页岩气水平井套管变形防治技术

赵祚培 钟 森 郑 平 乔智国 舒笑悦

（1.中国石化西南油气分公司工程技术管理部，四川 成都 610041；2.中国石化西南油气分公司页岩气项目部，重庆 永川 402160；3.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川 德阳 618000；4.电子科技大学成都学院，四川 成都 611731）

0 引言

威荣气田位于四川省威远县，2019 年进入页岩气产能建设阶段，是国内首先开发的深层页岩气田。威荣气田为向斜构造，埋深为3 600～3 850 m，地层压力为68.7～77.5 MPa［1］。气田的①～⑤号层位的优质页岩段平均厚度为35 m 左右，垂向应力平均为89.6 MPa，平均最大水平主应力为98.6 MPa。2018年部署5口评价井，平均水平段长为1 432 m，水平段采用Φ139.7 mm×10.54 mm×125 V 油层套管完井，套管内径为118.62 mm，抗外挤强度为120.2 MPa。采用大通径桥塞和全可溶桥塞分段，单段采取2～3 簇射孔，平均单井液量为36 800 m3、砂量为1 100 m3，主体排量为12～15 m3／min，主体施工压力为85～90 MPa，表现为施工压力高、难以形成缝网的特征。

1 前期套变情况

压裂过程中5口评价井均发生套变，套变点达15处，共丢失14 段／941.4 m（图1），占总水平段长度的13%。轻微套变后采用大排量洗井、换小尺寸桥塞、桥塞与射孔枪分体泵送等措施能够保持继续压裂；若套变严重，需采用连油通井、钻磨、修井机修井等处理井筒，压裂设备停待时间长，储层丢失较多，严重影响了评价进度和评价效果，费用大幅度超投资［2］。

图1 威荣前期套变丢失的段长与段数统计图

统计出5 口井套变的各项参数（表1），套变主要发生在水平段中部和A点附近，B靶点无套变，套变点与最近射孔段间距为150～350 m，这与相邻的长宁-威远气田情况相似［3］。套变点全角变化率在10°／100 m 以内，大部分点相邻位置裂缝或断层较为发育，部分井段固井质量较差。采用连油通井、打铅模、多臂井径测井的方法，计算套管内径变形量为9.00～38.62 mm，大部分变形量小于20 mm，套管内径缩小至100 mm以内。

结合统计分析及其它气田的研究成果，初步认为套变由地质和工程综合因素引起［4-5］。①压裂诱导地层剪切滑移。威荣气田为走滑应力模式，易形成走滑断裂，在断层、裂缝发育或岩性变化大的位置，大型压裂聚集的能量可诱导页岩层段滑移，对套管产生非均匀载荷挤压［6-7］。利用软件模拟对套管加载100 t 的载荷，10.54 mm 壁厚套管可缩径9 mm。②套管疲劳损伤［8-9］。压裂中套管承受较大温度变化［10］，井筒长时间保持高压，并且实施了瞬时停泵测试、快速升降排量、超大规模泵注等试验，部分井出现砂堵，井底压力变化量达50 MPa以上。

表1 5口井套变位置及参数统计表

2 套变预防措施

威荣气田进入产能建设阶段后，为防止套变影响开发进程和效果，采取了多种预防措施避免出现大量丢段。

2.1 提升井轨迹及固井质量

通过套管抗外挤强度与全角变化率的模拟（图2），全角变化率大于16°／100 m（5°／30 m）时，抗外挤强度则降低较多，需要提升水平段的轨迹平滑度［11］。针对岩性变化大、地层倾角大的井，水平段钻井由滑动导向改为旋转导向等更成熟的工程技术控制轨迹，加强随钻跟踪调整，控制全角变化率小于16°／100 m（5°／30 m），靶窗控制在3 m以内，优质页岩储层钻遇率均能达到100%。

改善固井质量［12-13］，前置液四级冲洗，驱油冲洗液＋驱油冲刷液＋水基隔离液＋水基冲洗液，水泥浆使用弹韧性防气窜体系，设计尾浆为常规密度，领浆为高密度。交叉使用整体弹扶和聚酯旋流刚扶，扶正器外径为215.9 mm，可保持套管较好居中度，目前水平段固井质量优良率平均达92%。

图2 全角变化率与套管抗外挤强度模拟图

2.2 增加套管抗压级别

提升套管钢级［14］，在产能建设井中推广使用页岩气专用125SG钢级套管（表2），壁厚从10.54 mm加厚至13.49 mm，内径不变，抗外挤强度由120.8 MPa增加至159.4 MPa，超过压裂中井底压力，增加了38.6 MPa，利用力学软件模拟非均载荷及剪切载荷下套管变形量（表3），发现Φ145.6 mm×13.49 mm套管能抵抗大部分挤压和剪切载荷。在300 t 载荷下套管最大缩径量为17.4 mm，直径缩小到101.22 mm，可满足小尺寸桥塞的通过和座封，仍能实现分段。

2.3 储层识别及设计优化

利用区域三维地震数据，根据钻遇及压裂窜通情况，重新认识断层、裂缝发育状况，分为断层、疑似断层、裂缝发育段三类，并采用针对性的参数设计及施工原则。①分段时避射明确的断层位置，邻近段规模降低30%，排量降低至12 m3／min 以下；②疑似断层和裂缝较为发育段减少20%～30%规模；③对钻遇岩性变化大的井段，分段不跨类，将相似井段化分成一段；④拉长段间距和簇间距，减小单位长度上的改造强度；⑤施工压力控制［15］，单段射孔为6～8 簇，多簇进液降低施工压力；主体排量为12～14 m3／min，较前期减小了2～3 m3／min，压力维持在85 MPa 以下，尽量保持平稳，顶替阶段采取阶梯降排量减小压力激动［16-17］。

表2 产能建设阶段前后使用的套管参数表

表3 模拟套管不同载荷下变形量表

3 套变后处理措施

3.1 处理程序

对于套变井，经过多次尝试，摸索出一套标准化的处理流程。采用全可溶桥塞，可解决意外坐封后快速处理及压后井筒畅通的问题［18］。若泵送103 mm桥塞出现轻微遇阻，电缆张力变化小，井筒可能轻微变形，提出工具串后大排量高黏度胶液冲洗井筒，保证水平段内无沉砂，更换95 mm 小桥塞泵送。若无法通过则可将桥塞和射孔枪单独泵送，长度减小后有利于通过。若95 mm 桥塞仍不能通过则采用多臂井径仪测井或铅模判断套变情况，利用73 mm、60 mm小射孔枪射孔开展全段暂堵压裂。

3.2 多级暂堵分段

对于套变严重的井，现有尺寸桥塞均无法通过，采用连续油管带小尺寸射孔枪全段射孔后，利用暂堵工艺进行分段压裂［19-20］。自主研发了一种可溶合金材料（图3），制成的暂堵球承压级别达到70 MPa，可根据需求调整配方，实现2～180 h 溶解时间可调。采用暂堵球＋暂堵剂的组合增强缝口堵塞效果，暂堵球直径为13.0～15.5 mm，使用数量为一次暂堵孔眼数的0.8～1.2 倍，暂堵剂使用量为100～300 kg／段，泵送排量为5～8 m3／min。

4 应用效果

2019 年在15 口井实施套变防控措施，仍有6 口井发生套变（表4），套变井占40%，相比前期大幅降低，套变位置减少，套变程度减轻。采用小射孔枪射孔、多级暂堵分段等补救手段，丢段比例减小至8%，其中一口井正修井，实施套变防控措施后丢段比例可降低至3%。

图3 页岩气用缝口暂堵剂及暂堵球实物图

表4 2019年产能建设第一批井套变情况统计表

WY43-1HF 井压裂第1 段即发生套变，第2～19段（井段长为1 304 m）采用73 mm枪射孔60簇，每簇长为1 m，分18 次暂堵压裂，单次加砂量为85 m3，排量为14 m3／min。压裂中采用广域电磁法进行裂缝监测（图4），裂缝首先在中部起裂，全部压完后显示压裂液延伸范围广，计算压裂液有效波及长度为150～350 m、宽度为50～100 m，改造体积约为2 238×104m3，沿水平段横向改造较为均匀，多级暂堵有效。WY43-1HF 井2020 年初投产，目前累计产气量为2 700×104m3，稳定输气量为10×104m3／d，增产效果显著。

图4 WY43-1HF井第1段（左）及全井（右）压裂监测情况图

5 结论及认识

1）威荣气田断层、裂缝较发育，压裂易引起地层剪切滑移，导致套管变形，评价阶段5口井均发生套变，平均变形量达到19.4 mm，压裂丢失13%的水平段长，严重影响了评价效果。

2）采取多种套变防治措施，钻井控制全角变化率、改善固井质量，完井套管壁厚加厚至13.49 mm，抗外挤强度增至160 MPa，地质加强断层裂缝识别及选层选段，压裂对高风险段控制排量、规模和施工压力。对已套变井采用长井段多级暂堵压裂进行补救，裂缝监测表明分段效果明显。

3）2019 年压裂15 口井，套变发生率降低至40%，套变程度减轻，丢段比例降至3%，套变预防及治理措施总体有效。

4）套变具有复杂的地质和工程原因，还需继续加强机理研究，完善防治方法，提升防治效果。