流体通道形成机理及在四川页岩气套管变形分析中的应用

本文针对四川威远-长宁页岩气区块出现的套管变形问题,提出了压裂液通过某条通道进入断层,激活断层从而造成套管变形的机理。本文重点研究了流体通道的形成条件,地质力学理论和实例分析表明,沿最小水平地应力方向的井眼,水力压裂过程中通常会形成轴向裂缝,从而形成井壁通道,页岩气大排量高泵压的施工条件下,层理张开并扩展,从而形成层理通道。根据套管变形机理,提出了3条有针对性的预防措施：加强地震资料解释,分析断层的位置和大小,优化井眼轨迹,降低套管变形几率,又能提高单井产量;在固井质量差的井段,控制施工压力,避免井壁产生轴向裂缝;在层理容易扩展井段,添加转向剂,改变裂缝扩展方向,既可以避免沟通断层,又可以加密裂缝网络,提高产量。该研究成果可为解决页岩气套管变形问题提供指导。     

页岩气井井筒完整性若干研究进展

在页岩气开发工程中遭遇了井筒完整性问题，主要包括页岩气井水泥环密封失效引起的环空带压问题和页岩气井压裂过程中的套管变形问题。基于目前已有的相关研究成果，总结分析了页岩气井井筒完整性失效问题的相关研究进展情况。随着国内外学者对页岩气井压裂过程中套管变形研究的逐渐深入，认为页岩气井套管变形的主要影响因素包括压裂过程中的温度应力、储层非对称压裂、固井质量差及断层或裂缝滑动等。其中，压裂过程中断层或裂缝滑动造成的页岩气井套管剪切变形机理已经受到越来越多的研究人员关注，并提出可以通过提高套管强度和固井质量、避开断层或裂缝滑动区域来有效降低套管变形的技术对策。页岩气井水泥环密封失效主要由套管内压变化和套管偏心引起的水泥环屈服破坏、界面裂缝引起的窜流等问题造成的，通过采用膨胀水泥、柔性水泥及环空预应力等技术措施可有效减小水泥环密封失效的风险。通过优化设计页岩气井的特殊水泥浆体系，对于有效提高页岩气井水泥环密封完整性具有重要意义。考虑到水泥浆固井密封能力的局限性，还可以附加考虑在井眼环空局部采用机械密封方法达到密封完整性要求。关于页岩气井井筒完整性的研究结果，对于通过体积压裂完井的其它非常规油气井工程相关设计控制也具有重要的参考意义。     

利用预应力固井方法预防水泥环微环隙研究

深层页岩气水平井环空带压问题较为普遍,套管-水泥环界面处微环隙是导致环空带压的主要原因。针对该问题,运用力学实验手段和数值模拟方法,分析了预应力固井条件下微环隙的产生与发展,明确了不同预应力条件下水泥环耐受压裂段数。结果表明:套管内压越小,水泥环保证密封完整性时可承受的循环载荷次数越多;循环载荷作用下微环隙宽度为30.89μm是发生气窜的临界值。预应力固井显著降低了初次塑性变形量,增大了塑性变形增量;考虑预应力作用下套管产生的径向预应变,预应力固井技术显著降低了微环隙的宽度,增加了多级压裂过程中水泥环密封完整性的耐受压裂段数。预应力值越高,微环隙出现前的耐受压裂段数越多;压裂段数相同的情况下,预应力越大水泥环微环隙越小。现场应用结果表明,采用预应力固井技术及低弹性模量水泥浆,可以有效缓解深层页岩气水平井套管环空带压现象。研究结果可为页岩气水平井固井提供技术支持。     

强交变热载荷下页岩气井水泥环完整性测试

页岩气井大规模水力压裂过程中,因井筒内的温度、压力波动及持续变化、循环加卸载引发的水泥环完整性问题将威胁到井筒的完整性。为了弄清强交变热载荷下水泥环完整性失效机理、避免页岩气水平井大规模压裂过程中水泥环屏障失效,基于自主研发的实验装置对全尺寸实物"生产套管—水泥环—技术套管"组合体在强交变热载荷作用下的密封完整性和力学完整性进行了测试及评价,获得了2种全尺寸水泥环(普通水泥环和高强度水泥环)在3种强交变热载荷作用下(出现间断CO_2气泡的循环次数分别为4次和14次,出现连续气泡的循环次数分别为5次和15次,交变热载荷分别为30～120℃和30～150℃)的完整性实验结果。研究结果表明:①交变热载荷对水泥环完整性具有显著的负面影响,并且随着交变温度及温差的增大,表征水泥环密封完整性的热循环次数急剧减少;②表征水泥环与套管间的剪切力、轴向与径向结合强度等界面力学性能指标均随交变温度增加而下降;③水泥环微环隙主要是由套管与水泥环材料之间的不协调变形所致,而交变热载荷诱导的水泥石自身力学性能衰退及损伤在一定程度上加剧了水泥环密封完整性失效。结论认为,该研究成果可以为深部页岩气水平井大规模压裂施工设计提供参考     

页岩气井压裂套管变形机理及物理模拟分析

页岩气压裂开发诱发断—裂剪切滑移导致套管剪—压变形的套变机理较合理地解释了各种套变现象，但一直缺乏物理模拟实验的验证。为此，利用自主研制的压裂套变物理模拟实验系统，建立了含裂缝面露头岩样压裂套变物理模拟实验方法，对含裂缝面的露头岩样在不同地应力状态类型和天然裂缝倾角条件下进行了物理模拟，并分析了压力变化和声发射特征，明确了压裂过程中水力裂缝与天然裂缝交互作用规律，验证了天然裂缝面滑移剪切套管变形的机理。研究结果表明：(1)在有天然裂缝存在的情况下，不同应力状态会改变水力裂缝扩展方向。走滑断层地应力状态下，水力裂缝容易发生偏转，产生剪切破裂；正断层地应力状态下，水力裂缝容易发生偏转和穿透，主要以扩张破裂为主。(2)地应力状态和天然裂缝倾角是影响天然裂缝面滑移错动的主控因素。走滑地应力状态类型下天然裂缝面容易发生滑移剪切套管发生变形；天然裂缝与库伦破裂面越接近，越容易发生滑移错动造成套管变形。结论认为，页岩气井压裂套管变形的物理模拟分析揭示了页岩气井压裂套变机理，为套变预测和防治提供了理论依据，对指导页岩气工程技术实践具有重要意义。     

页岩气水平井多级压裂过程中套管变形研究综述

针对页岩气水平井多级压裂过程中出现的套管变形问题,运用力学实验手段以及数值分析方法,计算了多级压裂过程中套管强度以及应力变化,研究了环空束缚流体、岩性界面、温压交变、地层滑移对套管应力以及应变的影响。研究表明：页岩气井压裂过程中套管变形以剪切变形和挤压变形为主,变形点具有从趾端到跟端不断增多的分布特点,且部分位置变形情况随时间推移不断加剧;环空束缚流体、岩性界面显著提升了套管应力,但不是导致套管应力超过屈服强度的充分原因;套管应力超过屈服强度后,温压交变将会加剧挤压变形程度;断层沿天然裂缝或层理弱面滑移导致套管发生剪切变形,增加套管厚度或者采用分段固井方式有利于降低套管剪切变形风险。研究成果可为压裂过程中套管完整性设计及控制提供参考,具有重要理论和工程意义。     

页岩气藏体积改造中的慢滑移现象

页岩压裂中慢滑移产生的剪切变形,能在水力裂缝周围诱发大量具有渗流能力的网络通道,是页岩气单井产量的重要来源。四川两口相邻页岩气水平井,采用相同的体积改造工艺、压裂规模、压裂液及地面微地震监测技术,压裂试气产量却相差很大。在获取井物性参数的基础上,结合微地震监测及解释结果,利用气藏数值模拟方法,进行了压后产量拟合,同时对两口井压裂施工压力进行比较分析,并进行了压裂净压力拟合。结果表明:产量较高的压裂井压裂过程中,存在微地震无法监测到的沿着天然裂缝或断层不产生高频地震波的由慢滑移形成的裂缝网络,其对产量的贡献达到了71.5%。     

利用微地震识别水力压裂井旁天然裂缝

页岩各向异性强、天然裂缝发育,水力压裂时容易发生套管形变而影响施工进度,利用微地震监测技术可识别造成套管形变的天然裂缝的空间位置,采取工程技术措施,降低施工风险。本文介绍了天然裂缝触发微地震事件的震级、能量、时空分布特征,分析了四川页岩气一口水平井开发水力压裂诱发的微地震事件,施工现场准确地定位出井旁微小天然裂缝的走向和位置,压裂技术人员及时调整施工参数,避免了套管严重形变影响水力压裂进程,为页岩气开发发挥了较好的现场指导作用。     

四川长宁页岩气套管变形井微地震特征分析

针对四川页岩气井套管变形问题,利用通过的小桥塞尺寸和多臂井径测井（MIT）数据计算了H19平台套管变形的变形量,同时分析了套管变形点处微地震事件点的时空分布和矩震级大小特征。然后在识别出的天然裂缝空间分布特征基础上建立了裂缝面模型,并利用该模型分析了套管变形量、天然裂缝尺度和微地震地震矩之间的定量关系。该平台共测得9个套管变形点的变形量,最小变形量为6.10mm,最大为50.43mm,平均为28.03mm,分析后得到天然裂缝的微地震时空特征：①微地震事件关于井筒不对称; ②不同压裂段的微地震事件点大部分重叠,呈线性分布; ③出现了较多的大矩震级事件; ④时间上,大矩震级事件点出现在压裂中后期的频率较高。根据裂缝面模型,计算出引起长宁地区页岩气套管变形的裂缝面积为40000~70000m²,地震矩为2.57×10⁹~7.57×10¹⁰N·m,矩震级范围为-1.16~0.79。研究结果对利用微地震实时监测、预警套管变形和判断天然裂缝尺度、预防套管变形具有指导作用。     

套管外防气窜装置的研制

为了预防页岩气井在大型压裂时套管变形对水泥环造成破坏,阻断气窜通道,防止井口环空带压,在分析页岩气井产生气窜通道原因的基础上,研制了一种套管外防气窜装置。通过数值模拟试验、承压变形试验及承压密封性试验,分析了套管及套管外防气窜装置的承压变形规律,验证了套管外防气窜装置的承压密封性能。套管外防气窜装置在70 MP内压条件下,其外部径向变形仅有0.007 mm,不会形成气窜通道,且其在压缩胀封情况下可承受35 MPa的压差,防气窜性能较强。套管外防气窜装置在焦页88-2HF井和焦页93-2HF井产层固井中进行了现场试验,压裂后均未出现井口环空带压现象。性能试验和现场试验表明,套管外防气窜装置能减轻套管变形对水泥环的破坏,防止水泥环因大型压裂出现微间隙,达到防气窜的目的,可为页岩气井防气窜提供一种新的技术手段。      

页岩气水平井开发套管变形的地质力学机理及其防治对策

自2014年我国开始进行大规模的页岩气工业开发活动以来,四川盆地西南部有不少页岩气水平井都发生了套管变形,然而采用套管工程力学的手段去治理却没有取得明显的成效。为了破解页岩气水平井套管变形的难题,基于"广义剪切活动准则"这一构造地质和地质力学的基础理论,详细解剖了该区的套管变形现象、明确了套管变形的机理,进而提出了防治套管变形的对策与措施。研究结果表明:①套管变形是在注水压裂过程中,流体(水)压力传递到断层和裂缝(断—裂)面上,诱发地层产生剪切滑移并作用到套管上使其发生变形的结果,套管变形现象符合剪切变形的特征;②套管变形地质力学研究的内容包括——识别可能出现活动的断—裂(套变风险点)、断—裂的潜在活动能力、断—裂的剪切滑移量、套管变形与地层剪切变形的耦合关系(固井水泥环对地层变形的传递程度);③防止压裂液大量进入断—裂(如暂堵大裂缝的措施)、让压裂液造缝而不沿断—裂流失是防治套管变形的根本措施;④所开展的控制压裂液流失的大裂缝暂堵工程现场试验,取得了防治套管变形的良好成效,使套管变形的不利局面得以有效扭转。结论认为,页岩气开发所引发的套管变形问题是可以得到防治的。     

页岩气井水泥环完整性研究

四川盆地内的几个国家级页岩气示范区气井环空带压、套管变形等问题较为突出。为此,通过分析页岩气钻完井过程井筒内压力变化的条件,建立了计算井筒压力变化全过程的应力—应变状态下的套管—水泥环—围岩体系弹塑性力学模型,应用该模型分析了变内压下第一界面、第二界面微环隙的产生和发展,进而结合实际现场数据进行计算。结果表明:(1)加载过程不会产生微环隙,但加载内压的大小决定了水泥环塑性变形的程度;(2)卸载时内压的降低将导致界面受拉,从而产生微环隙,破坏水泥环的完整性;(3)可以通过优选水泥浆配方,提高水泥环力学性能,结合施工工艺措施优化来保障页岩气井水泥环完整性。13口井的现场试验应用结果表明,水平段固井质量平均优质率达92.67%,其中已投产的11口井均未出现环空带压,有效地改善了页岩气示范区的气井环空带压问题。该项研究成果可为同类区块固井水泥环完整性管理提供帮助。     

水平井压裂过程中固井界面裂缝的扩展规律北大核心

页岩气水平井压裂过程中,高压流体的注入可能会引起压裂液沿水泥环一、二界面的窜流,对页岩气井井筒完整性提出了严峻挑战。基于CZM模型建立了定注入压力下水泥环一、二界面裂缝扩展模型,分析了水泥环、地层力学参数对固井界面裂缝扩展的影响规律。研究结果表明:提高固井二界面的胶结强度能同时抑制一、二界面的裂缝扩展;水泥环弹性模量由4 GPa增加至9 GPa,一、二界面扩展长度分别降低10 m、19 m,当弹性模量超过6 GPa时,其对二界面的影响减弱,泊松比由0.2增加至0.3,一、二界面裂缝长度分别降低10 m、1 m,表明泊松比主要会对一界面的裂缝扩展有所影响;地层弹性量从25 GPa增加到35 GPa,一、二界面裂缝长度分别增加3 m、9 m,表明弹性模量较低的地层有助于控制界面裂缝扩展。研究结果对水平井压裂过程中水泥环密封完整性的评价以及水泥浆体系的优选具有一定的指导意义。     

页岩气储层水力压裂物理模拟试验研究

为了给彭水地区页岩气开发提供技术支持,进行了页岩储层水力压裂物理模拟试验研究,建立了一套页岩储层水力压裂大型物理模拟试验方法。利用声发射监测系统实时监测了页岩压裂裂缝的产生与扩展演化过程,观察了水力压裂裂缝形态,并探讨了压裂液黏度、地应力差异系数、压裂液泵注排量等因素对水力裂缝形态及其扩展的影响。试验结果表明,随着压裂液黏度降低、地应力差异系数减小,水力裂缝沿着天然裂缝方向延伸,将原有天然裂缝沟通并形成网络裂缝。根据泵压曲线变化结果,提出在实际压裂施工过程中采用变排量的方式提高压裂改造体积,这可为页岩气压裂优化设计提供依据。      

页岩气水平井固井水泥环状态对套管力学完整性的影响

大位移页岩气井的井眼轨迹复杂,且压裂开发过程中经常出现由于水泥环缺陷引发的套变损伤问题。针对页岩气井压裂过程中高泵压大排量的特点,采用有限元分析方法,通过优化模型网格划分,建立了适用于页岩气井复杂井眼轨迹下套管力学完整性计算的套管-水泥环-地层组合体模型,讨论了水泥环缺失角度、缺失厚度、缺失长度及复合缺陷对造斜段及水平段局部屈曲部分套管力学完整性的影响。结果表明,套管的周向应力随水泥环弹性模量的增大而减小,受泊松比影响较小。水泥环角度缺失会使套管出现应力集中现象,当缺失角度超过90°,应力集中现象得到减缓。随着水泥环缺失厚度的增加,套管所受应力增大。无论是造斜段还是水平段,不同缺失角度下,水泥环厚度、套管尺寸及泵压对套管应力的影响类似,趋势均为随着缺失角度的增加,套管应力先增大后减小。水泥环缺失的临界部位会产生应力突变,该位置也是最容易发生套损的部位。同一缺失厚度下,套管应力最大值随着缺失角度的增加而先增加后减小;同一缺失角度下,套管应力最大值随着缺失厚度的增加而增加。随着缺失角度的增加,水泥环缺失部位对应套管沿管长方向的等效应力先增加后减小。水泥环越厚,套管等效应力越小。在相同厚度下,水泥环剩余厚度越薄,套管等效应力越大,全部缺失时应力水平最大。     

预防套管变形的许用压裂注入压力计算方法

注入压力是页岩气储层改造设计中的关键参数之一,较高的注入压力有利于打开地层、顺利注入压裂液和支撑剂、尽快取得较大的储层改造体积,但如果注入压力过大则套管变形的风险也会明显增加。为此,以一个工程项目为实例,提出了在保障套管完整性前提下的注入压力安全窗口上限即最大安全注入压力值的数值计算格式,并以四川盆地威远区块某页岩气井为例进行了验证计算。研究内容包括:(1)建立区块尺度的初始精细地应力场的三维有限元模型;(2)建立引入地层刚度非对称特性的初级子模型,以此来模拟裂缝分布的非对称属性;(3)建立包含套管、水泥环和地层材料属性的二级子模型;(4)利用子模型计算不同的注入载荷压裂引起的套管变形,判断得到满足套管变形安全要求的最大许用压裂注入压力。实例井的计算结果表明,当注入压力为80 MPa时,固井质量差、裂缝分布不对称的时候,得到的套管上最大位移点的水平位移值、垂直位移值明显小于90 MPa时的变形量,依据P110套管钢材的屈服极限判断此时的套管变形为弹性应变,该注入压力是安全的。结论认为,采用该计算方法得到的结果与工程实际吻合度高,具有合理的精度和准确性。     

页岩气长水平井段防气窜固井技术

页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。