基于套管保护的页岩气井压裂簇间距优选*

2021-12-13张鑫李军何龙乔智国张迪

石油机械 2021年12期

张鑫李军何龙乔智国张迪

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院 2.中国石化西南油气分公司3.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院 4. 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部)

0 引言

页岩气贮存于埋藏深、岩性致密的页岩当中，其商业化开发需要借助于水平井钻井及水力压裂完井技术。页岩气井压裂的目的是形成多个主裂缝与分支裂缝相互交织的裂缝网络系统，从而获取最大储集层改造体积。页岩储层在被简化成均质无天然裂缝的条件下，依据岩石破裂准则，单条水力裂缝沿着垂直于最小水平主应力的方向扩展，并在裂缝扩展路径及裂缝面附近形成诱导应力(又称应力阴影)。然而页岩储层并非完全均质，多条水力裂缝间应力场相互干扰，在克服两向水平主应力差值的过程中发生偏转或沟通天然裂缝，这样便提高了裂缝网络的复杂程度。从提高页岩气井的产能角度来看，裂缝网络越复杂越好。然而这种压裂过程中井筒附近地应力的重新分布必然会对套管应力产生影响，裂缝扩展方向的不确定性越高，对套管的潜在影响越大。无论是中石油还是中石化页岩气井压裂过程中都出现了严重的套管变形问题。

A.A.DANESHY[1]研究了压裂过程的不平衡裂缝造成套管的挤毁，认为压裂产生了不对称裂缝和不均匀地应力，导致了地层沿着弱界面和破裂面滑移，从而对套管产生了拉伸和剪切作用。于浩等[2]指出，非对称水力压裂会导致地层岩石变形不平衡，造成套管不对称，挤压载荷或套管周围应力亏缺。考虑水力压裂过程中压裂液与地层温度的相互影响，YIN F.等[3]研究了水力压裂过程中的周期性热应力对套管的影响，结果表明冷压裂液引起的环空压力变化会增加套管变形的风险。张炜烽等[4]计算了高泵压大排量体积压裂情况下套管弯曲应力，指出压裂结束时管内突然泄压会使套管处于抗外挤失效的最危险工况。席岩等[5]发现差的固井质量，如套管偏心或水泥环缺失，会使套管承受不对称载荷，使套管的抗挤强度显著降低。刘伟等[6]运用有限元方法模拟了非对称压裂条件下套管受力及变形情况，研究结果表明，井筒周围非对称改造会导致套管发生整体侧向弯曲载荷，在断层存在的条件下会使套管产生严重的剪切变形。连威等[7]在前人压裂液浸泡页岩试验的基础上，建立了页岩强度折减条件下的井筒组合体计算模型，进行了页岩强度降低对套管变形的影响因素分析，发现压裂过程中页岩强度会发生折减，产生垂向位移，从而导致套管在垂向上产生变形。

尹建等[8]建立了压裂过程中水力裂缝扩展诱导应力场计算方法，根据水力裂缝扩展过程中水平最大、最小主应力和诱导应力之间的关系变化，提出了射孔间距优化方案。但是这类的压裂射孔参数优化目的仅仅是为了获得更大的改造体积，未考虑其改造效果对套管应力的影响。因此，本文在前人的研究基础上，在不影响页岩气井改造效果的前提下，综合考虑压裂过程中地应力分布，提出了基于套管保护的页岩气水平井压裂段簇间距优化方法。研究结果对于解决页岩气水平井压裂过程中出现的套管变形问题有一定的指导与借鉴意义。

1 威荣区块套管变形规律统计分析

威荣区块页岩气储层深，具有高破裂压力、高停泵压力、高闭合压力的特征，为获得好的增产改造效果，需要进行大规模、甚至超高压压裂。截至2019年初，在威荣区块完成改造、试气的6口井中，5口井出现套管变形问题。这影响了泵送桥塞及射孔枪联作实施，导致有利储层无法实现针对性改造，放弃的压裂段数量达14段。同时也影响了页岩气的产能建设，造成投入物资浪费。

目前发生套管变形的5口井15处位置如图1所示。从图1可以看出，变形主要发生在第6～13段压裂期间，其中水平段中部6次，A靶点附近6次，B靶点附近3次。在发生套变后致使电缆泵送桥塞及射孔枪遇阻，相应工具不能通过下入，影响后期压裂。

图1 威荣区块一期套变井套管变形位置统计

在出现的套变井中，仅在威页11-1HF井遇阻位置4 698 m处进行了打铅印作业，证实发生套变。从出井铅印可以看出，铅印一侧出现磨损，说明套管至少出现一侧内陷变形。推测其可能受到地层的挤压作用或者断层的剪切作用。

由以上统计可总结得出，套管损坏大多发生在后半段，也就是压裂的前几段内套损发生概率很小。可以理解为多级压裂造成套管损坏变形是一个累积的过程，前面压裂导致地应力发生变化(非均匀，不对称)且不断累积，在后续压裂过程中这种累积的非均匀地应力直接作用在水泥环-套管组合体上，或者激活存在的天然断层进而剪切套管。当套管承受的等效应力大于其屈服强度后，套管发生变形。当变形量达到一定数值后，会导致井下工具下入遇阻。从现场反馈的结果来看，套管变形发生位置与天然裂缝分布有一定的对应性，但也存在套管变形位置处不存在天然裂缝或断层的情况。从根本上说，都是压裂过程中地应力变化引起的，因此本文只探讨压裂过程中近井筒诱导应力叠加效应及不同簇间距条件下地应力情况。初步可以认为，套管变形的主要原因是多级压裂过程中水力裂缝的非均匀扩展而造成的近井筒地应力非对称累加效应。

2 裂缝诱导应力模型

2.1 单条裂缝

为了使裂缝更容易起裂，在压裂设计中，射孔方向即裂缝起裂方向往往垂直于水平最小主应力方向。假设无限大页岩储层中一条垂直于井筒的裂缝在水平方向上对称扩展，简化模型如图2所示。

图2 水平方向上对称裂缝扩展示意图

裂缝扩展过程中，对附近页岩产生应力干扰作用，进而引起近井筒地应力重新分布。根据弹性力学基本理论，需要联立弹性力学的平衡微分方程、几何方程及物理方程求解。前人求得图2坐标系下两个方向的近井筒地应力解析解为[9]：

(1)

(2)

式中：σX、σY分别为X、Y方向上的诱导应力，MPa;pn为裂缝内净压力，MPa;L为裂缝半缝长，m；r为该位置到裂缝起裂位置的距离,m；r1、r2分别为到裂缝尖端的距离,m；θ为该位置与起裂位置处裂缝面的夹角，(°)；θ1、θ2分别为该位置与裂缝尖端的夹角，(°)。

2.2 多级压裂裂缝诱导应力计算模型

页岩气井压裂段内往往进行多簇射孔，多条水力裂缝同时扩展，相互干扰。假设多条裂缝垂直于井筒起裂并相互平行扩展，多级裂缝扩展的物理模型可以简化为图3所示模型。

图3 多裂缝扩展诱导应力叠加示意图

首先以其中任意一条裂缝作为研究对象，则该裂缝附近沿井筒方向的地应力变为：

(3)

水平最小主应力、裂缝壁面净压力以及裂缝内液体压力之间的关系为：

σh+pn=pL

(4)

式中：pL为水力裂缝内液体压力，MPa。

压裂过程中，水力裂缝向前扩展，裂缝壁面净压力与地应力相互作用，引起地应力大小改变；另一方面地应力的变化又会反作用于裂缝净压力。根据地应力与裂缝面净压力的相互作用，式(4)可以写为：

(5)

裂缝稳定扩展过程中一定的时间内，裂缝内的液体压力可以被认为近似恒定，于是联立式(4)和式(5)并将式(3)带入，则有：

∑σX+Tn=pn

(6)

式中：Tn为修正后的裂缝面净压力，MPa。

令

则式(1)可以进一步简化为：

σX=-pn1A

(7)

在图2所示的多级裂缝扩展条件下，设n条人工裂缝的最初裂缝面净压力分别为pn1，pn2，……，pnn，其修正后的净压力分别为Tn1，Tn2，……，Tnn，裂缝i对裂缝j产生的诱导应力系数用Aij表示。在公式(6) 所列的平衡条件下，列出对应的矩阵方程[10]：

(8)

根据前面推导的二维垂直单裂缝扩展诱导应力分布公式，则n条水力裂缝扩展过程中诱导应力大小为:

(9)

(10)

式中：σXn、σYn为第n条裂缝扩展过程中产生的诱导应力在水平最大、最小主应力方向的分量，MPa；Tnn为第n条裂缝壁面修正净压力，MPa。

按照矢量的叠加原理，前面压开的n条裂缝在井筒附近点(x，y)处产生的诱导应力总和可以写成：

(11)

3 多级裂缝扩展有限元模拟

3.1 模型建立及参数条件

借助有限元模型，模拟计算了不同裂缝间距下多裂缝扩展规律及地应力变化规律。模型示意图如图4所示，模型宽度为500 m，长度为500 m，共模拟段内5簇裂缝的起裂和扩展过程。裂缝间距分别为10、20和30 m。最外侧 2 条裂缝距离边界最小为 190 m，能够消除边界条件的影响。

图4 预置水力裂缝有限元模型

采用多孔介质流固耦合单元模拟页岩储层岩石的性质。预置5条射孔孔道，采用cohesive单元模拟水力裂缝的扩展。页岩岩石弹性模量为 30 GPa，泊松比为 0.25。页岩气藏渗透率为 0.1 mD，孔隙度为 6%。初始X方向有效应力为86 MPa，Y方向有效应力为 102 MPa。扩展准则采用 “Benzeggagh-Kenane” 形式的损伤模式 (能量 BK 准则)，断裂能为 9 000 J/m2。

模型中通过设置分析步，按照从右到左的顺序依次压开。压裂液(清水)黏度为 0.001 Pa·s，注入排量为 10 m3/min，注入时间为 100 s 。

3.2 计算结果

运用有限元软件模拟计算了多簇裂缝扩展时沿井筒与垂直于井筒方向的地应力变化情况，分别如图5和图6所示。

图6 压裂结束后S22方向地应力模拟结果

S11表示水平最小主应力方向，也就是沿着水平井筒的方向。从图5计算结果可以看出，小簇间距条件下裂缝间干扰现象越明显，地应力增加值更大。但整体来看，大簇间距条件下整个压裂段对井筒周围地应力地影响范围更大。

S22表示水平最大主应力方向，也就是垂直于水平井筒的方向。垂直于井筒方向的地应力变化更容易引发对套管的剪切破坏。由于页岩地层的非均质性及复杂的地应力条件，人工水力裂缝不可能总是按照射孔方向向前扩展。数值模拟刚好随机模拟了这种情况，如图6所示。正是这种裂缝随机扩展造成了井筒周围应力非对称的累积、叠加，引起井筒周围地层变形进而挤压套管，使套管发生变形。

图7是正常压裂条件下与压裂段距离不同位置处近井筒地应力增加情况。数据提取点位于第5级裂缝左侧近井筒位置，距离第5级裂缝D分别为10、20、30、40和50 m。从图7可以看出，多级裂缝扩展结束后，近井筒地应力整体明显增加。而在压裂过程中，地应力成波动性增加，当进行第3级压裂之前，由于数据点距离压裂位置较远，该处近井筒地应力变化不明显。由此可见，压裂过程中地应力累积及传播有一定的范围。同时，从第5级裂缝压裂过程中可以看出，距离压裂段越近，近井筒地应力波动范围越大。在这种地应力条件下，套管反复承受交变载荷，更容易发生变形失效。

图7 压裂过程中近井筒不同位置处地应力变化情况

4 簇间距对地应力影响分析

压裂过程中套管变形往往发生在后续压裂段位置，如23-1井，进行第二段压裂结束后，第5段压裂段位置出现了套管变形问题。因此有必要研究整段压裂结束后对地应力的影响。

为了说明多个压裂段施工后对近井筒地应力的影响程度，取距离最后一级裂缝后方100 m位置处近井筒地应力增加值绘制图形。不同压裂参数下，压裂后S11和S22方向上的地应力增加情况如图8所示。

图8中M表示簇间距，即簇间距分别为10、20和30 m。由图8可以看出，在与最后一级水力裂缝距离相同位置处，地应力随簇间距缩小而增大。也就是说，簇间距越小，地应力区域性累积效应越明显，引起近井筒地应力增大。但是整体来看，段长相同时，段内簇间距越小，地应力变化区域范围越小，对近井筒应力影响有限。

图8 距离最后一级裂缝相同位置处地应力增加值

为了反映不同压裂条件对同一位置处套管应力的影响，对比不同压裂参数下，距离压裂段中心同一位置处近井筒地应力的变化情况，应力值获取点位于中心裂缝左侧100 m位置。计算结果如图9所示。

图9 距离压裂段中心相同位置处地应力增加值

从图9可以看出，簇间距越大，该位置处地应力增加值越大。可以理解为大簇间距条件下，应力变化波及范围更广，该位置处地应力增加值更大。若压裂段附近天然裂缝/断层比较发育，则滑移剪切套管的风险更大。随着簇间距减小，距离压裂段中心相同位置处地应力变化幅度越小。也就是说，在簇数不变的前提下缩小段长有助于减小段间地应力相互影响。

为了分析段内多簇工艺对近套管变形问题的影响，模拟计算了不同簇数条件下近井筒地应力的变化情况。沿井筒方向选取一条近井筒路径，输出路径上的地应力值并绘制图形，如图10所示。从图10可以看出，当段内裂缝簇数较多时，近井筒地应力分布更为均匀。其原因是一方面在压裂液排量一定时，段内簇数越多，每簇的液量越少，裂缝扩展相对距离较短，裂缝网络复杂程度降低；另一方面，随着簇数增加，近井筒地带改造程度提升，井筒处于更接近均匀的液压环境，没有极端载荷，套管处于更为安全的状态。

图10 不同簇数条件下近井筒地应力的变化

5 现场应用

目前现场可以实施两种缩小簇间距的分段压裂措施：第一种是段内多簇压裂工艺，即分段段长不变，而增加段内簇数来达到缩小簇间距目的的压裂工艺；第二种为密切割分段压裂工艺，即分段簇数不变，而缩小分段段长的分段压裂工艺。与段内多簇工艺相比，在改造水平段段长不变的情况下，密切割分段压裂工艺所需压裂段数更多，从而增加压裂工具下入次数和施工作业成本。

威页23-1HF井前期出现了严重的套管变形问题，丢失3段压裂段。在总结与论证后现场选择威页23-4HF和威页23-5HF两口井开展先导试验，以提高单井产量及验证预防套变的措施，保障威荣一期和二期产建的顺利实施。压裂设计采用段内多簇压裂工艺，在施工压力上与威页23-1HF井相比，威页23-4HF等4口井采用95 MPa限压，加砂阶段施工压力普遍小于80 MPa。同时施工排量相对较低，具体参数见表1。