【摘 要】
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四川盆地长宁页岩气示范区超过30%的水平井在水力压裂施工期间出现了套管变形,不仅增加了压裂施工时间,降低了单井产量,而且极大影响井筒完整性和全井生命周期。套管变形问题成为制约长宁页岩气高效开发的工程难题之一。本文在调研国内外页岩气套管变形研究的基础上,以长宁区块N201井区为研究对象,分析蚂蚁体、似然体和微地震识别的裂缝带与套管变形的位置相关性,指出裂缝带是长宁区块N201井区套管变形的主控因素。
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四川盆地长宁页岩气示范区超过30%的水平井在水力压裂施工期间出现了套管变形,不仅增加了压裂施工时间,降低了单井产量,而且极大影响井筒完整性和全井生命周期。套管变形问题成为制约长宁页岩气高效开发的工程难题之一。本文在调研国内外页岩气套管变形研究的基础上,以长宁区块N201井区为研究对象,分析蚂蚁体、似然体和微地震识别的裂缝带与套管变形的位置相关性,指出裂缝带是长宁区块N201井区套管变形的主控因素。在此基础上,利用N201井的测井、测试数据建立地应力模型并分析长宁地应力特征;利用微地震数据识别J平台的裂缝带并分析裂缝带特征;应用断层活化力学模型分析J平台裂缝带激活情况,探讨孔隙压力和应力模式对裂缝带激活的影响,结果表明:长宁区块N201井区逆走滑断层应力模式的高倾角裂缝带发育。在逆走滑断层应力模式下,高倾角裂缝带剪应力与滑动阻力的差值最小,这是长宁地区裂缝带容易被激活的内因;水力压裂施工使裂缝带滑动阻力大大降低,这是水力压裂诱发裂缝带滑动的外因。对长宁N201井区67处套管变形点与256条裂缝带进行相关性分析,研究套管变形裂缝带方位分布规律,利用Mohr-Coulomb准则分析裂缝带力学特性和不同方位裂缝带的滑动风险,结果表明:（1）长宁N201井区60°～90°和110°～120°方位裂缝带容易引起套管变形,50°～70°方位裂缝带相对不易引起套管变形;（2）长宁N201井区高风险裂缝带方位介于62°～90°和122°～158°,中风险裂缝带方位介于42°～62°、90°～122°和158°～174°,低风险裂缝带方位介于0°～42°和174°～180°。对于高风险裂缝带,可优化井眼轨迹,避开裂缝带,或优化射孔,远离裂缝带等;对于中风险裂缝带,可降低压裂排量或液量、增加单段射孔簇数,或利用压裂暂堵工艺,降低裂缝带滑动风险。水力压裂施工过程中也可利用微地震监测进行套管变形预警,降低压裂规模或者放弃部分压裂,及时防止套管变形发生。
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