页岩气水平井多级压裂过程中套管变形研究综述

席 岩，李 军，柳贡慧，2，曾义金，李剑平

(1.中国石油大学，北京 102249；2.北京工业大学，北京 100022；3.中国石化石油工程技术研究院，北京 100029；4.中国石油测井有限公司，陕西 西安 710000)

0 引 言

水平井技术和多级压裂工艺是页岩气开发的主要手段[1-7]。水平井较长的水平段使得储层力学性质沿井筒方向变化差异大，多级压裂施工使得套管压力、温度剧变，导致水平段套管处于复杂、极端的力学环境中，极易发生变形[8-15]。目前，美国、加拿大和中国在页岩气井压裂过程中均出现了套管变形，导致施工作业成本增加、单井产能降低。针对该问题，国内外学者开展了研究：沈新普[16]认为，压裂时的高内压是诱发套管变形的决定因素；Lian、于浩等[17-20]指出，压裂过程中地应力的重分布诱发了套管变形；蒋可、李黔等[21]认为，套管偏心和水泥环缺失导致应力集中超过套管屈服强度，进而导致套管变形；田中兰、Yan、Xi等[22-24]指出，环空束缚水体积收缩和压力剧降导致套管内外压力失衡进而引发套管变形；Liu、高德利等[25-26]认为，压裂液进入套管与水泥环之间的微环隙，温度和压力交变作用下易形成局部载荷压迫套管变形；陈朝伟[27-28]等经研究得出，断层和层理发育是套管剪切变形的内因、水力压裂是外因的结论；高利军[29-30]等分析了套管剪切变形时裂缝倾角、套管壁厚等因素对套管变形的影响。以上研究主要分析了页岩气井压裂过程中不同地质、工程因素对套管应力或者变形的影响，但在变形机理方面尚无一致结论。

通过对美国、加拿大、中国页岩气水平井多级压裂过程中套管变形数据的统计，明确了套管变形点分布特征及变形特点，分析了压裂过程中导致套管强度降低的影响因素，运用力学实验和数值模拟方法，计算了热-流-固耦合作用下套管应力动态变化，研究了环空束缚流体、岩性界面对套管应力的影响以及温压交变、地层滑移对套管应变的影响。研究成果回顾了压裂过程中套管变形理论和实践分析，明确了导致套管变形的主控因素，可为页岩气井压裂过程中套管完整性的设计、控制提供有效参考。

1 页岩气水平井套管变形特征

1.1 套管变形现象多发

美国、加拿大页岩气开发相对中国较早，部分研究表明页岩气井套管变形比例相对常规油气井较高[31]。Adams等[32]指出奥克拉荷马页岩气水平井在跟端出现了严重的套管变形。加拿大萨蒙内特地区都沃内页岩储层压裂过程中出现了严重的套管变形，统计数据显示：2个平台上14口深层页岩气水平井(垂深大于3 500 m)中，11口出现了套管变形，变形点多达19个。

中国页岩气水平井套管变形问题较为显著。截至2016年3月，威远-长宁已压裂水平井90口，32口井出现了套管变形问题，共发现套管变形点47个，导致110段压裂段被放弃。截至2016年12月底，涪陵地区发现套管变形井8口，导致66段压裂段被放弃。截至2018年5月，威远-荣县深层页岩气水平井已压裂6口，5口出现严重套管变形，变形点17个，导致14段压裂段被放弃。

1.2 套管变形特征分析

(1) 分布特征。以威远-长宁32口井47个套管变形点为例进行分析。位置分布：从趾端到跟端逐渐增多，跟端附近(±200 m)最多占46.8%；加拿大萨蒙内特地区页岩气井变形点具有类似分布特征。时间分布：套管变形主要在下桥塞或钻桥塞时发现，部分位置变形程度随时间不断加剧。W201-H1、N201-H1、NH3-2井下桥塞过程中分别在1 882、3 490、2 834 m遇阻，钻桥塞时在1 879、3 491、2 837 m发现严重变形。

(2) 变形形态。以加拿大2个平台19个套管变形点为例进行分析。统计结果表明：剪切变形和挤压变形是套管变形的主要形式，分别占47.3%和21.58%。部分学者研究结果表明，中国威远地区大多数变形点(61.7%)位于天然裂缝或断层附近，具有典型的剪切变形特征[33-40]；涪陵地区页岩气井铅印形状表明部分套管变形点为压缩变形。

2 多级压裂过程中套管强度和应力分析

针对常规油气井套管变形问题的研究较多[29-32]，油气衰竭、蒸汽注入、储层注水、盐岩蠕变、泥岩水化等均可能导致套管变形，但这与页岩气水平井压裂过程中出现套管变形的工程背景差异较大，在变形机理上存在较大差距，可借鉴意义较小。经过分析可知，页岩气水平井压裂过程中，弯曲应力、储层高温、温度变化、套管磨损会对套管强度产生影响，页岩各向异性和热-流-固耦合作用则会对套管应力产生影响。

2.1 压裂过程中水平段套管强度降低原因分析

(1) 狗腿度过大导致弯曲应力出现，进而削弱套管抗外挤强度[41]。分析结果表明：套管变形点处狗腿度并非最大，狗腿度最大处套管并未变形；变形处最大狗腿度为0.24 °/m，抗外挤强度下降4.3%，强度下降不明显。

(2) 储层高温导致套管抗外挤强度下降。部分学者基于实验方法对不同温度下套管强度变化进行了分析[42]。实验结果表明，即使在深层页岩气井中，储层温度达到130 ℃，P110钢级套管抗外挤强度仅下降5%左右，影响较小。

(3) 压裂过程中套管温度剧降导致套管抗外挤强度降低。基于最大应变能理论进行计算[43-44]，结果表明当井底温度为95 ℃、压裂液温度为20 ℃、排量为16 m3/min时，考虑温度瞬态变化时P110套管抗外挤强度下降值为16%，影响较为显著。

(4) 钻桥塞或下入钻铣工具过程中，连续油管在造斜段紧贴套管内壁，容易产生摩擦，导致套管出现磨损，现场测量数据表明磨损程度达到20.6%[45]。考虑温度-压裂耦合作用进行计算，此种程度磨损导致P110套管抗外挤强度降低12.4%[46]。

2.2 压裂过程中套管应力计算

页岩气井压裂过程中水平段套管内压已经达到甚至超过抗内压强度。以实钻井H6-2井为例，数值计算结果表明，P110套管最大应力为291.2 MPa，安全系数为2.6，套管不会发生变形。为更加准确地反映套管在井下的实际情况，基于页岩各向异性力学实验获得相应参数，参考相关经验公式[47]计算剪切模量，建立数值模型进行计算。结果表明：页岩各向异性提升了套管应力，提升幅度约为8.3%，其中，弹性模量各向异性更敏感[48]。

页岩气井压裂过程中井筒组合体温度时刻发生变化，同时刻不同位置、同位置不同时刻套管应力均不相同。建立压裂过程中井筒温度场模型并对比商业软件计算结果[49]，采用间接耦合方法将井筒温度场赋予数值模型[50-51]，计算热-流-固耦合作用下套管应力动态变化。结果表明：压裂过程中套管应力先迅速升高，然后缓慢下降，最大应力为545.1 MPa，相对不考虑耦合作用增幅达86.9%(图1)。出现上述变化的主要原因是压裂液进入井筒后，套管内壁遇冷剧烈收缩，外壁来不及冷却变形，变形不协调导致内壁受拉、外壁受压，内壁应力迅速提高；压裂一段时间后，冷却速度稳定，外壁收缩趋势增强，内壁收缩趋势减弱，应力逐渐降低。

图1 不同排量(Q)下套管应力变化

3 套管变形主控因素分析

3.1 环空束缚流体

页岩气水平井水平段较长，套管极易发生偏心，导致水泥浆周向流速不均引发窜槽，形成环空束缚流体[22-24]。压裂过程中，环空束缚流体温度和压力剧降，导致套管内外压失衡进而引发套管变形。套管测井数据表明，部分套管变形位置与环空束缚流体所在位置重合[23]。数值模型计算结果表明：随着环空束缚流体角度的增大，套管应力先增大后减小；随着环空束缚流体压力的降低，套管应力不断增大。但计算结果表明，环空束缚流体对套管应力的影响受几何形态和压力变化影响较大，并不是所有出现环空束缚流体的位置套管应力均会超过屈服强度。

3.2 页岩储层中的岩性界面

威远-长宁页岩气井测井数据表明，岩性界面处容易出现套管变形。加拿大页岩气井也出现了类似情况，套管变形位置与自然伽马变化剧烈处出现重合。基于测井数据，将数值模型中的地层设置成力学性质不同的2部分，计算结果表明，岩性界面处套管应力急剧增加，相对套管原始最高应力增幅达到44.3%。但对多口井的计算结果表明，虽然岩性界面显著提升了套管应力，但其对套管应力的影响与所处位置的地应力情况以及储层力学性质有显著关联，并不是所有的岩性界面处都会出现套管变形。

3.3 循环压力-温度载荷

页岩气水平井多级压裂过程中，压力-温度耦合且发生交变，从2个方面影响套管应力：①实验结果表明，循环压力和循环温度分别导致水泥环弹性模量降低7.3%和11.2%，进而导致套管应力升高。考虑近井筒页岩弹性模量变化具有相同规律，若变化值沿井筒径向呈指数关系下降，循环10次后套管应力提升9.6%。②基于随动强化理论，若套管应力超过屈服强度，压缩屈服强度会在多次压裂过程中不断降低，最终导致套管应力大于压缩屈服强度，出现挤压变形。数值计算结果表明，一定力学条件下，10次循环后套管压缩屈服强度可降低22.3%，压缩变形也会从弹性变形过渡到塑性变形，最终塑性变形达到27.7%。杨再葆[52]等人指出，这种频繁的轴向拉伸和径向缩胀类似“呼吸作用”，内压力和外挤力的急剧变化会对套管造成严重影响，加快变形或者缩径。套管跟端是承受循环温压作用次数最多的部位，产生变形的风险也最高，这与统计数据所显示的跟端变形点最多的规律较为对应。

3.4 压裂过程中的地层滑移

多级压裂过程中，压裂液进入天然裂缝或者层理弱面后，容易导致断层发生滑移[15，19-20]。微地震测量结果表明，威远地区套管变形井53.6%的变形点处在天然裂缝或者层理弱面处。前人研究结果表明，地层倾角越大，套管发生剪切变形风险就越大[53]。数值分析计算结果表明，地层与套管成正交时，地层滑移60 mm，套管变形为56.23 mm。该条件下，水泥环壁厚增加16 mm，套管变形程度降低4.8%；套管壁厚增加6 mm，套管变形程度降低14.4%，增加套管壁厚更有益于减缓套管变形。

针对该问题，李留伟[36]等提出，要在设计阶段使井段轨迹避开天然裂缝带，或者顺裂缝带走向钻进，避免天然裂缝横切套管，从而达到规避断层直角剪切套管的风险；李军、席岩[54]等提出，可以针对套管变形风险段进行分段固井，即在裂缝或者断层较为显著的位置，采取注入高黏流体不固井的方式，可为断层滑移增加空间，同时可将多级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，从而达到保障套管完整性的目的。美国部分页岩气井在固井工艺开展过程中采用了类似方法，套管变形问题显著减少[55]。

4 结 论

(1) 套管变形问题是世界范围内页岩气开发过程中的共性问题，变形点具有从趾端到跟端逐渐变多的分布特点，变形的主要形式是剪切和挤压变形，且部分变形点变形程度随时间推移不断加剧。

(2) 压裂过程中的温度变化导致套管抗外挤强度降低。热-流-固耦合作用可大幅提升套管应力，且随着压裂液排量的不断增加，套管应力不断升高；环空束缚流体、岩性界面增加了套管应力，但并不是导致套管出现屈服变形的充分条件。

(3) 温-压交变作用降低了水泥环弹性模量，提升了套管应力，且一旦套管应力超过屈服强度，会加剧套管变形速度引发挤压变形；地层滑移是套管剪切变形的主要原因，优化井眼轨迹或者采用分段固井方法，有利于避免套管剪切变形。

(4) 基于对美国、加拿大、中国页岩气套管变形情况的介绍，回顾了页岩气水平井压裂过程中套管变形理论与实践分析，明确了可能诱发套管变形的各类影响因素，研究结果对于页岩气井套管完 整性的保护具有一定借鉴意义。