页岩-液体作用对套管变形的影响研究

2021-01-27蒋祖军

西南石油大学学报(自然科学版) 2021年1期

李皋，李泽，蒋祖军，于浩，何龙

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500

2.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳618000

引言

页岩储层渗透率低，其开采通常采用水平井结合体积压裂的方式[1]，但压裂后常造成套管变形甚至挤毁的现象，资料显示，中国石油威远地区开发前期套管变形井占总井数的50%以上，中国石化威荣地区前期完井的6 口井，有5 口井发生了套管变形现象[2]。套管变形问题已成为制约页岩气高效开发的瓶颈。

学者们针对页岩气开采过程中面临的套管变形开展了大量研究。Zoback 等指出，在页岩储层压裂过程中将产生剪应力场，在剪应力作用下储层将沿页岩层理面或天然裂缝滑移从而导致套管变形[3-6]。Furui 等指出，在大斜度井中由于压裂作业可以导致储层的压实效应，会带来井筒失稳和套管变形问题[7]。练章华等针对压裂改造过程中的页岩地层开展分析，认为体积压裂过程中会出现张应力及零应力区，各级压裂之间相互干扰而出现“亏空连通”现象，迫使套管发生弯曲变形和轴向S 形变形[8]。林铁军等认为，压裂导致的地应力重分布与岩石力学性能下降是造成套管变形的原因[9-10]。席岩等指出，压裂过程中力-热耦合作用将对套管变形产生影响[11-12]。同时，固井质量对套管变形的影响也是相关学者的关注重点[13-14]。

引发套管变形的原因复杂，前人对套管变形的研究多集中于储层构造特征及储层所处的复杂应力场环境，关于页岩本身性质及页岩-液体作用对套管变形的影响研究较少。

基于页岩微观机理及力学性质研究，提出液岩反应产生的作用力对套管应力具有显著影响。减少水泥环弹性模量能够降低套管应力峰值强度。根据测井资料解释成果预测可能出现的套管变形区，在该区域采用密集射孔方式，对防治页岩-液体作用导致的套管变形问题具有积极效果。

1 页岩-液体作用机理及影响

岩石矿物含量是影响页岩物理性质的重要因素，采用威远地区龙马溪组页岩开展矿物成分分析，测试结果如表1 所示。

由表1 可见，龙马溪组页岩所含主要矿物成分为石英及黏土矿物。但黏土矿物中主要为伊利石及绿泥石，不含水敏性黏土矿物，混层比低。可见页岩岩性表现为硬脆性，水化膨胀能力弱。

表1 页岩矿物组分分析Tab.1 Analysis of shale_mineral components %

利用成像测井资料对页岩构造特征开展分析，如图1 所示。

图1 页岩成像测井显示图Fig.1 Imaging logging of shale

图1 成像测井解释中左侧为页岩层理缝、右侧为压裂缝，内部显示为不同角度的天然缝。可见页岩结构致密，成层理状分布，同时发育有天然裂缝，压裂后形成的人工裂缝将沟通层理及天然裂缝，为液相提供渗流通道。

为测试地层压力环境下工作液与页岩反应后的岩石形变情况，现利用泥页岩应力应变测试仪测试页岩在恒定压力环境下的形变。利用油压泵将压力设置为30 MPa，5 次实验结果如图2 所示。

从图2 可见，液体-页岩反应作用下的页岩形变程度较低，压力作用下浸泡24 h 后的页岩应变均低于0.5%，但其形变程度呈现出随时间增长而增加的趋势。页岩在液体作用下引起裂缝的层间膨胀[15]，从而导致页岩的形变。压裂后形成的压裂缝将提升液相侵入页岩的能力，造成页岩-液体反应后的岩石形变量增加。但由于页岩的水敏性黏土矿物含量少，导致页岩在液相作用下的应变总体较低。

图2 压力作用下页岩线性应变Fig.2 Linear strain of shale under pressure

选取8 块威远龙马溪组页岩岩样开展三轴压缩实验，测试液岩反应后的岩石力学参数变化情况，实验测试结果平均值如表2 所示。

从表2 可见，页岩力学强度较高，液岩反应后的力学参数下降不明显，保证了液相侵入后仍具有较高的弹性模量及抗压强度，因而与液相反应后的页岩在小变形情况下能产生较高的作用力。

表2 页岩-液体作用对力学性质的影响Tab.2 Effect of shale liquid interaction on mechanical properties

2 页岩-液体作用对套管变形的分析

选取JH-11 井分析套管变形与岩石性质间的关系，如图3 所示。

据图3 可见，JH-11 井该段共出现了3 个套变区域（图中虚线框部分），可见套变均处于泥质含量较低而弹性模量较大的区域。

3 个套变点处的岩石弹性模量分别为77.5，80.3和64.9 GPa，深度2 920 m 处的套变点弹性模量最大，据多臂井径测井结果可见，此处的套变问题最为严峻。

图3 JH-11 井岩石力学参数与套管变形之间的关系Fig.3 Relationship between rock mechanical parameters and casing deformation in Well JH-11

计算JH-11 井井周岩石体积应变及考虑液岩反应的套管应力与套变区域的关系，建立了如图4a 所示的网格模型。将测井解释得到的岩石力学性质及应力场随井深分布等数据进行分析，液岩反应后的岩石形变对应力场的影响满足[16]

井周的岩石应变和套管应力计算结果如图4b所示。

从图4b 可见，该井段的3 个套变区域均发生在井周岩石应变较低的井段，这是由于该区域岩石性质均为弹性模量较高而泥质含量较低的页岩。

液岩反应后的页岩能产生较强的作用力，套管上应力在考虑液岩反应后，超过了P110 套管的屈服强度758 MPa，产生了套管变形现象。

图4 岩石应变与套管应力之间关系Fig.4 Relationship between rock strain and casing stress

页岩-液体作用后的岩石变形程度与工作液的波及范围有关，不同工作液波及范围下岩石形变量计算和实测结果见图5。

图5 页岩地层形变量与实测套管变形量对比图Fig.5 Comparison between shale formation deformation and measured casing deformation

由图5 可见，套管形变量总体处于10∼30 mm。页岩地层形变量与工作液波及半长成正比，但增长速率呈现降低趋势。工作液波及半长在50∼160 m时，页岩地层的形变量为10∼30 mm，与套管形变实测数据大致吻合，表明页岩-液体作用导致的页岩形变是造成套管变形的重要影响因素。

3 基于页岩-液体作用机理的套管变形对策探讨

液岩反应产生的作用力是影响套管变形的重要因素，本文通过COMSOL 探讨改变水泥环性能及密集射孔对套管变形的影响。

水泥环的弹性模量及泊松比是水泥环的重要力学性能，本文通过改变水泥环的弹性模量和泊松比，分析水泥环性能对套管应力的影响，计算结果如图6 所示。

从图6a 可见，水泥环弹性模量对套管应力有较明显的影响，表现为水泥环弹性模量越小，套管应力峰值强度越低。在作业现场可通过使用泡沫水泥的方式实现对水泥环弹性模量的大幅度降低，相关文献表明，当泡沫体积分数超过20%时，水泥石的弹性模量降低至3.7 GPa[17]，此时，水泥环具备弹塑性和抗冲击能力，将削弱液岩反应产生的作用力对套管应力的影响，从而起到保护套管的作用。图6b表明，水泥环泊松比对套管应力的影响微弱，这是由于套管与地层之间的空间有限，通过泊松比调节水泥环变形性能从而削弱页岩-液体作用对套管变形影响的效果不明显。

图6 水泥环性能对套管应力的影响Fig.6 Influence of cement performance on casing stress

根据JH-11 井固井质量测井解释结果可见（图7），在深度2 840∼2 890 m 处固井质量好，但同样出现了套管变形的现象。这是由于固井水泥环与地层及套管接触的两个胶结面均胶结良好，液岩反应产生的作用力无法释放，导致在该处产生套管变形。

图7 2 842∼2 850 m 井段固井质量及多臂井径测井解释图Fig.7 Interpretation of cementing quality and multi arm caliper logging at 2 842∼2 850 m

基于上述分析，利用COMSOL Multiphysics 模拟在可能出现的套管变形区域开展射孔作业，分析射孔后的套管应力变化，计算参数见表3。

射孔对套管应力的影响结果如图8 所示。

从图8b 和图8c 可见，射孔后孔眼位置处出现了明显的应力集中现象，但与图8a 中未射孔时的套管应力分布相比，在孔眼外的其他区域，套管应力均出现了一定程度的降低，远低于P110 级套管的屈服强度（758 MPa）。这是由于射孔孔眼的出现为液岩反应产生的作用力提供了释放空间，导致该作用力在施加于套管前出现了衰减。

相关研究指出，随着射孔密度的增加，射孔孔眼附近的应力逐渐增大，而套管强度下降，但二者变化幅度较小，在孔密小于20 孔/m 时，对套管强度影响不明显[18-19]，表明密集射孔对解决因页岩-液体作用而造成的套管变形问题将起到积极效果。