斷層錯動型套管變形特征分析——以大港官東頁巖油為例

閆偉，王孔陽，鄧金根，唐慶，步宏光，檀朝東，陰啟武，秦飛翔

1 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油大港油田采油工藝研究院，天津 300280

3 中國石油大港油田公司石油工程研究院，天津 300280

0 引言

中國的非常規油氣資源儲量豐富，2014年后我國開始逐步加大非常規油氣資源的開采力度[1]。非常規油氣儲層具有低孔低滲的特點[2-3]，須對其進行大規模體積壓裂改造實現經濟開采[4-5]。大規模體積壓裂作業過程中常見套管變形現象(后文簡稱套變)[6-8]，影響后續有效壓裂段數，降低了非常規油氣的產能以及油田的整體經濟效益。

目前針對套管變形原因的研究主要分為2方面：1)通過理論計算和有限元模擬，從理論角度分析套變的原因；2)通過現場的壓裂施工參數和地質特征，從工程角度分析套變的原因。理論方面：①在壓裂作業過程中局部地層強度劣化，低溫的壓裂液導致套管縮徑，裂縫的不對稱擴展導致地層與套管間的間隙增大，多種因素的共同作用最終導致套管變形；②固井過程中水泥環內部由于套管不居中或鉆井液頂替不完全而存在空穴，空穴內的殘余鉆井液受低溫壓裂液的影響發生體積收縮產生負壓，使套管外局部失去支撐，高內壓與非均勻外載荷聯合作用導致套管的局部應力超過套管的屈服極限。③固井質量差和壓裂區域非均質性強導致套管的外載受力不均勻，套管壓裂作業過程中局部的套管應力超過屈服極限[12-13]。根據已有研究結果，在壓裂后地層非均質且固井質量差的外載條件下，φ139.7 mm×9.17 mm/P110套管在注入壓力90 MPa時，局部米塞斯應力可達800 MPa，超過套管材料的屈服強度758 MPa。工程方面：①加拿大Simonette油田的統計數據顯示套管剪切變形占套管變形總數的52.2%[14]，Bowland區域的壓裂微地震監測分析認為，Bowland的套變是斷層滑移造成[15]；②根據我國長寧—威遠區塊的現場數據分析，認為套管變形與斷層、裂縫和層理的相關性較高[16-17]，用MIT(Multi-Finger Image Tool)測量數據還原的套管變形圖像顯示，受外力剪切作用的套管其軸向會呈現S型的變形特征[18]；③已發生套變的油井水平段橋塞無法下入，后續壓裂作業可采用砂塞封堵的方式進行，這種壓裂方式能忽略套管變形的影響，但有加重套管變形的風險，可能影響后續生產管柱的下入[19]。如果能確定斷層的位置可采用局部不固井的方案，給斷層滑移留出緩沖空間，但此方法對地質特征識別精度要求較高[20]。

綜上所述，現場套管變形的理論分析偏重于復雜應力條件下套管的局部應力計算，套管的失效判定基于壓裂過程中套管的米塞斯應力與其屈服強度的對比；工程方面更關注套變位置與壓裂區域地質特征間的聯系和套變井后續壓裂作業方案的調整，統計結果顯示大部分套變與地層中的斷層、裂縫和層理等地質構造關系密切。目前斷層運動與套管變形截面的部分研究指出斷層運動方向與套管夾角越大，套管截面縮徑越大[21-22]。但其模擬過程固定了斷層滑移量的大小，實際套管可能在較小的滑移量時已經達到屈服極限。本文通過對比套管達到屈服極限時的自身變形量大小，從另一角度分析了斷層運動對套管變形的影響。

本文根據官東頁巖油區塊由斷層滑移造成套管變形的2口水平井的MIT測量數據，還原了套管套變處的真實3D形貌。綜合該區域的地應力分布特點，推測此處斷層主要發生水平方向運動，總結了受斷層滑移影響的套管在不同觀察方向上的套管變形特征，討論并對比現場套管截面變形特征與斷層運動方向之間的聯系。通過有限元軟件模擬不同斷層傾角和走向條件下，其相交套管的受力大小，結果顯示水平運動的斷層，其傾角越大，套管達到極限強度時的位移越小；其走向為45°時，套管達到極限強度時的位移最小。研究結果為確定套管變形是否由斷層滑移造成提供了判斷依據，并提出通過合理規劃套管穿過斷層的方式可以降低套管變形風險。

1 官東X井區頁巖油壓裂套變概況

截至2020年4月，大港官東頁巖油現場壓裂套變的統計結果顯示，該區域X井區穿過同一斷層的3口平行水平井中有2口在壓裂后發現套變，套變率為66%。3口水平井的壓裂作業位置與井眼軌跡測得的鉆遇斷層位置如表1所示。由表1可知套變位置與A1/3H兩口井最后的壓裂作業位置分別相距274 m和166 m。

表1 壓裂套變井信息總結Table 1 Summary of Well Information of Fracturing Casing Deformation

官東X井區域目的層(垂深3700 m)地應力大小數 據 為：σH=91.5 MPa＞σV=79 MPa＞σh=68.4 MPa，該區域斷層為走滑斷層，發生水平方向運動，水平最大地應力方向為NE63°。由官東地區Ek2—C1 (Ek21)底界構造圖可得A1H井與其穿過斷層的相對位置關系，結合鉆井日志的井眼軌跡信息與鉆遇斷點位置，確定了穿過同一斷層的A1/2/3H的井眼軌跡俯視圖，其中A1/2/3H水平井的水平段走向分別為NE121.7°/105.54°/111.95°(圖1)。從 圖1中 可 看 出3口水平井的分布特征為：A3H井位于A1H井與A2H井之間，3口井的水平段長度分別為590 m/507 m/ 582 m(1/2/3H)。其中A1H與A2H井水平段井距最大為280 m，最小為228 m。A1H井第9段壓裂作業后發現套變(原設計14段)，A3H井第12段壓裂作業后發現套變(原設計15段)。根據鉆井日志記載，A1/3H井鉆遇斷層位置分別為井深3808 m與3818 m。現場的MIT測量結果顯示A1H井套變段位置：3805～3817 m；A3H井套變段位置：3820～3832 m。兩口井的鉆遇斷層位置與套變位置一致，A1/3H井的套變問題與斷層關系較大，但需針對套管變形特征再進一步分析。

圖1 A1/2/3H 3口水平井井眼軌跡俯視圖Fig. 1 Top view of well trajectory of three horizontal wells A1/2/3H

2 官東X井區套管變形形態分析

2.1 套管變形宏觀形貌與3D重構

官東頁巖油壓裂現場X井區的A1H井與A3H井40臂還原圖像如圖2a與2b所示，綠色代表套管正常段，紅色代表套管膨脹段，藍色代表套管縮徑段。

圖2 X井區現場套變報告結果，其中a為A1H井套變處套管形狀；b為A3H井套變處套管形狀Fig. 2 Report results of casing deformation in block X, where a is casing shape at casing deformation of well A1H; b is casing shape at casing deformation of A3H well

本文通過MIT40臂測量數據重新還原套管變形段3D形貌。將數據導入SoildWorks軟件進行填充處理后可反演A1/3H井套變段套管的3D形貌，結果如圖3和圖4所示。根據現場重力計數據，標定了A1/3H測量臂的高邊方向，并從重力方向(鉛垂方向)和水平方向兩個方向對套管進行剖面特征分析。

圖3 根據現場MIT數據的A1H套管形狀還原結果，其中a為A1H井套變處套管3D還原形狀；b為A1H以水平方向為法線的套管剖面；c為A1H以重力方向為法線的套管剖面Fig. 3 Restore results of A1H casing shape based on field MIT data, where a is 3D restore shape of casing at casing deformation of A1H well; b is the casing profile of A1H with the horizontal direction as the normal; c is A1H casing profile with gravity direction as normal

圖4 據現場MIT數據的A3H套管形狀還原結果，其中a為A3H井套變處套管3D還原形狀；b為A3H以水平方向為法線的套管剖面；c為A3H以重力方向為法線的套管剖面Fig. 4 According to the reduction results of A3H casing shape from field MIT data, where a is the 3D reduction shape of casing at the casing deformation of A3H well; b is the casing profile of A3H with the horizontal direction as the normal; c is A3H casing profile with gravity direction as normal

圖3a為A1H套變處3D形貌，圖3b與圖3c為圖3a套管的剖面圖。圖3b所示套管的鉛垂剖面特征與圖2a展示的套管受壓擴徑膨脹的變形特征一致；圖3c所示套管的水平剖面可觀察到S型剪切特征。該區域水平方向即斷層運動方向，套管的受力方向與斷層運動方向一致。

圖4a為A3H套變處3D形貌，由圖4可知該套管段存在多個變形區域，變形段長1 m左右，套管縮徑量10～20 mm，推測A3H井套管變形處層理或天然裂縫發育，部分關于長寧威遠區塊的研究中也提及有類似現象[23-24]。圖4b左側為A3H最大套變套管段，圖4b所示套管的鉛垂剖面顯示其受壓擴徑膨脹；圖4c所示套管的水平剖面可觀察到S型剪切特征，與圖2b展示的套管變形特征一致。A3H井套變處套管水平剖面受剪切，鉛垂剖面內受壓膨脹，套管的受力方向與斷層運動方向一致。

2.2 套管變形截面特征分析

A1H與A3H井套管規格：φ139.7 mm×12.7 mm/Q125套管，其對應內徑大小為114.3 mm，如圖5和圖6中的藍色虛線所示。A1H井最大套變截面位于3807 m，截面形狀如圖5a所示，由圖5b標定垂直高邊方向與1號測量臂位置。圖5a顯示A1H井3807 m處的套管截面變形嚴重，套管變形特征為水平方向受到外力擠壓且鉛垂方向擴徑。

圖5 套管變形處截面圖，其中a為A1H井3807m套管的變形截面，b為現場標定的高邊與#1臂方位Fig. 5 Section of casing deformation, where a is the deformation section of 3807m casing of A1H well, and b is the high side and # 1 arm orientation calibrated on site

圖6 套管變形處截面圖，其中a為A3H井3822m套管的變形截面，b為現場標定的高邊與#1臂方位Fig. 6 Section of casing deformation, where a is the deformation section of 3822 m casing of A3H well, and b is the high side and # 1 arm orientation calibrated on site

A3H井最大套變截面位于3822 m，截面形狀如圖6a所示，由圖6b標定垂直高邊方向與1號測量臂位置。圖6a顯示A3H井3822 m處的套管截面變形與A1H井類似，套管變形特征為水平方向受到外力擠壓且鉛垂方向擴徑。

3 套管變形有限元數值模擬

有關套管受地層剪切后的變形問題，范明濤和李楊等學者提出了采用有限元方法的研究思路[16,22](1)將水泥環視作地層的一部分；(2)地層的外部載荷最終簡化為斷層的位移邊界條件。該區域斷層為走滑斷層，其示意圖如圖7所示。

圖7 走滑斷層示意圖Fig. 7 Schematic diagram of strike slip fault

建立了尺寸為10 m，1 m，1 m(x，y，z)大小的地層模型：模型a斷層面鉛垂方向與套管夾角分別為30°，45°，60°，75°和90°，研究不同的斷層傾角對達到極限強度時的套管變形量的影響；模型b斷層面水平方向與套管夾角分別為30°，45°，60°，75°和90°，研究不同的斷層走向對達到極限強度時的套管變形量的影響；模型c斷層面與套管鉛垂方向夾角65°，水平方向與套管夾角60°(65°，60°)，作為模擬現場情況算例(根據官東頁巖油地區的地質資料，斷層面水平方向y與水平段套管成60°夾角，鉛垂方向z與水平段套管成65°夾角，鉆遇斷點附近井斜角60～70°)。設定斷層沿水平方向位移，當套管達到極限強度時停止計算，3種模型的示意圖如圖8所示。

圖8 不同的套管與斷層面位置(傾角，走向)關系示意圖Fig. 8 Relationship between different casing and fault plane position (dip angle, strike)

地層模型巖石和水泥均設為彈性材料，采用Abaqus中的線彈性材料模型，彈性參數為：彈性模量22 GPa，泊松比0.14。套管模型尺寸參數為：外徑139.7 mm，壁厚12.7 mm。套管模型設為彈塑性材料，采用Abaqus中的金屬塑性材料模型：符合Mises屈服準則的各項同性彈塑性模型。將塑性材料的真實屈服應力定義為真實塑性應變的函數，塑性應變數據由實驗獲取的材料總應變減去彈性應變可得。因此，套管的彈性參數為：彈性模量210 GPa，泊松比0.3；塑性參數為：實驗測得的套管屈服強度862 MPa，套管極限強度1046 MPa。并通過實驗獲取的名義應力和應變，計算真實應力和真實應變參數，需輸入的塑性應變參數如表2所示。

表2 實驗測得的應力與應變值Table 2 Stress and Strain Values Measured in Experiment

套管局部應力達到極限強度時，各種模型套管變形量的模擬結果如表3所示。垂直于斷層運動平面，套管與斷層的夾角越大(斷層傾角逐漸垂直于套管)，達到極限強度時，套管的變形量越小。斷層運動平面內(本文為水平面)，套管與斷層的夾角越大(斷層走向逐漸垂直于套管)，達到極限強度時，套管的變形量先減小后增加，套管與斷層夾角45°時，達到強度極限時的套管變形量最小。根據區塊斷層運動情況合理規劃套管穿過斷層的角度有助于降低套變風險。

表3 有限元模擬結果總結Table 3 Summary of Finite Element Simulation Results

4 結果和討論

目前，官東頁巖油區塊在大規模體積壓裂作業后發現A1H，A3H和A17H 3口井發生套變。根據套變形態和套變處與鉆遇斷層的位置關系，X井區的A1H與A3H井的套變與斷層滑移有較強的聯系。

4.1 套管變形段分析結果

現場A1H和A3H套管變形處及其附近套管段的MIT40臂測量結果如圖9和圖10所示，從圖9和圖10可知這兩口井的套管變形特點為記錄的長段套管段局部存在一個較大的變形區域，且兩口井的套管變形位置與現場記錄的鉆遇斷點位置基本一致。

圖9 A1H井MIT40臂測量結果Fig. 9 Measurement results of MIT40 Arm of A1H Well

圖10 A3H井MIT40臂測量結果Fig. 10 Measurement results of MIT40 Arm of A3H Well

A1H井3807 m和A3H井3822 m的最大套變截面如圖5和圖6所示，對比正常套管內徑的藍線，兩口井的套管變形截面呈橢圓化特征。兩口井的最大套變截面的內徑變化量統計如圖11所示，以正常套管內徑114.3 mm作為0基準線，負值表示套管內凹，正值表示套管擴徑。對比的是直徑數據，因此1代表1和21臂之和，以此類推，20代表20和40臂之和。

根據現場的MIT定位數據，A1H和A3H的高邊分別為19臂和16臂，代表垂直向上方向，圖中19和16周圍的直徑變化均為正值，代表套管擴徑；對應水平方向的9和6及其附近測量臂均為負值，代表套管受壓。因此判斷兩口井的套管在水平方向受到外力擠壓縮徑并在鉛垂方向發生擴徑；套管受擠壓方向與斷層運動方向一致。

A1H與A3H的測量結果顯示，A1H井套管擴徑量在8～14 mm范圍內，套管縮徑量在6 mm左右；A3H井套管擴徑量和套管縮徑量都在6～8 mm范圍內，實測結果略大于有限元模擬的6.27 mm變形量。這是由于有限元模擬在套管達到強度極限時則按設定停止計算，實際套管超過強度極限后持續變形，直到89 mm射孔槍無法下入后才會被發現，因此模擬的套管變形量應該稍小于實際測量的變形量。此外，圖11的結果表明A1H和A3H的9臂和4臂處存在較大的局部變形(22 mm)，是射孔槍無法下入的直接原因。

圖11 A1H井和A3H井套管內徑變化量Fig. 11 Casing inner diameter variation of A1H Well and A3H Well

4.2 斷層特性與套管變形的聯系

模型a為斷層傾角與套管變形量的敏感性分析，斷層傾角越大，套管越容易達到強度極限，發生變形。圖12展示了不同傾角斷層條件下套管的應力云圖，由圖可知，斷層傾角越大，套管局部應力越大，達到極限強度的變形量越小。

圖12 不同傾角斷層作用下的套管應力云圖Fig. 12 Cloud chart of casing stress under the action of faults with different angles

圖13展示了不同走向斷層條件下套管的應力云圖，模型b1～b5的應力云圖分布變化表明斷層與套管夾角為45°時，套管局部受力最大，受力面積最集中，達到極限強度的變形量最小。

圖13 不同走向斷層作用下的套管應力云圖Fig. 13 Cloud chart of casing stress under the action of faults with different trends

4.3 套管截面的局部大變形

圖14為模型a1，模型c1套管截面最大應力云圖與A1H與A3H井最大變形處的套管截面對比。Y軸方向上下處的套管形貌較為完整，且大于藍色的正常套管基線8～14 mm；X軸方向右側內凹6～8 mm，左側局部存在內凹20 mm左右的大變形。

圖14 套管變形截面模擬結果與現場實測情況對比Fig. 14 Comparison between simulation results of casing deformation section and field measurement

對比圖14中模型a1與c1的套管截面應力云圖，套管截面在一定傾角和走向的斷層作用下，其局部受力不均勻。對比圖14中模型c1的應力云圖和現場實測的套管截面變形結果，發現套管某區域達到極限強度時，X軸方向實測變形較大區域與模擬中局部應力較大區域相關度較高。推測斷層的傾角與走向對套管的共同作用可能是套管截面局部大變形存在的原因。

5 結論

針對壓裂作業后的套管變形問題，本文建議先通過地質資料和套變位置數據進行初步的關聯性分析，再結合套管測井數據總結變形特征，進一步分析套管的受力情況。斷層運動對套管的影響可通過有限元軟件進行模擬，獲取的套管截面應力數據和截面變形量數據可對比現場實測的套管截面變形特征和數據，進而驗證套變原因。基于該思路本文對官東頁巖油區塊的壓裂套變問題進行了實例分析，對壓裂作業造成的套管變形問題研究得到出以下結論：

(1)官東頁巖油區塊X井區的A1/2/3H 3口平行水平井壓裂作業后發現A1/3H兩口井發生套變，兩口井的套變位置與鉆遇斷層位置一致，斷層與該區域壓裂套變問題關系密切。

(2)套管截面的變形特征表明套管主要受水平方向的擠壓，平行地層錯動方向可觀察到套管受壓擴徑的特征；垂直地層滑動方向可觀察到套管受剪切的S型特征，套管變形特征與該區域走滑斷層特征一致。

(3)現場參數條件下的斷層與套管相互作用后的模擬結果與實測的套管變形吻合，模擬套管截面的應力較大區域與實測套管變形較大區域重疊度較高，模擬套管截面的變形量和實測套管的變形數據數量級一致。

(4)斷層傾角和走向的敏感性分析模擬結果顯示，水平運動的斷層，其傾角越大，套管達到極限強度時的位移越小；當其走向為45°時，套管達到極限強度時的位移最小。井眼軌跡設計時可考慮減少鉛垂方向套管與斷層的夾角，水平方向避免套管與斷層成45°的情況。

(5)靠近斷層壓裂作業時，為了降低壓裂作業對斷層的影響，減少斷層的滑移量，需調整壓裂設計方案，降低施工的排量和液量，或改變施工工藝，采取暫堵壓裂的壓裂作業方式。