威荣区块深层页岩气井套管变形失效分析

张 鑫,李 军,张 慧,孙晓明,邓天安,姚 勇,焦建芳

(1中国石油大学石油工程学院·北京 2中石油青海油田公司采油五厂 3中石化西南石油工程有限公司固井分公司)

0 引言

在四川盆地国家级页岩气示范区，部分页岩气井井筒出现了一些问题，如水平井段套管下入困难、固井水泥环密封失效、套管变形严重等，尤其是在压裂增产改造过程中套管损坏影响桥塞顺利下入，导致部分储层井段被迫放弃改造作业，甚至导致桥塞不能顺利钻磨等问题，这些问题的出现影响了页岩气水平井单井产量的提髙。

近两年，众多学者对压裂过程中套管变形机理进行了重要探索。Haitao Li分析认为非均匀应力、固井质量、压裂改造面积不对称和断裂滑移为影响套管变形的四个最可能因素[1]。Fei Yin建立了水力—机械耦合模型来预测水力压裂下的地层行为，分析了孔隙压力、裂缝扩展、有效应力和地层变形之间的对应关系[2]。刘伟等综合现场数据与数值模拟分析，认为与套管相交的天然裂缝在压裂过程中发生滑移是引起该致密油区块体积压裂过程中套管变形失效的主要原因[3]。郭雪利等分析了断层力学状态，明确了断层滑动的力学机理，基于震源机制原理，利用现场微地震数据反演了断层滑动距离[4]。范明涛等基于分步有限元方法建立了跨尺度三维地层滑移模型，分析了不同工况下滑移界面走向、改造级数以及改造程度对长水平段套管应力分布的影响[5]。于浩等认为套管失效是压裂过程中地层岩石性能降低、改造区域不对称、施工压力大以及地应力场重新分布共同作用的综合结果[6]。李军提出了分段固井方法，将分段压裂过程中可能产生的极端非均匀外挤载荷转化为均匀外挤载荷，从而达到防止套管变形的目的[7]。

综上所述，目前大多学者认为，造成页岩气水平井套管损坏变形的主要因素为天然裂缝/微断层的存在以及压裂施工控制参数。前者为地质因素，是套管发生变形损坏的前提条件，无法人为地去改变；而后者为引起套管变形损坏的直接因素，通过人为调整施工参数，完善压裂工艺可以降低套损发生的概率。因此，有必要进一步理清套管变形机理，对压裂施工控制参数进行优化研究。

1 威荣区块套损规律统计分析

截至2020年9月,中石化威远—荣县区块已完钻并实现压裂井52口，待压裂井4口。该区块页岩气储层深，具有高破裂压力、高停泵压力、高闭合压力的特征，为获得好的增产改造效果，需要进行大规模甚至超高压压裂。在已完成改造的52口井中，26口井出现套管损坏变形，影响了泵送桥塞及射孔枪联作实施，导致有利储层无法实现针对性改造，被迫放弃压裂达28段，影响了页岩气的产能建设。

对该区块早期5口典型套变井套管变形情况统计发现，发生套变的5口井16处位置如图1所示。套管变形主要发生在第6～13段压裂期间，其中水平段中部发生11次；A靶点附近4次；B靶点附近1次。在发生套变后致使电缆泵送桥塞及射孔枪发生遇阻，相应工具不能通过下入，影响后期压裂。另外，工具下入遇阻位置均为套管本体位置。

图1 套变位置分布

出井铅印呈现出一侧磨损严重，另一侧磨损轻微的现象。可以认为套管发生挤压或剪切变形，而多臂井径测井成像显示出明显的剪切变形特征，如图2所示。这与从铅印块上所看到的现象是一致的。因此，可以初步得出天然裂缝或断层滑动是导致套管变形失效的主要因素。

图2 威荣区块X- 5井多臂井径测井成像

龙马溪页岩具有高非均质性，地层岩石性质、杨氏模量和泊松比具有很大的差异[8]。在页岩层和石灰岩岩层中，有几种类型的弱应力层，其中包含断层、天然裂缝和水平层状节理[9]。这些弱应力层有不同的几何形状、方向和岩石属性，这决定了压裂裂缝网络的复杂性。压裂过程中大量压裂液夹杂石英砂在高泵压条件下被注入射孔段，随着裂缝的起裂以及不断扩展，地层压力会发生变化，这将导致天然裂缝的开启或滑移[10]。对于套管变形的井，在多级压裂过程中通常可以监测微震信号。威页X- 1HF是该区块套管变形最严重的井之一，图3展示了威页X- 1HF井在压裂过程中的微震监测图。

图3 X- 1井微地震监测示意图

通过以上统计得出，套管损坏多发生在后半段，这和压裂中监测到的后半段微地震信号越来越频繁相对应。可以理解为多级压裂造成套管损坏变形是一个累积的过程，前面压裂导致地应力发生变化且不断累积，因此在后续压裂过程中这种累积的非均匀地应力引起天然弱面的滑动剪切套管或直接作用在水泥环—套管组合体上，超过套管的屈服强度。当套管进入屈服阶段后，随着载荷的增加，套管开始出现较大变形，套管截面椭圆度逐渐增大，当椭圆度达到一定数值后，会导致井下工具下入遇阻[11- 12]。初步可以认为，套管变形的主要原因是多级压裂过程中水力裂缝的起裂与扩展而造成的地应力非均匀累加效应[13]。

2 多级压裂有限元模拟

2.1 数值模型

采用有限元软件建立有限元数值模型，模型示意图如图4所示，模型高度500 m，长度500 m，共模拟5条裂缝的起裂和扩展过程，以单裂缝代表整个压裂段内裂缝的扩展情况。裂缝间距20 m，最外端2条裂缝距离边界420 m，以消除边界条件的影响。

采用多孔介质流固耦合单元模拟页岩储层岩石的性质。预置5条射孔孔道，采用扩展有限元模拟水力裂缝的扩展。从右到左5条裂缝分别记为1,2,3,4,5。并按照顺序依次起裂；压裂液黏度为0.001 Pa·s(清水)，注入排量为10 m3/min，单条裂缝注入时间为100 s，其他参数如表1所示。

图4 有限元模型裂缝预置及网格划分

表1 数值模型计算参数

2.2 有限元模型计算结果

图5为模拟多级压裂结束后地应力分布情况。压裂过程中，多级裂缝逐个扩展产生明显的应力累积效应。在地应力不断累积的条件下，中间裂缝起裂扩展困难，第5条裂缝向外侧扩展。裂缝扩展过程中，近井筒地带地应力值整体有所提高，作用在套管上的应力也较高。尤其是对于后续压裂段，会进一步引发微断层滑动，剪切套管，造成套管变形。

图5 压裂结束后地应力分布情况

3 近井筒地应力分布规律研究

为了表征多级压裂过程中前段压裂对后续压裂段位置地应力的变化，选取井筒附近一点作为研究对象，其位置在最后一级裂缝的左侧50 m(考虑多级压裂对后续压裂段的套管应力的影响)，可以得到该节点应力随压裂时间的变化情况，即近似为井筒受力情况。且通过该节点画出X与Y方向两条路径，可以得到压裂结束时两个方向上地应力的变化情况,如图6所示。

图6 节点及路径选择示意图

图7是压裂过程中节点位置处地应力增加值变化情况。

图7 地应力随压裂时间的变化情况

从图7可以看出，多级裂缝扩展过程中，井筒周围地应力不断增加，作用在套管的地应力也随之增加。压裂过程中，该节点位置处地应力是不断增加的，最终增加值为34.5 MPa。随着压裂的不断进行，套管所处的地应力环境更加复杂，套管变形风险也会逐级提高。

从图8可以看出，压裂过程中X方向近井筒位置地应力最大值出现在最后一级压裂位置，且从第二级开始，应力越来越高，即沿井筒方向地应力累加效果明显。进一步验证了页岩气水平井压裂过程中，套管变形往往出现在后半段压裂过程中。

从图9可以看出，压裂结束时，在垂直于井筒方向，井筒附近出现地应力值的波动，且最大地应力出现在井筒附近。可见多级压裂作业可以改变井筒附近地应力分布情况，为天然裂缝或微断层的错动提供了条件。

图8 X方向地应力大小分布图

图9 Y方向地应力大小分布图

4 套管变形预防措施

从以上分析得出，裂缝断层发育的地质构造以及大规模的压裂施工是诱发套管变形的主要因素。对于地质因素，可采取的手段很少，只能压裂时在一定程度上合理地避开裂缝发育区域。而对于压裂施工参数可以人为地进行调整，以减轻压裂施工对套管的损害程度。

(1)降低压裂液排量。降低压裂液排量有三个方面的作用：降低温度—压力耦合对套管应力的影响；降低断层附近压裂时套管承受的剪应力；降低压裂过程中断层滑移的可能性。当然，前提是能够保证压裂施工的顺利进行。

(2)优化段簇间距。进一步优化施工规模及分段长度，即减小段间距，相应地增加段长，减少裂缝间干扰；在保障压裂改造效果的前提下，减小段内射孔簇数。

(3)间歇性压后返排。根据多级压裂诱导应力/能量积累形成高应力区，压裂2～3级后适当进行2～2.5倍井筒容积的返排，增大应力/能量释放，降低裂缝剪切与蠕变，降低套变风险。

5 现场应用效果

5.1 应用平台简介

威页X- 4井是中石化威远页岩气开发区块某平台一口水平井，该井完钻井深为5 546 m，造斜点位于3 450 m处，水平段长1 500 m。该平台前期3口井压裂过程中都出现了严重的套管变形问题，造成了压裂段的丢失，极大地影响了压裂改造效果。

5.2 套变控制措施

威页X- 4井在压裂设计过程中，采取了一系列措施来控制套管变形的发生。

(1)水平段采用高钢级加厚套管(表2)，增加套管抗变形性能；采用微地震监测裂缝扩展、针对可能套变提出预警。

表2 威页X- 4井套管数据

(2)采用小簇间距、大段间距，减少段间影响。采用阶梯降排量停泵模式，严防压力、排量大幅度激动，平稳施工，缓解局部应力加载过大。

(3)对压裂过程中有套变现象的井段控制排量在14 m3/min以内，避免进一步加剧套管变形程度。

5.3 套变情况分析

威页X- 4HF井实际完成20段108簇加砂压裂施工，簇间距8.4～9.9 m，段间距26.4～31.8 m。压裂总液量45 096.19 m3、总砂量1 824.15 m3、排量12～15 m3/min，泵压70～93 MPa，停泵压力63.5～66.1 MPa。

第15段(14号桥塞Ø103.2 mm)第一次泵送遇阻，上提再次泵送通过，说明在A靶点与水平段套管存在微形变致套管通过性变差，但未对压裂施工造成严重影响。

5.4 试验效果评价

采用增加套管壁厚、出现套变后控制压裂排量、采用小尺寸桥塞等措施，保证了改造，未出现因套变原因造成压裂丢段(簇)的现象。该技术已在威荣、永川区块页岩气水平井的压裂作业中全面推广。

6 结论

(1)页岩气井套管套管变形多发生在水平段中部及跟端位置，多级压裂过程中套管损坏变形是一个逐渐累积的过程。

(2)套管变形的主要形式是剪切和挤压变形。多级水力裂缝引起的地应力的不断累加，进而导致天然裂缝剪切滑动，天然裂缝或断层滑动是导致套管变形损坏的主要因素。

(3)多级压裂过程中压裂区域体积的变化对水平段近井筒地应力影响较大；加强地震预测，准确识别天然裂缝或断层，改造段适当远离滑移界面可以降低套管发生剪切破坏的概率。