四川页岩气水平井套变机理、对策研究及应用_王乐顶.pdf

2023年第2期西部探矿工程*收稿日期：2022-08-24修回日期：2022-09-26第一作者简介：王乐顶（1986-），男（汉族），山东菏泽人，工程师，现从事井下压裂及相关工艺技术研究工作。四川页岩气水平井套变机理、对策研究及应用王乐顶*1，魏书宝2，槐巧双3，李云强1（1.中国石油集团渤海钻探工程有限公司四川页岩气项目管理部，四川 成都 610000；2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川 成都 610000；3.中国石油集团渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 380000）摘要：四川盆地页岩气水平井压裂过程中套管变形发生非常频繁。尽管专家学者对套管变形的机理进行了大量的研究，但这一问题并仍然没有得到有效解决，而且变得越来越严重，特别是在长宁威远昭通页岩气区块。因此，基于目前的相关研究成果，总结分析了套管变形问题的相关研究进展发现，页岩气水平井造斜点的套变率远高于其他位置，且套管以剪切变形为主，造成页岩气水平井套管变形的主要影响因素包括：套管强度降低、地质因素、固井质量和水泥环、压裂工程因素四个方面。基于套管变形机理提出了通过优化井眼轨迹、提高套管强度和固井质量、优化压裂施工参数来降低套管变形的技术对策。通过地质工程一体化为研究手段，优化压裂顺序和施工工艺在Lu203H75平台应用，压窜程度有效降低，井筒完整性100%，未造成套变。关键词：套管变形；水力压裂；页岩气水平井；四川盆地中图分类号：TE921 文献标识码：A 文章编号：1004-5716(2023)02-0044-06套管变形是四川盆地普遍存在且非常严峻的问题。截至2020年6月，长宁威远昭通页岩气区块共压裂水平井726口，发生套管变形198口，套变率为27.01%。长宁、威远、昭通页岩气井套变率分别达到19.86%（57/278）、37.8%（106/176）、21.65%（34/123）。永川页岩气区块套变率仅为14.28%（1/7）。涪陵页岩气区块数百口井中仅有8口发生套管变形。这些数据表明，与永川和涪陵相比，长宁和威远页岩气区块套管变形更为严重和频繁。1套管变形特征1.1变形分布特征据套管变形位置统计，长宁威远段“A”靶点发生率高于47.0%，威远荣县页岩气区43.8%。长宁威远65.0%的变形点位于跟部（A靶点）附近，29.0%位于跟部和趾部之间，其他发生在趾部，如图1所示2。套管变形的分布特征：从水平井的趾部到跟部，变形点的数量增加。“A”靶点200m范围内套管变形点数量远高于其他套管变形点1。套管变形多发生在多次压裂段作业后或钻桥塞过程中3。变形点的损坏程度随着压裂作业时间的延长而增加。天然裂缝和断层附近的变形数量远高于其他位置。图1四川盆地页岩气水平井套管变形点分布1.2变形形态剪切变形和挤毁变形是套管变形的主要形式。长宁威远地区套管三维测井成像显示，大部分套管变形为剪切变形4，如图2所示。剪切变形是由水力压裂过程中的裂缝/断层滑移和套管上的不均匀载荷引起的。然而，涪陵地区页岩气井的试验表明，套管变形以挤毁变形为主。这可能是因为涪陵地区地质结构较为稳定，没有压裂诱导裂缝和断层滑移。四川盆地压裂442023年第2期西部探矿工程过程中，除剪切、挤毁变形外，还存在少量弯曲变形和轴向“S”形变形5，这两种变形主要与井眼轨迹和套管强度有关。2套管变形影响因素2.1套管倒塌强度降低（1）弯曲降低套管抗挤强度。水平井的轨迹不能在水平段内保持绝对水平，弯曲段较多。此外，造斜段的套管也处于弯曲状态。狗腿度会增加套管的弯曲应力，削弱套管的抗压强度。这在狗腿角为7/30m的实验中发现，TP110级套管的套管挤毁强度从73.8MPa下降到61.2MPa。曲率的增加也增加了套管磨损和偏心，这些都是影响套管变形的附加因素。套管弯曲正好解释了“A”靶点附近套变率高的原因。（2）温度降低套管抗挤强度。高温或剧烈的温度波动会使套管的抗压强度降低6-7。高温下套管的抗强度降低，其降低规律可由式（1）描述。套管在100环境下，强度下降4.32%。由于热胀冷缩，快速降温会导致套管产生轴向应力，从而降低其抗挤强度。TP110型套管，温度每降低 70，套管强度降低 14%，对于TP140，强度降低了10%。温度突然降低也会导致环空流体收缩，导致套管应力增加。Temp=1-0.00054(T-20)20(1)式中：Temp套管高温抗压强度，MPa；T温度，C；20套管在20C时的挤毁强度。（3）磨损降低套管挤毁强度。钻井和水力压裂作业中，钻柱、连续油管等工具在弯曲段容易与套管摩擦，造成套管磨损8。根据现场井径测井资料，套管磨损率高达12.0%。套管磨损后出现了应力集中，磨损深度随狗腿度的增加而增加。磨损的套管在温度和非均匀应力的耦合下更容易变形，尤其是在“A”靶点处。套管磨损是由井眼轨迹弯曲引起的，因此套管弯曲和套管磨损会同时发生。因此，弯曲和磨损的综合作用是引起套管变形的重要因素。（4）射孔降低套管挤毁强度。射孔会破坏套管结构的完整性并导致射孔处应力集中。同时，射孔会导致套管开裂9-10。在压裂作业过程中，在复杂的应力条件下放置了具有多簇射孔的套管。然而，席岩3发现，即使长宁威远套管变形最严重，射孔位置也没有发生套管变形。2.2地质因素（1）地应力。三个方向的地应力很少相等，因此套管总是处于非均匀应力下。页岩气井水平段在地应力不均匀时，套管受到地应力的剪切应力。此外，多级水力压裂改变了地应力，导致地应力的非均质性增加，从而使套管更容易挤毁。多级水力压裂过程中会形成应力集中，因为地应力从趾部到跟部逐渐增加。因此，在高地应力条件下，套管挤毁破坏往往很容易发生，特别是在“A”靶点处。（2）裂缝/断层滑移与岩性界面。页岩储层中大量的断层、天然裂缝、岩性界面和层理是商业开采的基本条件11。然而，在多级水力压裂过程中，大量注入压裂液破坏了井筒附近的地应力平衡。然后，断层、天然裂缝、岩性界面和层理容易发生滑移。这会导致套管剪切变形。空间天然裂缝分布不均匀和地应力的非均质性是导致滑移的其他诱发因素。使用地震和测井资料对变形点的地质条件进行统计分析表明，大约61.7%的套管变形点与裂缝/断层和岩性界面/层理有关。数值模拟中发现套管变形随着裂缝/断层滑移距离而大大增加12，约52.38%的套管变形点位于岩性界面区。因此，裂缝/断层滑移和岩性界面被认为是长宁威远荣县页岩区块套管变形的主要原因之一。图2页岩气xx井139.7mm套管变形段三维立体对比图452023年第2期西部探矿工程（3）微地震。多级水力压裂可诱发微地震。例如，水力压裂在加拿大西部引发地震，最大震级为3.9级。长宁威远荣县位于地质活跃区。但涪陵和永川的地质构造相对稳定。在大规模多级水力压裂过程中，容易触发微地震，从而增加裂缝/断层的滑移距离。微地震是裂缝/断层滑移的诱发因素，套管变形的真正原因仍然是裂缝/断层滑移。因此，长宁威远荣县变形比涪陵和永川更严重。2.3水泥环质量和性能水平段较长，难以获得良好的固井质量。固井质量差是导致页岩气水平井套管变形的因素之一，固井质量差的特点是胶结质量差、水泥环空洞和环空窜流。固井质量差，加上压裂区不对称，导致套管变形更加严重。此外，水泥环的力学性能和厚度也会影响套管变形。2.4交变温度和压力多级压裂过程中存在交变内压和交变温度。它们以两种方式影响套管变形。一方面，交变温度和压力的耦合对套管施加交变应力。如果交变应力超过套管的屈服强度，其屈服强度会随着交变次数的增加而降低。水泥环密封完整性对套管变形的影响类似于水泥环空洞对局部载荷的影响。“A”靶点处的套管在最大次数的循环载荷下挤毁强度最低，更容易变形。因此，压裂过程中温度的突变被认为是导致套管变形的主要因素之一。2.5水力压裂参数（1）泵注排量。多级水力压裂的特点之一是每级在高泵压下以超过10m3/min的泵速注入数千立方米液体。当环空存在束缚液时，随着压裂液的不断注入，水泥环空洞内的束缚液温度将继续降低。然后，水泥环空洞段的压力急剧下降。随着速率的增加，最大温差从跟部到趾部不断增加。套管应力随着注水率的增加而增加。此外，较高的注入速率会增加应力积累的影响。因此，套管的变形风险随着注入速度的增加而增加。（2）施工压力。为了使页岩储层破碎形成裂缝网络，在多级水力压裂过程中需要高注入压力。套管内压对套管应力的影响可以忽略不计。例如，即使套管内压达到 110MPa，最大套管应力也只有 291.2MPa。一旦水泥环空洞或损坏或套管在不均匀荷载作用下，套管应力将随套管内压迅速增加。计算表明，当内压为95MPa时，套管应力可达1000MPa（TP140屈服强度为965MPa）。套管承受非均匀载荷时，提高套管等级时很难避免套管变形。3对策在套管变形机理及对策研究中，研究人员提出了一系列防止套管变形的方法，包括：井眼轨迹优化、提高固井质量、压裂施工参数优化、套管材料选择等。（1）井眼轨迹优化。井位选择和井眼轨迹设计时，水平段轨迹应避开岩性界面、天然裂缝、地质构造严重的“背斜”、“向斜”等断层发育区，或沿裂缝带钻进。通过优化井眼轨迹，还可以减少因弯曲造成的窄间隙和套管磨损。然后，可以提高固井质量以减少窜槽和水泥空洞。此外，还可减少因弯曲应力引起的套管应力集中。（2）水泥环性能和固井参数优化。采用合理布置扶正器和漂浮下套管固井技术，改善套管偏心度，减少窜气和空洞。然后，由于温度下降而导致的密封流体压力下降的影响减弱。固井过程中旋转套管柱可以提高固井质量并避免形成水泥空洞。总之，页岩气水平井需要高强度、低模量的水泥浆，固井时必须保证驱替效率，保证水泥浆充满整个环空。（3）提高套管强度。保持套管的钢级并提高其厚度，或保持套管的壁厚并提高其钢级，可以提高套管的抗挤毁能力，以减少套管变形。此外，建议套管在保持相同尺寸的同时进行外部加厚，以减少压裂工具的影响。如果存在应力集中或裂缝/断层滑移，可以通过增加套管等级或壁厚来减少套管变形。（4）水力压裂参数优化。水力压裂参数是套管变形的主要原因之一，因此需要优化这些参数。采用全金属可溶球及其桥塞密封的技术方案，可以减少井筒内施工作业次数，从而减少套管变形。在固井质量较差的井段，应控制压裂压力，降低施工规模，避免水泥环产生轴向裂缝。（5）页岩抑制剂优化。页岩膨胀被认为对套管变形有显著影响，页岩膨胀发生在与压裂液接触的每一处区域。因此，需要给出合理的方案来抑制页岩膨胀，从而减少套管变形。高含量的盐类用来解决页岩膨胀的问题，但会影响环境和压裂液流变特性。4现场应用泸州深层页岩气区块套变是压裂改造面临的主要难点，Lu203井区套变25口（占比48.1%），Y101井区套变13口（占比32.5%）。该区块80%的套变风险位于天然裂缝、小层界面处（龙一12中下部、龙一11上下界面462023年第2期西部探矿工程Lu203H75平台位于泸县喻寺镇，属于福集向斜一类A区平台4口井，井间距300m，主体钻遇龙一11、龙一12小层，平均水平段长1950m，平台天然裂缝比较发育，尤其在靠近A点和B点的位置，且裂缝稳定性差，具有诱发压窜和套变的风险，如图4所示。通过以上机理研究分析并结合页岩气地质工程一处、五峰中上部）。Lu203井区套变表现主要为裂缝或地层水平剪切引起的滑移，主要影响因素包括：类套变风险点（18%43%）：A点附近狗腿度大的套管可能存在挠曲，受应力阴影和地层滑移的叠加作用，易诱发套变。类套变风险点（10%54%）：水平井轨迹入射角大于10容易导致剪切变形，平行于地层不容易剪切。类套变风险点（10%29%）：可滑移的天然裂缝，易导致地层滑动，增加邻井井筒变形风险，如图3所示。图3泸州深层页岩气区块套变机理示意图图4Lu203H75平台天然裂缝分布和地应力平均分布图体化相关数据，对Lu203H75平台压裂施工井开展现场应用。基于泸州地区已套变段地质工程特征分析，优选三类套变高风险特征，分析判断套变风险针对砂堵、压窜和套变等风险，压前提出每一段（103段）的压裂工艺和参数优化建议，见表1。针对天然裂缝发育、压窜、套变风险高等问题，采用压裂次序调整优化、缝内暂堵与控制规模的方式，降低套变风险。Lu203H75平台实施初期井间压窜严重，472023年第2期西部探矿工程邻井压裂套压涨幅超过15MPa，通过优化压裂顺序和施工工艺，压窜程度有效降低，逐步降低到3MPa以下，如图5所示。该平台于2022年1月2日开始主压裂，目前已完成全部103段，井筒完整性100%，未造成套变。表1套变风险因素和参数优化建议表套变风险点类类类套变风险因素A点附近狗腿度大于3/30m且位于小层界面或岩性交接面（龙一11与五峰组界面）水平井轨迹入射角大于10且位于小层界面或岩性交接面（龙一11与五峰组界面）天然裂缝发育、滑动风险较高对策及措施压裂手段不显著；需要从井位部署开始优化，确保钻井轨迹光滑或采用玻璃微珠等固井工艺适当降低施工液量和排量，控制施工压力平稳，确保钻井轨迹光滑适当降低施工液量和排量，调整平台井施工顺序图5Lu203H75平台压裂施工优化示意图5结论通过分析套管变形特征、影响套管变形因素各种影响因素之间的关系，可以得出以下结论：（1）四川盆地页岩气开采过程中套管变形频繁。套管变形在“A”靶点处最多，剪切变形占主导地位，尤其是长宁威远。这是因为该区天然裂缝/断层和岩性界面发育，地质构造较差，易诱发滑移。天然裂缝/断层和岩性界面是导致套管变形的主要因素。（2）考虑应力集中和下套管的影响，通过增加套管壁厚和等级来减少套管变形并不是最优的。相比之下，井眼轨迹优化、固井质量提高和水力压裂参数优化更可取，更具操作性。（3）采用调整优化压裂次序、缝内暂堵与控制规模的方式，可以显著减少井间压窜概率和降低套变风险。（4）仅仅靠一种预防措施很难防止套管变形，需要多种措施相结合，结合地质工程一体化来相互弥补单一防套管变形措施的不足。参考文献：1Yan Wei,Zou Lingzhan,Li Hong,Deng Jingen,Ge Hongkui,Wang Haige.Investigation of Casing Deformation During Hydraulic Fracturing in High Geo-stress Shale Gas PlayJ.J PetSci Eng,2017,150:22-29.2Guo Xueli,Li Jun,Liu Gonghui,Xi Yan,Zeng Yijin,He Miao,Yan Hui.Numerical Simulation of Casing Deformation DuringVolume Fracturing of Horizontal Shale Gas WellsJ.J Pet SciEng,2019,172:731-742.3Xi Yan,Li Jun,Liu Gonghui,Cha Chunqing,Fu Yongqiang.Numerical Investigation for Different Casing Deformation Reasonsin Weiyuan-Changning Shale Gas Field During Multistage Hydraulic FracturingJ.J Pet Sci Eng,2018,163:691-702.4Xi Yan,Li Jun,Liu Gonghui,Zeng Yijin,Li Jianping.Ooverviewof Casing Deformation in Multistage Fracturing of Shale GasHorizontal WellsJ.Special Oil and Gas reservoirs,2019,26(1):1-6.（下转第52页）482023年第2期西部探矿工程供了保障（见图2）。图2工况转换过程中的压力曲线（4）发现和处理井下复杂：DaHW1509井利用精细控压钻井系统高精度质量流量计和高精度节流阀发现井漏8次，并快速处理，避免了复杂扩大，相比邻井大幅减少了复杂时率；最短处理时间仅为15min（见图3）。（5）DaHW1506井控压下套管到底后循环排后效，最高气测21万，证明精细控压下套管全过程地层压力得到有效控制，有力地保障了井控安全。（6）DaHW1506井测井声幅显示油层段固井质量合格，说明控压固井可以满足水泥浆液柱压力低于地层压力的条件下，利用控压技术也可以实现正常的固井水泥胶结质量。6结论（1）运用精细控压技术可以有效解决达13井区窄密度窗口引起的井下复杂问题。（2）窄密度窗口控压下套管及控压固井在达13井区完井现场应用中技术可行。参考文献：1胥志雄,等.精细控压钻井技术在塔里木碳酸盐岩水平井成功应用J.石油工业技术监督,2011(6).2陈若铭,伊明,杨刚.精细控压钻井系统J.石油科技论坛,2013(3).3陈永明,燕修良,曹强,于海叶.控压钻井技术及其应用J.石油工程技术,2010,8(4):17-21.4黄明.控压钻井技术在川科1井的应用J.钻采工艺,2009(5):114-117.5孙超,李根生,康延军，黄中伟，王鹏程.控压钻井技术在塔中区块的应用及效果分析J.石油机械,2010,38(5):27-29.图3微流量漏失监测（上接第48页）5Lian Zhanghua,Yu Hao,Lin Tiejun,Guo Jianhua.A Study onCasing Deformation Failure During Multi-stage HydraulicFracturing for the Stimulated Reservoir Volume of HorizontalShale WellsJ.J Nat Gas Sci Eng,2015,23:538-546.6Kaldal Gunnar Skulason,Jonsson Magnus T.,Palsson Halldor,Karlsdottir Sigrun N.Structural Modeling of the Casings inHigh Temperature Geothermal WellsJ.Geothermics,2015,55:126-137.7Placido Joao C.R.,Ademar P.,Jr.,Paulo Lutz A.B.F.,Pasqualino Ilson P.,Estefen Segen F.Stress Analysis of Casing StringSubmitted to Cyclic Steam Injection;Proceedings of the LatinAmerican and Caribbean Petroleum Engineering Conference,Rio de Janeiro,Brazil,F 1997/1/1/,1997 of ConferenceC/Society of Petroleum Engineers:SPE,1997 Published.8Song Xuefeng,Li Jun,Liu Gonghui,Xi Yan,Lian Wei,Guo Xueli.Casing Wear and Stress Distribution Under Coupling Effects ofTemperature and PressureJ.Fault Block Oil&Gas Field,2018,25(5):670-674.9Phillip D.Pattillo,Michael B.Smith.The Effect of FormationFlow on the Integrity of Perforated CasingJ.Society of Petroleum Engineers Journal,1985,25(5):637-646.10Abbassian Fereidoun,Parfitt S.H.L.A Simple Model for Collapse and Post-collapse Behavior of Tubulars with Application to Perforated and Slotted LinersJ.SPE Drilling&Completion,1998,13(3):190-196.11Dusseault Maurice B.Geomechanical Challenges in 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