頁巖氣井套管研究現狀

門曜旭,韓禮紅，楊尚諭，雒設計

（1.西安石油大學材料科學與工程學院，陜西 西安 710065；2.中國石油集團石油管工程技術研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結構安全國家重點實驗室，陜西 西安 710077）

隨著科技進步和社會的迅速發展，人們對能源的需求量日漸增加，能源（石油、煤和天然氣）傳統的開采方式已逐漸不能滿足工業發展和社會進步的需要。因此，為了應對日益緊迫的能源危機，更好地滿足人們現實生產生活的能源需求，頁巖氣開發已逐漸成為近年來石油天然氣開發的熱點。頁巖氣是有機質吸附于成熟泥頁巖、高碳泥頁巖中的巖石基質孔隙、裂縫處，并富集、儲集和保存了一定商業價值的生物、熱解及混合成因的天然氣[1]。頁巖氣類屬于非常規天然氣，既能以游離態存在于天然的裂縫孔隙中，也能吸附在黏土顆粒、干酪根表面[2]。

近些年，世界各國頁巖氣開采工作取得了長足進步，頁巖氣已逐漸成為世界天然氣產量增長的主要推動力。截止2018年，全球原油總產量達4.5×108t，其中非常規油占14%；天然氣總產量為3.96×1012m3，其中非常規氣占比25%。美國的非常規油氣已成為油氣產量貢獻的主體，2018年，美國非常規頁巖油、氣產量分別占油、氣總產量的60%和58%。其中，致密油產量為3.2×108t，頁巖氣產量6071×108m3。借助頁巖油氣的開采，美國已邁上能源獨立之路[3]。中國的非常規油氣歷經10年的探索與突破式發展，產量訊速提升。中國非常規油產量占原油總產量的10%，而非常規氣占天然氣總產量的35%，頁巖氣產量約為109×108m3，位居世界第二。加拿大和阿根廷頁巖氣產量分別以53×108m3和43×108m3的產量位居第三和第四位。目前，世界頁巖氣商業開發領域，也只有美、中、加、阿根廷四個國家實現了商業化開采。從頁巖氣地質沉積演變規模上看，美國頁巖氣沉積分布更有優勢。在泥盆紀末期第二次海洋生物大滅絕事件中，北美地區形成了規模最大的泥盆系Marcellus頁巖氣田[4]。北美地區二疊系油氣形成了“超級盆地”，頁巖油氣資源量達186×108t油當量。三疊紀末期，第四次生物大滅絕形成了北美地區侏羅系優質烴源巖Haynesvile頁巖。第五次生物大滅絕事件形成了美國白堊系的Eagle Ford頁巖油氣田[5]。我國也在頁巖氣井鉆探方面取得突破，工業生產初具規模。四川盆地下古生界五峰組-龍馬溪組富有機質頁巖形成區域頁巖氣聚集，寒武系筇竹寺組含優質烴源巖、川中安岳地區形成了萬億m3規模的古老碳酸鹽巖特大型氣田[6]。

1 頁巖氣的井況特征

目前，中國具已備頁巖氣開采的關鍵技術，但對頁巖氣巖石力學特性了解不深，復雜多變的地質環境使頁巖氣開采受到限制。如頁巖氣埋藏較深，氣藏分布于邊緣地帶、部分地區的地腹構造復雜[7]。頁巖氣水平井套管常受到多級壓裂施工、地應力引起的非均布載荷影響，井下套管存在大量變形損傷[8]。水平井體積壓裂技術需要套管承受施工時的壓力高、排量大、時間長、體積破碎多段反復且持續等復雜工況。據統計，我國2018年新建井油層套管嚴重損壞變形套變率達到50%，頁巖氣開采面臨重大技術挑戰。

1.1 頁巖氣地質環境復雜

頁巖氣藏所處的地質環境十分復雜。首先，頁巖地層屬于沉積巖層，裂隙發育較多。裂隙處常常會因為巖石的剪切錯動而造成套管變形或損壞（如圖1a）。其次，頁巖地質地層作用多變復雜。存在鹽巖蠕變流動，泥巖吸水膨脹產生滑移、地層壓力反常偏高等諸多不利因素。水化后的黏土，在一定壓力下會隨時間變化而增加沿層面間的間距，即黏土吸水后會膨脹并在地應力的共同作用下加速蠕變進程，造成了套管損壞。具備傾角的黏土遇水會呈塑性，此時將地層壓力施加于套管，使套管承受非均勻載荷（如圖1b） 作用。最后，自然地質運動如斷層斷裂、地震破壞、地層沉降、地應力改變等都可能對套管形成損傷。

由黏土浸水膨脹而產生的地層蠕變應力是套管損壞的主要原因之一[5]，黏土水化使得沿層面方向變形增大，并在產生地應力作用同時加速了黏土吸水膨脹的蠕變過程，加大了套管外載變化速度。壓裂進入地層的注水也改變地下的應力場分布，迫使地層平衡應力場過程而產生的彈塑性位移會導致套管變形或擠毀。

1.2 頁巖氣套管受溫度變化影響

圖1 套管剪切變形和地層載荷

頁巖氣套管受溫度變化影響顯著。在對套管進行多級體積壓裂的過程中由于鉆井液的注入，會使得套管周邊的溫度發生周期性改變[9]。常規開采過程中，套管和水泥石環的溫度與井底地層溫度相同，處于平衡狀態。大規模壓裂施工中，隨著低溫流體的大量注入，套管水泥環附近地層溫度降低，變化的溫度使地層產生了附加溫度應力場。溫度變化會對套管產生附加溫度應力。隨著溫度持續升高，套管最大等效應力幾乎呈線性增加。初始溫度的溫差越大，最大附加溫度應力越大。通常情況下地層溫度環境每變化1℃，套管所受附加溫度應力變化可增加2MPa左右。因溫度變化引起的附加溫度應力值可以依據據下面進行公式估算：

其中，σT為附加溫度應力；ΔT為地層溫度與平衡溫度差。

舉例說明，已知某頁巖氣組地表溫度為25℃，井深2968m，若地層溫度梯度為3℃/100 m。則井底溫度為25+2968/1003=114℃。隨著壓裂液注入，套管與附近巖石的溫度逐漸降低，直至達到溫度平衡狀態。一段時間后，套管和水泥環附近地層溫度逐漸降低，使套管因溫差變化所受的附加應力在不斷增加。經十幾分鐘壓裂后，地層溫度下降到92℃，與周圍地層環境溫差達22℃，此時的最大溫度應力為43.5 MPa。當壓裂一小時后，地層溫度降到50℃，溫差為64℃，此時的附加溫度應力為126.4MPa。可以明顯看出地層溫度從114℃降至50℃的過程中，套管周圍的附加溫度應力在不斷增大。

溫度變化還能夠對套管與水泥環的受力產生破壞，引起固井質量問題。溫度應力可用彈性力學進行求解。研究結果表明[10]，距井眼周圍約40mm的地層受溫度變化產生的應力最高，達106MPa。壓裂施工中，對溫度應力與水泥環屈服破壞的結果表明，頁巖氣壓裂過程能夠對固井井眼周圍的水泥環造成破壞[11]。被破壞的水泥環會喪失封隔壓裂液的作用，壓裂液在環空中流動會引起固井質量下降和不可預知的套管損傷風險。

2 頁巖氣套管使用過程中的存在問題

2.1 頁巖氣井套管屈服變形嚴重

目前，我國頁巖氣開發主要是采用工廠式水平井[12-13]其井垂較深，通常在 2 000～3000m，部分頁巖氣層埋藏深度可達到3500m左右，根據具體地質條件不同，水平段長度也在2 000m左右。假設頁巖氣井分20級左右壓裂（即20個壓裂段），單段長度為70m，每段壓裂時間為90～180 min，則液量可達1200～2000L/min。大規模地壓裂作業，對油層套管的抗壓能力是一個巨大考驗[14]。研究發現，水平井多級體積壓裂過程中的油層套管存在嚴重的“單點屈服”現象[15]。即現有水平井油套管強度不能滿足頁巖氣壓裂作業要求，因體積壓裂造成水平井屈服變形而引發的套管變形已成為套損的重要形式之一。現場考察發現，四川頁巖氣井威遠-長寧區塊在水平段套管壓裂時發生了嚴重屈服變形。據統計2015年之前，已完成壓裂的井有33口，其中有13口井在壓裂時套管出現不同程度的變形甚至損壞，因壓裂造成的套損率接近40%，嚴重影響到頁巖氣田的高效開發。

2.2 頁巖氣井套管抗擠毀能力不足

套管抗擠毀能力通常采用SY/T 5322-2000《套管柱強度設計推薦方法》進行校核，研究認為該標準推薦的抗擠毀安全系數較低不能滿足實際需求，還應考慮兩個主要參考因素：溫度的影響和非均勻載荷的作用。在非均勻載荷作用下套管的抗擠毀值將會下降20%～30%[16-18]，這種現象在水平井、定向井、叢式井中尤其明顯。頁巖氣套管抗擠毀值還會受到內管壁偏磨、外管壁非均勻載荷的影響。

工程應用表明，套管實際抗擠毀值受地應力引起的非均勻載荷分布影響嚴重，非均勻載荷作用下套管抗擠毀值明顯下降。頁巖氣進行水平井、定向井及叢式開發時，應盡量避免地層壓力的方向性和各向異性作用于套管管體。

2.3 頁巖氣井面臨腐蝕環境

套管腐蝕以電化學腐蝕最為普遍[19]。頁巖氣井高含CO2、H2S等腐蝕性氣體，當氣體溶解于壓裂液、鉆井液等液體環境便會形成HCO3-、CO32-、HSO4-、SO42-等離子，外加鉆井壓裂施工中不可避免地溶解氧，使得套管易發生局部腐蝕、細菌腐蝕和氫脆。如圖2。

圖2 頁巖氣N80套管CO2腐蝕

2.4 頁巖氣壓裂固井有隱患

頁巖氣多級壓裂施工具有泵壓大、壓裂液注入量大、注入壓裂液流速度快的特點[20-21]。壓裂過程中，井眼附近的套管、水泥環、地層的溫度會隨著多級壓裂施工產生周期性變化，產生明顯周期變化的還有溫度應力和井筒內壓力，使得第一或第二界面間易產生微環隙而影響水泥環密封。數據表明，頁巖氣井壓裂過程中套管內壓范圍變化較大，可由15 MPa逐漸升高到65～85 MPa，極易導致水泥環缺失和套管損壞。

3 應對頁巖氣套管使用問題及工況的措施

3.1 應對套管屈服變形嚴重問題

合理選用高強度套管。在易引起套損井段（如水平井、泥巖層、斷層）附近，選用高強度套管。頁巖氣應根據實際地應力測試數據來合理選擇套管鋼級、壁厚及抗外擠強度，確保套管具有足夠的屈服強度和抗外擠強度。

采用雙層組合套管[22]。針對套損應力具有一次性的特點，在非油層套管易發生變形井段處采用雙層套管組合，既提高套管強度、固井質量，又預留出應力釋放空間，可有效防止套管因屈服變形損壞。

設計合理的注采井網。注采井網的合理選擇是延遲水淹、防止套損壞的重要方法。如可采用行列注采井網和菱形注采井網。行列注采油水井排方向與油層主裂縫方向平行，當注入水沿裂縫突進時，使得相鄰水井之間拉成水線，均衡滲透入油井排中去，如此防止了裂縫水過早滲透至軟弱層；菱形注采井網采用面積注水方的式時，油水井排方向和主裂縫錯開一定角度，延遲了裂縫方向油井過早水淹，合理的注采井網能將注水壓力保持在地層破裂壓力以下，防止套損發生。

3.2 應對套管抗擠毀值下降問題

通過提升套管鋼級滿足抗擠強度要求。深井中套管既要考慮提高管柱抗拉強度，還應考慮抗外擠能力。舉例來說明，地壓梯度在22kPa/m左右，一般情況下，若深井為6 000m則地層破裂壓力可達到 132MPa。根據API Bull 5C3估算，以Φ177.8mm套管為例，Q125鋼級中Φ177.8 mm×12.65mm規格套管的抗擠毀保證值在100 MPa。即使使用壁厚為13.72mm規格的套管其抗擠毀保證值也只有116.5MPa，并達不到安全要求。若將鋼級強度提升到150，其抗擠毀強度則可達到137.9MPa，高鋼級套管滿足抗擠毀要求。

通過提高硬化指數增強套管抗擠能力。ISO/TR 10400-2007[23]指出，調質處理后的抗擠毀套管材料拉伸應力曲線上有明顯屈服階段。對套管生產而言，應著眼提高回火溫度和矯直溫度來降低殘余應力（殘余應力低于屈服強度的15%）。此外，API指出最初的擠毀失效破壞都產生于套管內壁，抗擠毀套管不僅需要調質熱處理來達到強度要求，還應采用外淋內噴處理工藝使套管內外表面同步相變，提高淬透深度和均勻化組織，達到提高硬化指數來強化套管抗擠毀能力的目的。

3.3 應對腐蝕環境造成的套管損傷

如果遇到高含硫化氫、二氧化碳等腐蝕環境頁巖氣區塊，套管不僅要有良好的力學性能，還應具備一定的耐腐蝕性[24]。可選擇優質耐腐蝕套管鋼，比如高頻直縫焊管鋼或含碳-錳-鉬系列的低合金熱軋鋼管、鉻鐵素不銹鋼管等。套管連接螺紋部分可以使用特殊螺紋來密封并隔絕腐蝕介質。在節約成本的情況下，可以用直接隔離法。即使套管表面形成具有耐腐蝕覆蓋層隔離套管與腐蝕介質，例如噴涂耐腐蝕涂層、形成致密鈍化化膜等。

3.4 應對壓裂施工和固井安全防護

控制壓裂施工、增強固井安全防護。為防止頁巖氣體積壓裂而導致的固井失效，應保證壓裂液的有效封隔，確保壓裂液在水泥環環空中流動。當壓裂液注入裂縫發育的頁巖時，頁巖裂縫起裂就會使井眼周圍的地層巖石滑動，若此時恰巧水泥環缺失而未能對井眼形成有效封固，導致水泥環被地應力擠壓在套管壁上，對失去水泥環保護的套管外壁產生嚴重損傷。

應注意套管與水泥環接觸面間徑向應力與界面膠結作用。在較高的水壓和套管水泥環軸向拉力復雜作用下，由接觸面水泥環屈服變形產生的環空微環隙為高壓流體進入提供了通道。頁巖氣水平井段較長，好的水平段固井比垂井更加困難。威遠段頁巖氣固井顯示，水平井段出現了嚴重的固井質量問題。

4 頁巖氣井套管結論及建議

1）頁巖氣井開發難度大、井況復雜，水平井套管易出現屈服變形、抗擠毀能力下降、腐蝕和固井隱患問題。

2）這些問題主要是由地質環境和壓裂施工造成的。地層非均勻載荷導致擠毀、高含腐蝕氣體環境產生腐蝕、水平固井困難易導致水泥環失效；壓裂施工會產生屈服變形和溫度附加應力。

3）針對頁巖氣井套損問題的建議：通過提升套管鋼級，回火處理提高硬化指數來提升套管抗擠能力；使用高強鋼、雙層套管組合有效降低屈服變形；耐蝕合金、涂層可防腐蝕；采用行列注采井網和菱形注采井網控制壓裂施工。