長寧—威遠頁巖氣示范區套管變形機理及對策

陳朝偉 石 林 項德貴

長寧—威遠頁巖氣示范區套管變形機理及對策

陳朝偉 石 林 項德貴

中國石油集團鉆井工程技術研究院

針對四川盆地長寧—威遠國家級頁巖氣示范區開發過程中出現的套管變形問題，分析了套管變形與地質特征和水力壓裂施工的相關性，結果表明斷層裂縫和層理（以下用裂縫代替斷層裂縫和層理）發育是套管變形的內因，水力壓裂是套管變形的外因。在此基礎上，厘清了套管變形的機理：壓裂液沿著某條通道進入天然裂縫，使裂縫內孔隙壓力提高，當達到臨界值時，激發天然裂縫滑動，進而造成套管變形。流體的通道可能有3條：①水力裂縫通道；②水力壓裂過程中沿著井眼軸向形成的軸向裂縫；③反復壓裂致使水泥環形成的微環隙。最后，提出了有針對性的預防措施：①在裂縫層理井段安裝封隔器；②優化水泥漿性能，避免水泥環產生微環隙；③選擇避免套管承受反復高壓的壓裂工藝。該研究成果可為解決頁巖氣套管變形問題提供指導。

頁巖氣 井筒完整性 套管變形 機理及對策 四川盆地 長寧—威遠 國家級頁巖氣示范區

在我國四川盆地長寧—威遠國家級頁巖氣示范區開發過程中，水力壓裂產生人工裂縫來增加頁巖氣層的連通性和流動性是提高頁巖氣產量的主要途徑[1-4]，套管變形問題突出。自2009年到2015年底，共壓裂101口井（其中水平井90口），32口井壓裂期間出現了不同程度的套管變形（套管變形點達47個），導致橋塞無法坐封到位，壓裂段數減少，影響了壓裂整體施工效果。一方面增加了施工成本和難度，井筒完整性難以得到保障，為后續采氣生產作業帶來了很大風險。另一方面壓裂段數減少，單井產量未達預期；加上井筒完整性差，縮短了井的生命周期，從而影響頁巖氣開發整體經濟效益。

針對頁巖氣水平井壓裂時出現套管變形問題，許多學者開展了研究。蔣可等[5]統計了某井固井質量和套管變形的相關性，指出固井質量差是該井套管損壞的主要原因，并應用Abaqus有限元軟件，結合現場實際參數建立模型，對水泥環竄槽缺失、套管偏心和丼徑變化等3種固井質量差的形式，進行了數值計算，認識到水泥環缺失和套管偏心會在套管內壁上產生較嚴重的應力集中。劉奎等[6]建立了非均勻地應力條件下水平井壓裂過程中套管—水泥環—圍巖系統各接觸面的受力表達式，得到了水泥環達到屈服時的最大套管內壓力，討論了套管及水泥環參數變化對系統受力行為的影響規律，認識到壓裂時套管內壓高，水泥環比套管更易達到屈服。田中蘭等[7]建立了多因素耦合套管應力計算評價模型，研究了溫度效應、套管彎曲、軸向壓力等多因素耦合對套管損壞的影響機理，初步分析了頁巖層滑移機理及與套管剪切變形的關系。戴強[8]將套損原因初步分為強度削弱和外載荷變化兩種類型，前者包括彎曲應力、強度疲勞、套管損傷，后者包括井筒附近地應力變化、縱向上巖層變形差異的剪切作用和水泥環破壞后形成的局部應力集中。于浩等[9]對有限元結果分析和對比壓裂后MIT多臂測井曲線，認為套管失效原因為壓裂后局部地層巖石強度非均勻降低，套管受擠壓變形，致使套管截面橢圓度和彎曲曲率過大，導致井下工具下入遇阻遇卡。以上研究或者是針對具體某一個方面展開的，或者是同時討論多個因素，但都沒有說清楚套管變形的機理，因而提出的措施缺乏針對性。

筆者針對四川長寧—威遠頁巖氣示范區開發過程中所出現的套管變形問題，首先結合套管變形形狀特征，分析了套管變形與地質特征和水力壓裂施工的相關性。在此基礎上，厘清了套管變形的機理：壓裂液沿著某條通道進入天然裂縫，使裂縫內孔隙壓力提高，當達到臨界值時，激發天然裂縫滑動，造成套管變形。最后，依據套管變形機理，提出了有針對性的防治措施。

1 套管變形幾何特征

對3口井套管變形點實施了MIT24多臂井徑測井，MIT測得24條沿套管內壁均勻分布的半徑曲線，可直接反映套管內壁變化情況，故可用于套管內壁檢測和進行腐蝕判斷。將測得的24個不同的井徑值標定為不同的顏色，創建3D成像圖，可以直觀地顯示出套管內壁情況。某井井徑測井結果如圖1所示，在井深2 751～2 759 m處，套管出現明顯的錯動，這說明，套管變形為剪切變形。一般情況下，剪切變形是由地層錯動造成的。

圖1 四川某井多臂井徑測井圖

2 套管變形和斷層、裂縫及層理的相關性

利用地震和測井資料，對套管變形點所處的地質狀況做了統計分析。地震資料顯示，23個套管變形點位于裂縫/斷層處，測井資料顯示，22個套管變形點位于巖性界面或層理面處，其中16個套管變形點同時和裂縫/斷層及層理面相關，具有裂縫/斷層及巖性界面/層理相關性的套管變形點占套管變形點總數的61.7%。這進一步證明了套管變形是由斷層/裂縫或巖性界面/層理面（下述用裂縫代替斷層裂縫和層理）的滑動引起的。

從國內外油氣田井開發幾十年的資料統計和研究結果表明，導致油氣田井套管變形或破壞的因素主要是地質、工程及腐蝕等。變形是在鉆完井施工中發生的，作業時間短，可以排除腐蝕因素。因此，需要進一步確定引起套管變形的工程因素。

3 與壓裂施工的相關性

在長寧和威遠區塊壓裂工藝采用電纜帶分簇射孔工具+橋塞工藝進行多段改造，按照從“腳趾”到“腳跟”的順序壓裂。壓裂施工前，通井順利，壓裂之后，才發生了鉆塞通不過，或者下橋塞過不去，套管變形均發生在水力壓裂過程中，這說明，壓裂是套管變形的工程因素。與套管變形有關的壓裂因素包含以下幾個方面。

1）施工壓力高，排量大。壓裂施工泵壓介于50～85 MPa，考慮靜液柱壓力，壓裂施工時套管內壓力介于75～110 MPa，排量介于10～15 m3/min，套管變形點與未變形點的泵壓和排量并無明顯差異。

2）變形點分布在井眼的中后部，且距離最近的射孔點較遠。對長寧—威遠頁巖氣示范區的套損數據進行不完全統計，套管變形點位置集中在水平井A點（著陸點）附近（±200 m）占46.8%，中間段（200～800 m）位置占48.9%，也就是說，95.7%套管變形多數發生壓裂段中后部。另外，統計了部分套管變形點距最近射孔點距離，除了3個變形點距離小于10 m，其他點都超過了50 m，有的點甚至超過了300 m，如圖2所示。

圖2 套管變形點距最近射孔段距離圖

3）壓裂過程中向地層注入液體達10 000 m3。把這些特點和裂縫滑動的條件相聯系，不難得出下面的套管變形機理。

4 套管變形的機理

圖3為套管變形的模型。壓裂液沿著某條通道進入天然裂縫，使裂縫內孔隙壓力升高，當達到臨界值時，激發天然裂縫滑動，造成套管變形。流體的通道可能有3條，其一為水力裂縫（圖3-a），其二為水力壓裂過程中沿著井眼形成了軸向裂縫（圖3-b），其三為水泥環第二界面的微環隙（圖3-b）。

4.1 裂縫滑動的力學條件

向10 g泡菜中加入90 mL無菌水，充分振蕩，采用梯度稀釋進行稀釋，稀釋度為101～108。吸取0.2 mL稀釋液涂于含有0.5% CaCO3的改良MRS固體培養基上，30 ℃厭氧箱中培養2～5天，觀測菌落形成情況。選取有鈣圈生成的菌落，挑取單菌落，反復進行劃線分離直至獲得純菌落。

裂縫面是力學上的薄弱面，通常，在地下應力狀態下，裂縫面優先于巖石本體發生破壞。先看平面的情況，假設巖體內存在一條裂縫，裂縫面與最大主應力夾角為ψ，裂縫面圍巖的最大和最小主應力分別為σ1和σ3（圖4），可以用摩爾圓來直觀地表示裂縫面的主應力（圖5）。

圖3 套管變形機理示意圖

圖4 裂縫示意圖

圖5 裂縫滑動條件圖

當裂縫面上的剪應力（τ）與有效正應力（σn）的比值達到裂縫面的摩擦系數（μ）時，就會發生滑動，即

其中，裂縫面有效正應力滿足Terzaghi定律：

式中pp為孔隙壓力，Sn為裂縫面上的正應力。

上式中σ，τ在坐標下用一條直線表示，如圖5所示，對于各種不同類型的巖石，在較高的有效正應力作用下（大于等于10 MPa），裂縫面摩擦系數與表面粗糙度、正應力、滑動速度等都無關，摩擦系數在一個較小的范圍內浮動[10]：

當裂縫面上的孔隙壓力增加時，有效正應力降低，摩爾圓沿橫坐標軸向左移動，當移到的位置滿足式（1）時，裂縫發生滑動。為了計算裂縫滑動所需要的孔隙壓力的增量，只需要確定向左移動量，從而得到孔隙壓力增量的最小值為[11]：

在實際的三維地下環境中，需要計算任意方向裂縫面的剪應力和正應力。一種經典的計算方法是采用三維摩爾圓（圖6），3個主應力σ1、σ2和σ3定義了3個摩爾圓，位于兩個小摩爾圓和大摩爾圓之間的點P對應任意方向的一個平面。同二維摩爾圓一樣，點P定義了平面上的剪應力和正應力。當裂縫處于摩擦線以上時，稱之為臨界應力裂縫，即在周圍環境應力場作用下可滑動的裂縫。臨界應力裂縫處于水力活動狀態，而非力學活動裂縫處于水力封閉狀態[12]。

以四川頁巖氣示范區某井為例，通過成像測井，在2 000～2 350 m深度范圍，識別天然裂縫34條，如圖7所示。通過地應力分析，該井垂直應力當量密度Sv=2.6 g/cm3，水平最大地應力當量密度Shmax=3.0 g/cm3，水平最小地應力當量密度Shmin=2.3 g/cm3，孔隙壓力當量密度pp=2.0 g/cm3，水平最大地應力方向109° N。在原始地應力條件下，僅有一條處于臨界狀態，圖7-a中的紅點所示。當孔隙壓力增加當量密度0.2 g/cm3（4 MPa）時，摩爾圓向左移動，大部分天然裂縫處于臨界狀態，會發生滑移，如圖7-b所示。因此，僅需要較小的壓力就可以激發裂縫滑動。

圖6 用三維摩爾圓表示任意方向斷層中的剪應力和正應力

圖7 裂縫滑動分析軟件圖

從前面分析可以看出，觸發裂縫滑動需要增加裂縫內的孔隙壓力，而孔隙壓力的增加意味著流體的增多，因此，外來流體是裂縫滑動的必要條件。

4.2 幾種可能的流體通道

4.2.1 水力裂縫

水力壓裂過程中，形成水力裂縫，水力裂縫不斷延伸，遇到天然裂縫時，與天然裂縫溝通，從而激發天然裂縫發生滑動，如圖3-a所示。水平應力差、水力裂縫與天然裂縫的夾角以及施工壓力對激發天然裂縫的滑動都有影響[13]。那些發生在射孔點附近的套管變形點可能屬于這種情況。

4.2.2 水力壓裂產生的井壁上的軸向裂縫

長寧—威遠區塊的水平井大多沿著水平最小地應力方向。對于沿水平最小地應力方向的水平井眼，水力壓裂時，除了產生橫向裂縫外，還會形成井眼軸向裂縫，即T型裂縫[14-18]。而且較大的施工排量更傾向于產生軸向裂縫[19]，這和長寧—威遠區塊的較大的施工排量是吻合的。

4.2.3 水泥環與地層的微環隙

第三條通道是水泥環與地層之間的微環隙，見圖3-b。垂直于水平井井眼軸向，截取得到套管—水泥環—地層的3層組合體結構。壓裂施工過程中，套管內壓力由增加到降低。在加載時，套管向外膨脹，推動水泥環和地層受力變形，若加載壓力較大，水泥環將產生不可恢復的塑性形變。在卸載時，套管、水泥環和地層均為彈性卸載，導致水泥環—套管或水泥環—地層界面受拉，當該拉應力大于界面膠結強度時，將導致界面脫離，產生微環隙[20-21]。因此，水泥環產生塑性形變是產生微環隙的必要條件，而水力壓裂過程中較大的井底壓力為水泥環產生塑性變形創造了條件。

由于采用電纜帶分簇射孔工具+橋塞工藝的壓裂工藝，在整個水平井段都會承受相同的力學條件，因此，整個水平井段都可能會形成微環隙，從而形成一條連接裂縫和射孔的流體通道。

劉奎等[6]研究了四川頁巖氣示范區的13口井的水泥環受力情況，其中8口井的第一界面水泥環等效應力值大于剪切破壞強度值，這說明，微環隙可能是普遍存在的。這條和上一條流體通道的存在，能夠解釋那些距離射孔點較遠的套管變形點，而且當兩種通道同時存在時，會增大通道的滲透性。

5 結論

套管變形形狀符合剪切變形特征，套管變形與斷層裂縫和層理的相關性較高，因此，斷層裂縫和層理發育是套管變形的內因。套管變形是在壓裂施工之后發生的，因此，水力壓裂是套管變形的外因。

提出了套管變形的機理：壓裂液沿著某條通道進入天然裂縫，使裂縫內孔隙壓力升高，當達到臨界值時，激發天然裂縫滑動，造成套管變形。流體的通道可能有3條：①水力裂縫，②水力壓裂過程中沿著井眼形成了軸向裂縫，③水泥環第二界面的微環隙。

依據機理，提出了3種有針對性的預防措施：①在裂縫層理井段，安裝雙卡或多卡封隔器、長膠筒封隔器分隔裂縫層段；②提高固井水泥漿的抗壓強度，避免水泥環進入塑性；③選擇其他的壓裂工藝，避免前面井段經受反復的高壓。

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（修改回稿日期 2016-09-10 編 輯 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

陳朝偉等.長寧—威遠頁巖氣示范區套管變形機理及對策.天然氣工業，2016, 36(11): 70-75.

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

國家科技重大專項“工廠化鉆井技術研究與集成應用”（編號：2016ZX05022001）、中國石油天然氣集團公司頁巖氣重大專項“頁巖氣鉆采工程現場試驗”（編號：2014F-4702-05）。

陳朝偉，1979年生，高級工程師，博士；主要從事儲層地質力學方面的研究工作。地址：（102206）北京市昌平區沙河鎮西沙屯橋西中國石油創新基地34地塊中國石油集團鉆井工程技術研究院A609。電話：（010）80162209。ORCID: 0000-0002-0692-9203。E-mail: chenzwdri@cnpc.com.cn