頁巖氣水平井套管變形防治技術

趙祚培 鐘 森 鄭 平 喬智國 舒笑悅

（1.中國石化西南油氣分公司工程技術管理部，四川 成都 610041；2.中國石化西南油氣分公司頁巖氣項目部，重慶 永川 402160；3.中國石化西南油氣分公司石油工程技術研究院，四川 德陽 618000；4.電子科技大學成都學院，四川 成都 611731）

0 引言

威榮氣田位于四川省威遠縣，2019 年進入頁巖氣產能建設階段，是國內首先開發的深層頁巖氣田。威榮氣田為向斜構造，埋深為3 600～3 850 m，地層壓力為68.7～77.5 MPa［1］。氣田的①～⑤號層位的優質頁巖段平均厚度為35 m 左右，垂向應力平均為89.6 MPa，平均最大水平主應力為98.6 MPa。2018年部署5口評價井，平均水平段長為1 432 m，水平段采用Φ139.7 mm×10.54 mm×125 V 油層套管完井，套管內徑為118.62 mm，抗外擠強度為120.2 MPa。采用大通徑橋塞和全可溶橋塞分段，單段采取2～3 簇射孔，平均單井液量為36 800 m3、砂量為1 100 m3，主體排量為12～15 m3／min，主體施工壓力為85～90 MPa，表現為施工壓力高、難以形成縫網的特征。

1 前期套變情況

壓裂過程中5口評價井均發生套變，套變點達15處，共丟失14 段／941.4 m（圖1），占總水平段長度的13%。輕微套變后采用大排量洗井、換小尺寸橋塞、橋塞與射孔槍分體泵送等措施能夠保持繼續壓裂；若套變嚴重，需采用連油通井、鉆磨、修井機修井等處理井筒，壓裂設備停待時間長，儲層丟失較多，嚴重影響了評價進度和評價效果，費用大幅度超投資［2］。

圖1 威榮前期套變丟失的段長與段數統計圖

統計出5 口井套變的各項參數（表1），套變主要發生在水平段中部和A點附近，B靶點無套變，套變點與最近射孔段間距為150～350 m，這與相鄰的長寧-威遠氣田情況相似［3］。套變點全角變化率在10°／100 m 以內，大部分點相鄰位置裂縫或斷層較為發育，部分井段固井質量較差。采用連油通井、打鉛模、多臂井徑測井的方法，計算套管內徑變形量為9.00～38.62 mm，大部分變形量小于20 mm，套管內徑縮小至100 mm以內。

結合統計分析及其它氣田的研究成果，初步認為套變由地質和工程綜合因素引起［4-5］。①壓裂誘導地層剪切滑移。威榮氣田為走滑應力模式，易形成走滑斷裂，在斷層、裂縫發育或巖性變化大的位置，大型壓裂聚集的能量可誘導頁巖層段滑移，對套管產生非均勻載荷擠壓［6-7］。利用軟件模擬對套管加載100 t 的載荷，10.54 mm 壁厚套管可縮徑9 mm。②套管疲勞損傷［8-9］。壓裂中套管承受較大溫度變化［10］，井筒長時間保持高壓，并且實施了瞬時停泵測試、快速升降排量、超大規模泵注等試驗，部分井出現砂堵，井底壓力變化量達50 MPa以上。

表1 5口井套變位置及參數統計表

2 套變預防措施

威榮氣田進入產能建設階段后，為防止套變影響開發進程和效果，采取了多種預防措施避免出現大量丟段。

2.1 提升井軌跡及固井質量

通過套管抗外擠強度與全角變化率的模擬（圖2），全角變化率大于16°／100 m（5°／30 m）時，抗外擠強度則降低較多，需要提升水平段的軌跡平滑度［11］。針對巖性變化大、地層傾角大的井，水平段鉆井由滑動導向改為旋轉導向等更成熟的工程技術控制軌跡，加強隨鉆跟蹤調整，控制全角變化率小于16°／100 m（5°／30 m），靶窗控制在3 m以內，優質頁巖儲層鉆遇率均能達到100%。

改善固井質量［12-13］，前置液四級沖洗，驅油沖洗液＋驅油沖刷液＋水基隔離液＋水基沖洗液，水泥漿使用彈韌性防氣竄體系，設計尾漿為常規密度，領漿為高密度。交叉使用整體彈扶和聚酯旋流剛扶，扶正器外徑為215.9 mm，可保持套管較好居中度，目前水平段固井質量優良率平均達92%。

圖2 全角變化率與套管抗外擠強度模擬圖

2.2 增加套管抗壓級別

提升套管鋼級［14］，在產能建設井中推廣使用頁巖氣專用125SG鋼級套管（表2），壁厚從10.54 mm加厚至13.49 mm，內徑不變，抗外擠強度由120.8 MPa增加至159.4 MPa，超過壓裂中井底壓力，增加了38.6 MPa，利用力學軟件模擬非均載荷及剪切載荷下套管變形量（表3），發現Φ145.6 mm×13.49 mm套管能抵抗大部分擠壓和剪切載荷。在300 t 載荷下套管最大縮徑量為17.4 mm，直徑縮小到101.22 mm，可滿足小尺寸橋塞的通過和座封，仍能實現分段。

2.3 儲層識別及設計優化

利用區域三維地震數據，根據鉆遇及壓裂竄通情況，重新認識斷層、裂縫發育狀況，分為斷層、疑似斷層、裂縫發育段三類，并采用針對性的參數設計及施工原則。①分段時避射明確的斷層位置，鄰近段規模降低30%，排量降低至12 m3／min 以下；②疑似斷層和裂縫較為發育段減少20%～30%規模；③對鉆遇巖性變化大的井段，分段不跨類，將相似井段化分成一段；④拉長段間距和簇間距，減小單位長度上的改造強度；⑤施工壓力控制［15］，單段射孔為6～8 簇，多簇進液降低施工壓力；主體排量為12～14 m3／min，較前期減小了2～3 m3／min，壓力維持在85 MPa 以下，盡量保持平穩，頂替階段采取階梯降排量減小壓力激動［16-17］。

表2 產能建設階段前后使用的套管參數表

表3 模擬套管不同載荷下變形量表

3 套變后處理措施

3.1 處理程序

對于套變井，經過多次嘗試，摸索出一套標準化的處理流程。采用全可溶橋塞，可解決意外坐封后快速處理及壓后井筒暢通的問題［18］。若泵送103 mm橋塞出現輕微遇阻，電纜張力變化小，井筒可能輕微變形，提出工具串后大排量高黏度膠液沖洗井筒，保證水平段內無沉砂，更換95 mm 小橋塞泵送。若無法通過則可將橋塞和射孔槍單獨泵送，長度減小后有利于通過。若95 mm 橋塞仍不能通過則采用多臂井徑儀測井或鉛模判斷套變情況，利用73 mm、60 mm小射孔槍射孔開展全段暫堵壓裂。

3.2 多級暫堵分段

對于套變嚴重的井，現有尺寸橋塞均無法通過，采用連續油管帶小尺寸射孔槍全段射孔后，利用暫堵工藝進行分段壓裂［19-20］。自主研發了一種可溶合金材料（圖3），制成的暫堵球承壓級別達到70 MPa，可根據需求調整配方，實現2～180 h 溶解時間可調。采用暫堵球＋暫堵劑的組合增強縫口堵塞效果，暫堵球直徑為13.0～15.5 mm，使用數量為一次暫堵孔眼數的0.8～1.2 倍，暫堵劑使用量為100～300 kg／段，泵送排量為5～8 m3／min。

4 應用效果

2019 年在15 口井實施套變防控措施，仍有6 口井發生套變（表4），套變井占40%，相比前期大幅降低，套變位置減少，套變程度減輕。采用小射孔槍射孔、多級暫堵分段等補救手段，丟段比例減小至8%，其中一口井正修井，實施套變防控措施后丟段比例可降低至3%。

圖3 頁巖氣用縫口暫堵劑及暫堵球實物圖

表4 2019年產能建設第一批井套變情況統計表

WY43-1HF 井壓裂第1 段即發生套變，第2～19段（井段長為1 304 m）采用73 mm槍射孔60簇，每簇長為1 m，分18 次暫堵壓裂，單次加砂量為85 m3，排量為14 m3／min。壓裂中采用廣域電磁法進行裂縫監測（圖4），裂縫首先在中部起裂，全部壓完后顯示壓裂液延伸范圍廣，計算壓裂液有效波及長度為150～350 m、寬度為50～100 m，改造體積約為2 238×104m3，沿水平段橫向改造較為均勻，多級暫堵有效。WY43-1HF 井2020 年初投產，目前累計產氣量為2 700×104m3，穩定輸氣量為10×104m3／d，增產效果顯著。

圖4 WY43-1HF井第1段（左）及全井（右）壓裂監測情況圖

5 結論及認識

1）威榮氣田斷層、裂縫較發育，壓裂易引起地層剪切滑移，導致套管變形，評價階段5口井均發生套變，平均變形量達到19.4 mm，壓裂丟失13%的水平段長，嚴重影響了評價效果。

2）采取多種套變防治措施，鉆井控制全角變化率、改善固井質量，完井套管壁厚加厚至13.49 mm，抗外擠強度增至160 MPa，地質加強斷層裂縫識別及選層選段，壓裂對高風險段控制排量、規模和施工壓力。對已套變井采用長井段多級暫堵壓裂進行補救，裂縫監測表明分段效果明顯。

3）2019 年壓裂15 口井，套變發生率降低至40%，套變程度減輕，丟段比例降至3%，套變預防及治理措施總體有效。

4）套變具有復雜的地質和工程原因，還需繼續加強機理研究，完善防治方法，提升防治效果。