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0 引 言

近几年我国在页岩气井钻探开发方面逐渐取得了重大突破，初步形成了工业化生产规模。但也暴露出了不少问题，主要集中在水平井钻井成本高、施工难度大、投产套管体积分段压裂成本高、井筒套管经常发生失效等方面。而且国内页岩气开采存在着超大位移水平井开发需求、钻井完井质量控制难度大、多次超高压套管体积分段压裂作业、页岩气井筒生产寿命较长等特殊性，因此，如何避免发生页岩气井套管柱失效，延长其开采寿命就成为页岩气开采方面的一个重要课题。页岩气井筒套管发生失效包括变形、破损、密封失效等情况，本文主要就页岩气井套管变形的原因进行分析。

1 页岩气储层环境

1.1 地质结构

页岩气是以多种相态存在并富集于泥页岩(部分粉砂岩)地层中的天然气[1]。页岩气储层致密,以纳米孔隙为主,赋存于富有机质的细粒沉积岩中(通常指页岩),岩石中包含有机质、矿物质、流体(包括水和气体)等组成部分。储层有很多种岩石类型,不仅包括富有机质的高碳泥页岩，还包括黑色页岩所夹的薄层泥质粉砂岩和各种砂岩。页岩分布和岩石组成表现为多样性和非均质性,这使得储层中孔隙结构以及渗流特征差异很大,在研究页岩气储层时必须区别对待[2]。其特点主要体现在气层埋藏深，厚度大，储层岩性致密，连通性差，属于低渗气藏。

1.2 页岩气储层的非均质性

页岩组成和结构特性使得页岩气储层非均质性很强，并有纵向、横向非均质性之分。纵向非均质性是纵向上岩石组成、结构构造、孔隙特征、储气性能等的变化规律，横向非均质性则是平面上的分布特征[3]。

2 页岩气井套管变形失效原因分析

2.1 页岩气井套管变形失效情况

由于轴向应力变化、以及套管外挤压力大于内压力等因素的作用所造成的套管一处或多处缩径、挤扁或弯曲等形状变化，统称为套管变形损坏，简称套管变形。经过现场调查分析，页岩气井套管变形类型包括缩径变形、挤扁变形和弯曲变形。页岩气井在生产作业中经常出现生产工具(泵或悬挂器等)无法下入遇阻的情况，经分析，这是因为页岩气井的套管发生了变形损伤。对出现井下套管变形的，采用多臂井径测井成像技术(即通过对多个独立测量臂测量数据的处理，得到实时的井径仿真三维图像，来实现对油管、套管的变形、弯曲、断裂、孔眼、内壁腐蚀等情况的实时判断)对套管变形损伤区域进行检测，并在多臂井径测井成像仪器上形成套管变形部位几何结构的仿真图。图1就是实际检测得到的页岩气井的套管缩径变形和弯曲变形的变形部位仿真图。

图1 套管缩径变形和弯曲变形的变形部位仿真图

2.2 页岩气井套管变形比例统计

页岩气目前开发多采用水平井多级分段射孔压裂技术[4]。经过对我国某矿区XX1、XX2两个页岩气区块75口水平压裂井 (已完成64口，正压裂11口)的套管状况的进行调研，其中24口井发生套管变形，占总井数的32%；其中6口井套管变形损伤严重，损伤位置见表1。因套管变形影响改造段数56段，储层改造完成率(1 211段)95.4%。其中2014年完成9口水平井压裂，其中3口井发生套管变形，占完成井的33.3%；因套管变形影响改造段数8段，储层改造完成率(175段)95.4%；2015年66口水平井压裂(已完成55口，正压裂11口)，其中21口井发生套管变形，占压裂井的31.8%；因套管变形影响改造段数48段，储层改造完成率(1 036段)95.4%。

表1 套管变形损伤位置

套管发生变形井已经接近施工总数的5%，而且多段变形的情况也不在少数，对于后期的施工、生产造成了很大影响。

2.3 页岩气套管变形失效井工程参数

表2是套管变形失效部位在页岩气井中的位置，以及变形部位与水平井A点和B点之间的相对距离等工程参数。

表2 套管变形失效部位的位置参数 m

续表

从表2可见，在靠近B点的井段发生变形失效的概率很低，其主要发生在压裂井段的中部区域和A点附近，发生套管形变失效的井段占总失效井段56.2%。

套管变形失效井段的工程参数见表3。

表3 套管变形失效井段的工程参数

通过对表3变形失效井段工程参数分析可以得出：绝大部分套管变形失效井段固井质量为优，固井质量与套管是否发生变形失效没有显著的相关性。但由于大型分段体积压裂条件下初始的固井水泥环可能会发生破坏，当套管外水泥环出现缺失的时候，如果套管承受高内压(如压裂工况)，就会使套管局部处于应力集中状态，甚至导致套管变形。

还可以从统计数据中得出，套管变形失效区域绝大部分狗腿度比较小，对套管产生的弯曲效应较小；变形失效区域基本上都在最上一级压裂射孔顶界以上，且距离比较远。另外，通过用多臂井径测井成像仪器对井下套管形状进行检测，射孔井段的套管没有发生显著的变形，因此，射孔本身不是导致套管变形失效的直接原因。

2.4 页岩气井压裂作业与套管变形失效的关系

通过现场工况调研及国内外专家学者研究成果，页岩气水平井分段压裂后均出现套管变形现象，具有如下特点：1)所有套管变形均发生在某段水力压裂结束后。2)发生变形位置距离上一级压裂存在一定距离；3)变形现象随压裂段数的增加而加重。

页岩气井压裂作业后，压裂注入水沿裂缝进入泥页岩层，加速泥页岩水化膨胀，产生异常高应力或剪切力；另外压裂后地层应力的再次平衡时的应力升高等，这些都会使压裂段的套管所受外部应力明显增加，从而导致套管一些部位发生变形失效。所以页岩气井压裂作业是导致套管变形失效的主要因素之一。

2.5 页岩气井套管变形失效区域的地质特征

除去工程施工因素对套管变形失效的影响，我们还对XX1、XX2区块发生套管失效的页岩气井地质方面进行了统计，结果见表4。

表4 页岩气套管变形失效井地质特征统计

注：只有一种地质特征发生失效的共7口井，占失效井33.3%；失效区域包含两种地质特征的共2口井，仅占失效井9.5%；失效区域包含三种地质特征的共12口井，占失效井57.2%。共13口井在A点附近存在套管失效，占失效井比例高达62%。

从表4可以得出：

1)存在断层的区域发生套管变形失效率最高，其次为存在层间穿越的钻遇情况，近井筒存在各向异性时套管变形失效发生率相对较低。

2)断层与套管变形失效的相关性最高，地质导向过程井眼轨迹的层位间穿越与套管变形失效相关性次之，近井筒地层各向异性影响相对最小。

3)在A点附近出现如上三种地质特征，最易引起套管变形失效。

2.6 页岩气井套管的质量因素

在油气井开采过程中，造成套管发生损坏的因素很多[5]，本文主要是在页岩气井所用套管的钢级、尺寸和材料质量符合标准要求的情况下，分析套管的服役工况和井下人工作业等方面的因素对套管变形失效的影响。

3 结 论

1)页岩气井套管变形失效主要发生在水平井分段压裂中后期，且主要集中在A点附近。

2)当页岩气井出现断层、层位间穿越与近井筒地层各向异性时，套管变形失效产生的几率会增加，其中断层条件下发生套管变形失效的概率很大，因此断层剪切引起套管相对错动是套管变形失效原因之一。

3)固井质量与套管变形失效没有明显的关联，但水泥固井后易在套管周围产生微环隙局部缺失，造成高内压下套管处于应力集中(非均匀)，导致套管塑性变形。

4)页岩气井压裂作业是导致套管变形失效的主要原因。