頁巖氣井套管研究現(xiàn)狀

門曜旭,韓禮紅，楊尚諭，雒設(shè)計

（1.西安石油大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065；2.中國石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院，石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點實驗室，陜西 西安 710077）

隨著科技進(jìn)步和社會的迅速發(fā)展，人們對能源的需求量日漸增加，能源（石油、煤和天然氣）傳統(tǒng)的開采方式已逐漸不能滿足工業(yè)發(fā)展和社會進(jìn)步的需要。因此，為了應(yīng)對日益緊迫的能源危機，更好地滿足人們現(xiàn)實生產(chǎn)生活的能源需求，頁巖氣開發(fā)已逐漸成為近年來石油天然氣開發(fā)的熱點。頁巖氣是有機質(zhì)吸附于成熟泥頁巖、高碳泥頁巖中的巖石基質(zhì)孔隙、裂縫處，并富集、儲集和保存了一定商業(yè)價值的生物、熱解及混合成因的天然氣[1]。頁巖氣類屬于非常規(guī)天然氣，既能以游離態(tài)存在于天然的裂縫孔隙中，也能吸附在黏土顆粒、干酪根表面[2]。

近些年，世界各國頁巖氣開采工作取得了長足進(jìn)步，頁巖氣已逐漸成為世界天然氣產(chǎn)量增長的主要推動力。截止2018年，全球原油總產(chǎn)量達(dá)4.5×108t，其中非常規(guī)油占14%；天然氣總產(chǎn)量為3.96×1012m3，其中非常規(guī)氣占比25%。美國的非常規(guī)油氣已成為油氣產(chǎn)量貢獻(xiàn)的主體，2018年，美國非常規(guī)頁巖油、氣產(chǎn)量分別占油、氣總產(chǎn)量的60%和58%。其中，致密油產(chǎn)量為3.2×108t，頁巖氣產(chǎn)量6071×108m3。借助頁巖油氣的開采，美國已邁上能源獨立之路[3]。中國的非常規(guī)油氣歷經(jīng)10年的探索與突破式發(fā)展，產(chǎn)量訊速提升。中國非常規(guī)油產(chǎn)量占原油總產(chǎn)量的10%，而非常規(guī)氣占天然氣總產(chǎn)量的35%，頁巖氣產(chǎn)量約為109×108m3，位居世界第二。加拿大和阿根廷頁巖氣產(chǎn)量分別以53×108m3和43×108m3的產(chǎn)量位居第三和第四位。目前，世界頁巖氣商業(yè)開發(fā)領(lǐng)域，也只有美、中、加、阿根廷四個國家實現(xiàn)了商業(yè)化開采。從頁巖氣地質(zhì)沉積演變規(guī)模上看，美國頁巖氣沉積分布更有優(yōu)勢。在泥盆紀(jì)末期第二次海洋生物大滅絕事件中，北美地區(qū)形成了規(guī)模最大的泥盆系Marcellus頁巖氣田[4]。北美地區(qū)二疊系油氣形成了“超級盆地”，頁巖油氣資源量達(dá)186×108t油當(dāng)量。三疊紀(jì)末期，第四次生物大滅絕形成了北美地區(qū)侏羅系優(yōu)質(zhì)烴源巖Haynesvile頁巖。第五次生物大滅絕事件形成了美國白堊系的Eagle Ford頁巖油氣田[5]。我國也在頁巖氣井鉆探方面取得突破，工業(yè)生產(chǎn)初具規(guī)模。四川盆地下古生界五峰組-龍馬溪組富有機質(zhì)頁巖形成區(qū)域頁巖氣聚集，寒武系筇竹寺組含優(yōu)質(zhì)烴源巖、川中安岳地區(qū)形成了萬億m3規(guī)模的古老碳酸鹽巖特大型氣田[6]。

1 頁巖氣的井況特征

目前，中國具已備頁巖氣開采的關(guān)鍵技術(shù)，但對頁巖氣巖石力學(xué)特性了解不深，復(fù)雜多變的地質(zhì)環(huán)境使頁巖氣開采受到限制。如頁巖氣埋藏較深，氣藏分布于邊緣地帶、部分地區(qū)的地腹構(gòu)造復(fù)雜[7]。頁巖氣水平井套管常受到多級壓裂施工、地應(yīng)力引起的非均布載荷影響，井下套管存在大量變形損傷[8]。水平井體積壓裂技術(shù)需要套管承受施工時的壓力高、排量大、時間長、體積破碎多段反復(fù)且持續(xù)等復(fù)雜工況。據(jù)統(tǒng)計，我國2018年新建井油層套管嚴(yán)重?fù)p壞變形套變率達(dá)到50%，頁巖氣開采面臨重大技術(shù)挑戰(zhàn)。

1.1 頁巖氣地質(zhì)環(huán)境復(fù)雜

頁巖氣藏所處的地質(zhì)環(huán)境十分復(fù)雜。首先，頁巖地層屬于沉積巖層，裂隙發(fā)育較多。裂隙處常常會因為巖石的剪切錯動而造成套管變形或損壞（如圖1a）。其次，頁巖地質(zhì)地層作用多變復(fù)雜。存在鹽巖蠕變流動，泥巖吸水膨脹產(chǎn)生滑移、地層壓力反常偏高等諸多不利因素。水化后的黏土，在一定壓力下會隨時間變化而增加沿層面間的間距，即黏土吸水后會膨脹并在地應(yīng)力的共同作用下加速蠕變進(jìn)程，造成了套管損壞。具備傾角的黏土遇水會呈塑性，此時將地層壓力施加于套管，使套管承受非均勻載荷（如圖1b） 作用。最后，自然地質(zhì)運動如斷層斷裂、地震破壞、地層沉降、地應(yīng)力改變等都可能對套管形成損傷。

由黏土浸水膨脹而產(chǎn)生的地層蠕變應(yīng)力是套管損壞的主要原因之一[5]，黏土水化使得沿層面方向變形增大，并在產(chǎn)生地應(yīng)力作用同時加速了黏土吸水膨脹的蠕變過程，加大了套管外載變化速度。壓裂進(jìn)入地層的注水也改變地下的應(yīng)力場分布，迫使地層平衡應(yīng)力場過程而產(chǎn)生的彈塑性位移會導(dǎo)致套管變形或擠毀。

1.2 頁巖氣套管受溫度變化影響

圖1 套管剪切變形和地層載荷

頁巖氣套管受溫度變化影響顯著。在對套管進(jìn)行多級體積壓裂的過程中由于鉆井液的注入，會使得套管周邊的溫度發(fā)生周期性改變[9]。常規(guī)開采過程中，套管和水泥石環(huán)的溫度與井底地層溫度相同，處于平衡狀態(tài)。大規(guī)模壓裂施工中，隨著低溫流體的大量注入，套管水泥環(huán)附近地層溫度降低，變化的溫度使地層產(chǎn)生了附加溫度應(yīng)力場。溫度變化會對套管產(chǎn)生附加溫度應(yīng)力。隨著溫度持續(xù)升高，套管最大等效應(yīng)力幾乎呈線性增加。初始溫度的溫差越大，最大附加溫度應(yīng)力越大。通常情況下地層溫度環(huán)境每變化1℃，套管所受附加溫度應(yīng)力變化可增加2MPa左右。因溫度變化引起的附加溫度應(yīng)力值可以依據(jù)據(jù)下面進(jìn)行公式估算：

其中，σT為附加溫度應(yīng)力；ΔT為地層溫度與平衡溫度差。

舉例說明，已知某頁巖氣組地表溫度為25℃，井深2968m，若地層溫度梯度為3℃/100 m。則井底溫度為25+2968/1003=114℃。隨著壓裂液注入，套管與附近巖石的溫度逐漸降低，直至達(dá)到溫度平衡狀態(tài)。一段時間后，套管和水泥環(huán)附近地層溫度逐漸降低，使套管因溫差變化所受的附加應(yīng)力在不斷增加。經(jīng)十幾分鐘壓裂后，地層溫度下降到92℃，與周圍地層環(huán)境溫差達(dá)22℃，此時的最大溫度應(yīng)力為43.5 MPa。當(dāng)壓裂一小時后，地層溫度降到50℃，溫差為64℃，此時的附加溫度應(yīng)力為126.4MPa。可以明顯看出地層溫度從114℃降至50℃的過程中，套管周圍的附加溫度應(yīng)力在不斷增大。

溫度變化還能夠?qū)μ坠芘c水泥環(huán)的受力產(chǎn)生破壞，引起固井質(zhì)量問題。溫度應(yīng)力可用彈性力學(xué)進(jìn)行求解。研究結(jié)果表明[10]，距井眼周圍約40mm的地層受溫度變化產(chǎn)生的應(yīng)力最高，達(dá)106MPa。壓裂施工中，對溫度應(yīng)力與水泥環(huán)屈服破壞的結(jié)果表明，頁巖氣壓裂過程能夠?qū)叹壑車乃喹h(huán)造成破壞[11]。被破壞的水泥環(huán)會喪失封隔壓裂液的作用，壓裂液在環(huán)空中流動會引起固井質(zhì)量下降和不可預(yù)知的套管損傷風(fēng)險。

2 頁巖氣套管使用過程中的存在問題

2.1 頁巖氣井套管屈服變形嚴(yán)重

目前，我國頁巖氣開發(fā)主要是采用工廠式水平井[12-13]其井垂較深，通常在 2 000～3000m，部分頁巖氣層埋藏深度可達(dá)到3500m左右，根據(jù)具體地質(zhì)條件不同，水平段長度也在2 000m左右。假設(shè)頁巖氣井分20級左右壓裂（即20個壓裂段），單段長度為70m，每段壓裂時間為90～180 min，則液量可達(dá)1200～2000L/min。大規(guī)模地壓裂作業(yè)，對油層套管的抗壓能力是一個巨大考驗[14]。研究發(fā)現(xiàn)，水平井多級體積壓裂過程中的油層套管存在嚴(yán)重的“單點屈服”現(xiàn)象[15]。即現(xiàn)有水平井油套管強度不能滿足頁巖氣壓裂作業(yè)要求，因體積壓裂造成水平井屈服變形而引發(fā)的套管變形已成為套損的重要形式之一。現(xiàn)場考察發(fā)現(xiàn)，四川頁巖氣井威遠(yuǎn)-長寧區(qū)塊在水平段套管壓裂時發(fā)生了嚴(yán)重屈服變形。據(jù)統(tǒng)計2015年之前，已完成壓裂的井有33口，其中有13口井在壓裂時套管出現(xiàn)不同程度的變形甚至損壞，因壓裂造成的套損率接近40%，嚴(yán)重影響到頁巖氣田的高效開發(fā)。

2.2 頁巖氣井套管抗擠毀能力不足

套管抗擠毀能力通常采用SY/T 5322-2000《套管柱強度設(shè)計推薦方法》進(jìn)行校核，研究認(rèn)為該標(biāo)準(zhǔn)推薦的抗擠毀安全系數(shù)較低不能滿足實際需求，還應(yīng)考慮兩個主要參考因素：溫度的影響和非均勻載荷的作用。在非均勻載荷作用下套管的抗擠毀值將會下降20%～30%[16-18]，這種現(xiàn)象在水平井、定向井、叢式井中尤其明顯。頁巖氣套管抗擠毀值還會受到內(nèi)管壁偏磨、外管壁非均勻載荷的影響。

工程應(yīng)用表明，套管實際抗擠毀值受地應(yīng)力引起的非均勻載荷分布影響嚴(yán)重，非均勻載荷作用下套管抗擠毀值明顯下降。頁巖氣進(jìn)行水平井、定向井及叢式開發(fā)時，應(yīng)盡量避免地層壓力的方向性和各向異性作用于套管管體。

2.3 頁巖氣井面臨腐蝕環(huán)境

套管腐蝕以電化學(xué)腐蝕最為普遍[19]。頁巖氣井高含CO2、H2S等腐蝕性氣體，當(dāng)氣體溶解于壓裂液、鉆井液等液體環(huán)境便會形成HCO3-、CO32-、HSO4-、SO42-等離子，外加鉆井壓裂施工中不可避免地溶解氧，使得套管易發(fā)生局部腐蝕、細(xì)菌腐蝕和氫脆。如圖2。

圖2 頁巖氣N80套管CO2腐蝕

2.4 頁巖氣壓裂固井有隱患

頁巖氣多級壓裂施工具有泵壓大、壓裂液注入量大、注入壓裂液流速度快的特點[20-21]。壓裂過程中，井眼附近的套管、水泥環(huán)、地層的溫度會隨著多級壓裂施工產(chǎn)生周期性變化，產(chǎn)生明顯周期變化的還有溫度應(yīng)力和井筒內(nèi)壓力，使得第一或第二界面間易產(chǎn)生微環(huán)隙而影響水泥環(huán)密封。數(shù)據(jù)表明，頁巖氣井壓裂過程中套管內(nèi)壓范圍變化較大，可由15 MPa逐漸升高到65～85 MPa，極易導(dǎo)致水泥環(huán)缺失和套管損壞。

3 應(yīng)對頁巖氣套管使用問題及工況的措施

3.1 應(yīng)對套管屈服變形嚴(yán)重問題

合理選用高強度套管。在易引起套損井段（如水平井、泥巖層、斷層）附近，選用高強度套管。頁巖氣應(yīng)根據(jù)實際地應(yīng)力測試數(shù)據(jù)來合理選擇套管鋼級、壁厚及抗外擠強度，確保套管具有足夠的屈服強度和抗外擠強度。

采用雙層組合套管[22]。針對套損應(yīng)力具有一次性的特點，在非油層套管易發(fā)生變形井段處采用雙層套管組合，既提高套管強度、固井質(zhì)量，又預(yù)留出應(yīng)力釋放空間，可有效防止套管因屈服變形損壞。

設(shè)計合理的注采井網(wǎng)。注采井網(wǎng)的合理選擇是延遲水淹、防止套損壞的重要方法。如可采用行列注采井網(wǎng)和菱形注采井網(wǎng)。行列注采油水井排方向與油層主裂縫方向平行，當(dāng)注入水沿裂縫突進(jìn)時，使得相鄰水井之間拉成水線，均衡滲透入油井排中去，如此防止了裂縫水過早滲透至軟弱層；菱形注采井網(wǎng)采用面積注水方的式時，油水井排方向和主裂縫錯開一定角度，延遲了裂縫方向油井過早水淹，合理的注采井網(wǎng)能將注水壓力保持在地層破裂壓力以下，防止套損發(fā)生。

3.2 應(yīng)對套管抗擠毀值下降問題

通過提升套管鋼級滿足抗擠強度要求。深井中套管既要考慮提高管柱抗拉強度，還應(yīng)考慮抗外擠能力。舉例來說明，地壓梯度在22kPa/m左右，一般情況下，若深井為6 000m則地層破裂壓力可達(dá)到 132MPa。根據(jù)API Bull 5C3估算，以Φ177.8mm套管為例，Q125鋼級中Φ177.8 mm×12.65mm規(guī)格套管的抗擠毀保證值在100 MPa。即使使用壁厚為13.72mm規(guī)格的套管其抗擠毀保證值也只有116.5MPa，并達(dá)不到安全要求。若將鋼級強度提升到150，其抗擠毀強度則可達(dá)到137.9MPa，高鋼級套管滿足抗擠毀要求。

通過提高硬化指數(shù)增強套管抗擠能力。ISO/TR 10400-2007[23]指出，調(diào)質(zhì)處理后的抗擠毀套管材料拉伸應(yīng)力曲線上有明顯屈服階段。對套管生產(chǎn)而言，應(yīng)著眼提高回火溫度和矯直溫度來降低殘余應(yīng)力（殘余應(yīng)力低于屈服強度的15%）。此外，API指出最初的擠毀失效破壞都產(chǎn)生于套管內(nèi)壁，抗擠毀套管不僅需要調(diào)質(zhì)熱處理來達(dá)到強度要求，還應(yīng)采用外淋內(nèi)噴處理工藝使套管內(nèi)外表面同步相變，提高淬透深度和均勻化組織，達(dá)到提高硬化指數(shù)來強化套管抗擠毀能力的目的。

3.3 應(yīng)對腐蝕環(huán)境造成的套管損傷

如果遇到高含硫化氫、二氧化碳等腐蝕環(huán)境頁巖氣區(qū)塊，套管不僅要有良好的力學(xué)性能，還應(yīng)具備一定的耐腐蝕性[24]?？蛇x擇優(yōu)質(zhì)耐腐蝕套管鋼，比如高頻直縫焊管鋼或含碳-錳-鉬系列的低合金熱軋鋼管、鉻鐵素不銹鋼管等。套管連接螺紋部分可以使用特殊螺紋來密封并隔絕腐蝕介質(zhì)。在節(jié)約成本的情況下，可以用直接隔離法。即使套管表面形成具有耐腐蝕覆蓋層隔離套管與腐蝕介質(zhì)，例如噴涂耐腐蝕涂層、形成致密鈍化化膜等。

3.4 應(yīng)對壓裂施工和固井安全防護(hù)

控制壓裂施工、增強固井安全防護(hù)。為防止頁巖氣體積壓裂而導(dǎo)致的固井失效，應(yīng)保證壓裂液的有效封隔，確保壓裂液在水泥環(huán)環(huán)空中流動。當(dāng)壓裂液注入裂縫發(fā)育的頁巖時，頁巖裂縫起裂就會使井眼周圍的地層巖石滑動，若此時恰巧水泥環(huán)缺失而未能對井眼形成有效封固，導(dǎo)致水泥環(huán)被地應(yīng)力擠壓在套管壁上，對失去水泥環(huán)保護(hù)的套管外壁產(chǎn)生嚴(yán)重?fù)p傷。

應(yīng)注意套管與水泥環(huán)接觸面間徑向應(yīng)力與界面膠結(jié)作用。在較高的水壓和套管水泥環(huán)軸向拉力復(fù)雜作用下，由接觸面水泥環(huán)屈服變形產(chǎn)生的環(huán)空微環(huán)隙為高壓流體進(jìn)入提供了通道。頁巖氣水平井段較長，好的水平段固井比垂井更加困難。威遠(yuǎn)段頁巖氣固井顯示，水平井段出現(xiàn)了嚴(yán)重的固井質(zhì)量問題。

4 頁巖氣井套管結(jié)論及建議

1）頁巖氣井開發(fā)難度大、井況復(fù)雜，水平井套管易出現(xiàn)屈服變形、抗擠毀能力下降、腐蝕和固井隱患問題。

2）這些問題主要是由地質(zhì)環(huán)境和壓裂施工造成的。地層非均勻載荷導(dǎo)致擠毀、高含腐蝕氣體環(huán)境產(chǎn)生腐蝕、水平固井困難易導(dǎo)致水泥環(huán)失效；壓裂施工會產(chǎn)生屈服變形和溫度附加應(yīng)力。

3）針對頁巖氣井套損問題的建議：通過提升套管鋼級，回火處理提高硬化指數(shù)來提升套管抗擠能力；使用高強鋼、雙層套管組合有效降低屈服變形；耐蝕合金、涂層可防腐蝕；采用行列注采井網(wǎng)和菱形注采井網(wǎng)控制壓裂施工。