路千里，刘壮，郭建春，何乐，李彦超，曾冀，任山

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500；2.川庆钻探公司井下作业分公司，成都 610052；3.川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部，成都 610052；4.中国石油西南油气田公司工程技术研究院，成都 610052；5.成都劳恩普斯科技有限公司，成都 610000）

0 引言

水平井体积改造技术已成为页岩气实现有效开发的关键技术，并形成了以“大排量滑溜水+可溶桥塞”及“密切割分段分簇+暂堵转向”为代表的水平井体积压裂核心技术[1-3]。页岩气水平井在高强度压裂过程中，易出现套管变形（简称套变）现象[4]。截至2019年底，长宁—威远地区累计完成压裂施工井 187口，发生套变井75口，占比40.1%，累计174段压裂段无法正常施工[5]。套变会影响井筒完整性、阻碍井下工具下放，甚至导致部分压裂段放弃改造，极大影响现场施工效率[6-7]。

现有研究认为页岩气水平井改造诱发套变的因素主要有天然裂缝滑移剪切井筒、井筒管壁屈服挤毁及热应力损伤[8]。在裂缝滑移剪切井筒导致套变研究方面：廖仕孟等基于现场施工数据分析了长宁、威远及昭通等区块套变井特征，认为天然裂缝滑移剪切是导致该地区套变的主要原因[9-11]；高利军等利用数值模拟软件分析了压裂破碎带、地层滑移、固井质量、天然裂缝等多种因素对套变的影响[12-16]；付盼等基于大型物模实验装置分析了天然裂缝参数对套变的影响[17-18]。总体来看，关于天然裂缝滑移剪切井筒的研究多侧重于对套变现象、套变规律进行分析，而针对压裂过程中裂缝滑移、套管受力、破坏机理、套变快速预判、套变风险应对等方面的研究相对较少。……