂缝面的摩擦系数（μ）时，就会发生滑动，即

其中，裂缝面有效正应力满足Terzaghi定律：

式中pp为孔隙压力，Sn为裂缝面上的正应力。

上式中σ，τ在坐标下用一条直线表示，如图5所示，对于各种不同类型的岩石，在较高的有效正应力作用下（大于等于10 MPa），裂缝面摩擦系数与表面粗糙度、正应力、滑动速度等都无关，摩擦系数在一个较小的范围内浮动[10]：

当裂缝面上的孔隙压力增加时，有效正应力降低，摩尔圆沿横坐标轴向左移动，当移到的位置满足式（1）时，裂缝发生滑动。为了计算裂缝滑动所需要的孔隙压力的增量，只需要确定向左移动量，从而得到孔隙压力增量的最小值为[11]：

在实际的三维地下环境中，需要计算任意方向裂缝面的剪应力和正应力。一种经典的计算方法是采用三维摩尔圆（图6），3个主应力σ1、σ2和σ3定义了3个摩尔圆，位于两个小摩尔圆和大摩尔圆之间的点P对应任意方向的一个平面。同二维摩尔圆一样，点P定义了平面上的剪应力和正应力。当裂缝处于摩擦线以上时，称之为临界应力裂缝，即在周围环境应力场作用下可滑动的裂缝。临界应力裂缝处于水力活动状态，而非力学活动裂缝处于水力封闭状态[12]。

以四川页岩气示范区某井为例，通过成像测井，在2 000～2 350 m深度范围，识别天然裂缝34条，如图7所示。通过地应力分析，该井垂直应力当量密度Sv=2.6 g/cm3，水平最大地应力当量密度Shmax=3.0 g/cm3，水平最小地应力当量密度Shmin=2.3 g/cm3，孔隙压力当量密度pp=2.0 g/cm3，水平最大地应力方向109° N。在原始地应力条件下，仅有一条处于临界状态，图7-a中的红点所示。当孔隙压力增加当量密度0.2 g/cm3（4 MPa）时，摩尔圆向左移动，大部分天然裂缝处于临界状态，会发生滑移，如图7-b所示。因此，仅需要较小的压力就可以激发裂缝滑动。

图6 用三维摩尔圆表示任意方向断层中的剪应力和正应力

图7 裂缝滑动分析软件图

从前面分析可以看出，触发裂缝滑动需要增加裂缝内的孔隙压力，而孔隙压力的增加意味着流体的增多，因此，外来流体是裂缝滑动的必要条件。

4.2 几种可能的流体通道

4.2.1 水力裂缝

水力压裂过程中，形成水力裂缝，水力裂缝不断延伸，遇到天然裂缝时，与天然裂缝沟通，从而激发天然裂缝发生滑动，如图3-a所示。水平应力差、水力裂缝与天然裂缝的夹角以及施工压力对激发天然裂缝的滑动都有影响[13]。那些发生在射孔点附近的套管变形点可能属于这种情况。

4.2.2 水力压裂产生的井壁上的轴向裂缝

长宁—威远区块的水平井大多沿着水平最小地应力方向。对于沿水平最小地应力方向的水平井眼，水力压裂时，除了产生横向裂缝外，还会形成井眼轴向裂缝，即T型裂缝[14-18]。而且较大的施工排量更倾向于产生轴向裂缝[19]，这和长宁—威远区块的较大的施工排量是吻合的。

4.2.3 水泥环与地层的微环隙

第三条通道是水泥环与地层之间的微环隙，见图3-b。垂直于水平井井眼轴向，截取得到套管—水泥环—地层的3层组合体结构。压裂施工过程中，套管内压力由增加到降低。在加载时，套管向外膨胀，推动水泥环和地层受力变形，若加载压力较大，水泥环将产生不可恢复的塑性形变。在卸载时，套管、水泥环和地层均为弹性卸载，导致水泥环—套管或水泥环—地层界面受拉，当该拉应力大于界面胶结强度时，将导致界面脱离，产生微环隙[20-21]。因此，水泥环产生塑性形变是产生微环隙的必要条件，而水力压裂过程中较大的井底压力为水泥环产生塑性变形创造了条件。

由于采用电缆带分簇射孔工具+桥塞工艺的压裂工艺，在整个水平井段都会承受相同的力学条件，因此，整个水平井段都可能会形成微环隙，从而形成一条连接裂缝和射孔的流体通道。

刘奎等[6]研究了四川页岩气示范区的13口井的水泥环受力情况，其中8口井的第一界面水泥环等效应力值大于剪切破坏强度值，这说明，微环隙可能是普遍存在的。这条和上一条流体通道的存在，能够解释那些距离射孔点较远的套管变形点，而且当两种通道同时存在时，会增大通道的渗透性。

5 结论

套管变形形状符合剪切变形特征，套管变形与断层裂缝和层理的相关性较高，因此，断层裂缝和层理发育是套管变形的内因。套管变形是在压裂施工之后发生的，因此，水力压裂是套管变形的外因。

提出了套管变形的机理：压裂液沿着某条通道进入天然裂缝，使裂缝内孔隙压力升高，当达到临界值时，激发天然裂缝滑动，造成套管变形。流体的通道可能有3条：①水力裂缝，②水力压裂过程中沿着井眼形成了轴向裂缝，③水泥环第二界面的微环隙。

依据机理，提出了3种有针对性的预防措施：①在裂缝层理井段，安装双卡或多卡封隔器、长胶筒封隔器分隔裂缝层段；②提高固井水泥浆的抗压强度，避免水泥环进入塑性；③选择其他的压裂工艺，避免前面井段经受反复的高压。

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（修改回稿日期 2016-09-10 编 辑 凌 忠）

Mechanism of casing deformation in the Changning–Weiyuan national shale gas project demonstration area and countermeasures

Chen Zhaowei, Shi Lin, Xiang Degui
(CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China)

Casing deformation occurs during the development of Changning–Weiyuan state shale gas demonstration area in the Sichuan Basin. In view of this, the correlation between the casing deformation and the geological characteristics as well as hydraulic fracturing was analyzed. It is shown that fracture and bedding (hereinafter collectively referred to as fractures) in faults are the internal cause for casing deformation and hydraulic fracturing is the external cause. Then, the mechanism of casing deformation was clarified. As the fracturing fluid flows along a certain passage into the natural fracture, the pore pressure in the fracture rises. When the critical pressure is reached, the natural fracture is activated to move, and consequently casing deformation occurs. Fluid may flow along three pathways, i.e., the hydraulic fracture, the axial fracture along the borehole axis created during hydraulic fracturing and the micro-annulus of cement sheath induced by repeated fracturing. Finally, some specific preventive measures were put forward. First, install packers in the hole sections with fractures and beddings. Second, improve the properties of slurry to avoid the formation of micro-annulus of cement sheath. And third, adopt the fracturing technologies to avoid the casing from repeated high pressure. The study results provide the guidance for the solution to shale gas casing deformation.

Shale gas; Wellbore integrity; Casing deformation; Mechanism and countermeasure; Sichuan Basin; Changning–Weiyuan; National shale gas project demonstration area

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.11.009

陈朝伟等.长宁—威远页岩气示范区套管变形机理及对策.天然气工业，2016, 36(11): 70-75.

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 11, pp.70-75, 11/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

国家科技重大专项“工厂化钻井技术研究与集成应用”（编号：2016ZX05022001）、中国石油天然气集团公司页岩气重大专项“页岩气钻采工程现场试验”（编号：2014F-4702-05）。

陈朝伟，1979年生，高级工程师，博士；主要从事储层地质力学方面的研究工作。地址：（102206）北京市昌平区沙河镇西沙屯桥西中国石油创新基地34地块中国石油集团钻井工程技术研究院A609。电话：（010）80162209。ORCID: 0000-0002-0692-9203。E-mail: chenzwdri@cnpc.com.cn