在页岩气开发中，井筒完整性是贯穿页岩气水平井钻井和压裂过程的一个核心指标，对保证页岩气井在整个寿命期间的安全十分重要。井筒完整性是井筒抵抗结构性破坏、维持井筒功能的重要属性，是钻井工程井下安全的保证，是提高页岩气单井产量的工程保障。

近年来，人们从不同角度对井筒完整性进行了较为深入的研究，工程上它主要包括钻井质量(DQ)和完井质量(CQ)两个重要部分。

在四川盆地西南部长宁-威远国家级页岩气示范区，自2013年勘探开发以来，部分页岩气井井筒完整性出现了一些问题，如水平井段套管下入困难、固井水泥环密封完整性不良、套管严重损坏等，尤其是套管损坏导致压裂过程中不能顺利下入桥塞、连续油管不能顺利钻磨桥塞等问题，甚至部分井段被迫放弃压裂作业，这些问题影响了页岩气水平井单井产量的提高。

关于页岩气水平井井筒完整性问题，Adams和Sugden等曾对美国页岩气井生产套管异常载荷产生的主要影响因素进行了分析，首次提出了压裂过程环空束缚流体收缩的概念，并讨论了页岩气井套管设计的危险性。

中国石油集团钻井工程技术研究院基于我国页岩气水平井井筒完整性的现状和特点，对环空束缚流体压力值与温度变化的关系、页岩层滑移对套管损坏的影响、套管下入困难的主控因素等问题进行了研究，建立了多因素耦合套管损坏评价计算模型，分析了套管损坏、页岩层滑移、套管下入困难等现象产生的机理和规律，对于指导页岩气井筒完整性设计和管理具有重要意义。

一、页岩气水平井井筒完整性问题

1 套管损坏现象多发

统计的长宁-威远区块2015年以前实施的33口井中，有13井次在大规模水力压裂施工时出现了不同程度的套管变形或损坏，其中长宁区块水平井已压裂14口井中，出现异常9井次，井筒完整性问题突出(下图)。

分析显示套管损坏有3个特征:①套管损坏点位置集中在水平井A点(着陆点)附近，占62.5%，其他位置占37.5%;②套管损坏均发生在水力压裂过程中;③部分套管损坏点接近不同地层交界处或测井解释的断层处，岩性变化较大，岩石力学和地应力非均质性强。

2 套管下入困难

在长宁-威远区块页岩气井生产套管的下入过程中，出现下套管困难的情况比较普遍。

如HJBH6-8井，生产套管大约下至井深3500m，开始出现大钩脱离套管现象，下至3757m左右套管下放不畅，每根套管开始上下活动幅度2~3m，至3772m开始，活动幅度5~6m，下至4185~4208m时，套管遇阻现象更加严重，需要井口加压甚至“下砸”才能下入(下图);

CNH2-1井下⌀127mm生产套管结束时(井深4177.95m)，发现套管母扣接头变形;

CNH2-3井⌀127mm生产套管下至3060m时极为困难，反复上下活动约1h方才下入。

3 水泥环完整性难保证

在页岩气开发示范区内，固井水泥环完整性特别是长水平井段水泥环完整性，由于受到高密度油基钻井液不易冲洗顶替、套管居中度难以保证、页岩地层压力系数高、压裂中高压低温等因素的影响，依然存在比较严重的问题。

二、页岩气水平井井筒完整性分析

1 基于多因素耦合的套管损坏机理

针对影响套管性能的温度效应、压力效应、弯曲效应等因素，建立了多因素耦合套管损坏评价计算模型，对影响套管损坏的主要因素进行了分析。

大排量压裂液注入过程井筒温度场计算

在页岩气大型体积压裂过程中，随着大排量压裂液的快速注入，井筒温度会迅速降低。利用压裂液与井筒周围地层间热交换的有限差分模型，分别计算了冬天和夏天压裂施工作业情况下的井筒内温度场的分布。

以CNH3-1井为例，假设页岩储层段温度为100℃，冬天压裂液注入的地面温度为3℃，夏天压裂液注入的地面温度为20℃，压裂液注入速度平均为8m^3/min，地面最高泵压为78MPa，连续注入时间为3.67h。由模型计算可知(下图)：

冬季施工条件下，井底温度降低最高达82.08℃，水平段2800~4010m生产套管的温度为17.92~24.08℃，水平段A、B两点间温度相差约6.16℃;夏季施工条件下，井底温度降低最高达65.56℃，水平段生产套管温度为34.44~40.24℃，水平段A、B两点间温度相差约5.8℃。

基于国际标准的水相态方程模型，计算了环空中虚空段的流体压力动态变化过程。假设环空流体的初始压力为60MPa，温度为100℃。随着大排量压裂液的注入，环空束缚流体温度开始下降，由于水的不可压缩性，虚空段环空压力也急剧下降。极限条件下，当环空束缚流体温度降为58℃时，虚空段的流体压力接近0MPa，如下图所示。

井筒环空束缚流体收缩及压力预测

在固井质量差的井段，水泥环空可能存在局部虚空段，其内部束缚着高压流体。大排量压裂过程中，压裂液冷却套管使水泥虚空段中的束缚高压流体收缩(下图)，压力急剧下降。

由于页岩非常致密，渗透率极低，通常为10-4mD以下，束缚高压流体得不到周围地层水及时有效地补给，导致套管所受的外压力大幅降低。

井筒环空束缚流体收缩对套管抗内压强度的影响

由于环空流体的收缩，套管所受外压力的急剧下降，导致套管所受的有效内压力增大。下面仍以CNH3-1井为例，评价环空流体收缩效应对生产套管抗内压强度的影响。以该井的实际工况为计算条件：①套管抗内压强度为102.5MPa，不考虑轴向应力对抗内压强度的影响;②井深2980~2983m处水泥环缺失，环空流体的初始压力为60MPa(实际地层压力预测值)，温度为100℃;③压裂施工时地面最高泵压为78MPa。

计算结果显示：考虑环空束缚流体收缩效应后，套管的抗内压安全系数为0.958，如下图所示，表明CNH3-1井抗内压安全系数降低至1以内，达到了抗内压破坏发生的条件。

水平井井眼曲率对套管强度的影响

一般情况下，井眼弯曲会导致套管两侧分别产生拉力和压力，使套管抗外挤强度和抗内压强度均下降。以⌀139.7mm×P110套管为例，计算井眼弯曲狗腿度对套管强度的影响，套管壁厚11.75mm，弹性模量206×10^6kPa，套管屈服强度758MPa。计算表明：套管受压一侧，在井眼曲率为10°/30m时，抗内压强度降低约6%，如下图所示;

套管受拉一侧，在井眼曲率为5°/30m时，套管抗外挤强度降低4.64%，在12°/30m时套管抗挤强度降低9.85%，井眼狗腿度对套管抗外挤强度同样影响显著，如下图所示。

井筒降温对套管抗外挤强度的影响

前面分析可知，大排量压裂过程中水平段井筒温度急剧下降，温度的急剧降低导致套管收缩，相应拉应力升高。按照温度效应产生的拉应力及三轴抗外挤强度计算公式，可求得温度变化对套管抗外挤强度的影响。

以CNH3-1井套管为例，直径⌀139.7mm、钢级P110、壁厚11.1mm，当A点附近温度下降值达83℃时，套管抗外挤强度由121MPa降低至97.82MPa，降低19.16%。水合物的生成主要包括三个过程，即溶解、成核和生长。在这三个过程中困难最大的就大效果，只需要增加喷嘴的数量即可。

页岩气水平井多因素耦合条件下套管强度校核

页岩气水平井的生产套管存在明显的4种附加载荷：①环空中水泥虚空段流体收缩产生的局部外力消失，②井眼弯曲对套管抗内压和抗外挤强度的影响，③井筒降温产生的温度效应，④分段压裂施工时，在管外形成的超高压。它们是导致页岩气水平井套管损坏的主要风险因素。

以套管处于最恶劣工况下，综合考虑前述各影响因素的耦合，对长宁-威远区块CNH3-1井进行了套管抗内压和抗外挤强度校核。从下图中可以看出，考虑井深2980m处环空流体收缩效应和弯曲应力等耦合载荷后，套管承受的综合应力超过了套管的最小屈服强度(Yp)包络线，该位置套管的抗内压设计强度已不能满足压裂的要求。

根据计算数据，绘制了影响套管抗内压强度的多因素耦合权重图，如下图所示，由于温度效应引起的抗内压强度降低作用十分显著。

2 页岩层滑移与套管损坏的关系

在页岩气井压裂过程中，在1500m长度的水平段内，短期内注入超过4×10^4m^3的液体和上千吨的砂，大量的压裂液和砂不可压缩，为了容纳这些物质，地层必然会相互压缩，压缩应力达到一定程度，地层有可能沿页岩层理面或岩性变化界面发生剪切错动，从而导致套管发生变形。

页岩是典型的横观各向同性材料，并且其中包含大量的层理面。页岩的滑移特性(剪切破坏)常用莫尔-库伦准则描述：

τmax=c+σntanϕ

式中τmax为页岩所能承受的最大剪应力;c为页岩的内聚力;σn为滑移面之间的正应力;ϕ为内摩擦角。页岩在层理面处的结合强度相对较弱(即τmax较小)，当受到沿层理面的剪切作用时，各层可能发生沿层理面的相对滑移。

特别是在水力压裂过程中，当水压超过垂直地应力和层理面间的结合强度之和时，层理面可发生微小的分离，同时压裂液浸入层理面。

此后，一方面由于受到压裂液的支撑作用，两个层理面间的正应力(σn)大大减小;另一方面，压裂液的润滑作用使得各层之间的摩擦系数降低(tanϕ)，各层之间的相对滑移变得更容易了。

当套管处于页岩层间的滑移区域并且与滑移方向形成较大角度时(例如与滑移方向垂直时)，套管极易发生剪切变形损坏。

储层内各层页岩力学性能差异和压裂液分布不均可能引起岩层发生剪切变形。压裂过程中监测的微地震信号也可佐证这一点，如下图所示，在不同高度位置微地震信号的数量有较大不同，说明不同高度位置的裂纹变形特征不同，其变形量也会有差异，差异足够大时，岩层间有可能发生剪切滑动。

岩层滑移引发套管发生剪切变形的机理如下图所示。需要注意的是，套管的强度远远高于水泥环和地层，并且套管属于韧性材料，水泥环和页岩属于脆性材料。因此在套管发生剪切变形的区域附近，水泥环和页岩与套管发生强烈的力学作用，并会发生一定程度的碎裂。

3 生产套管顺利下入的主控因素分析

部分页岩气井水平段下套管困难，需要使用旋转下套管工具，甚至“上提下砸”方能下入，严重的出现拔套管重新通井下套管的情况。下套管更困难可能导致套管多次的弯曲、拉伸及冲击，损坏的概率加大，或者套管下不到位，影响井筒完整性。

利用自主开发的下套管钩载预测及摩阻分析软件，对套管摩阻情况进行了反演分析。下图为HJBH6-1井下入⌀139.7mm套管时的摩阻反演图，此时井内0~1438m井段已下入⌀222.4mm套管，1438~4150m井段，为⌀215.9mm裸眼段，钻井液密度2.00g/cm^3。

由上图可知，绿色反演线与实际钩载较吻合，可估算出技术套管内当量摩阻系数为0.30，裸眼内当量摩阻系数0.40。实际施工过程中，该井下套管顺利。

下图为CNH2-3井下入⌀127mm套管时的摩阻反演图，此时井内0~2152m井段已下入⌀173.8mm套管，2152~3491m井段是⌀168.3mm裸眼段，钻井液密度2.11g/cm^3。可估算出技术套管内当量摩阻系数为0.20，而在裸眼段内，当量摩阻系数在逐步增加从0.40逐步增加到0.45~0.50。实际施工过程中，该井下套管困难，多次“上提下砸”，后期压裂时套管损坏。

两口井下套管摩阻差异明显，主要原因：井眼轨迹有差异，如造斜点不同、方位变化不同等;裸眼井段与套管间隙有差异，不计井眼扩大，HJBH6-1井环空间隙为75.9mm，CNH2-3井为41.3mm，环空间隙小可能是下套管困难的重要原因;不同的套管扶正器安放数量，套管刚度有差异;另外井眼条件可能也有差异，如井底是否清洁、有无岩屑床等。

三、井筒完整性控制对策

1 优化设计，改善套管受力状况

对于页岩气水平井生产套管，体积压裂过程中，温度大幅降低所致环空高压束缚流体的收缩效应及其他多因素的耦合是引起套管损坏的主控因素。

因此有必要修订套管设计计算方法和校核标准，形成适用页岩气井的新标准。设计与施工中，注意改善A点附近套管的受力状况，避免恶劣工况叠加。同时选择合适的套管管材，增加套管壁厚，提高套管抗破坏能力。页岩的层理特点和易吸水膨胀特性，有可能引起地层滑移造成套管剪切破坏，设计时优化水平井眼轨迹方位和走向，减少地层滑移可能引起的套管剪切破坏风险。

2 采取措施，提高钻井质量

进一步优化井身结构，合理选择各层套管尺寸。综合考虑地层、钻井、压裂、排采等工艺，优化水平段长度。优化造斜点位置，减小造斜段全角变化率，减小套管弯曲应力。

3 优化井眼轨迹设计与控制技术，保证顺利下套管

优化全井眼轨迹设计，严格控制井眼曲率变化。水平段优选钻头、螺杆及导向工具，提高轨迹控制能力，保证井眼平滑。尽可能增大井眼与套管间隙，增加套管与弯曲井眼的相容性。下套管前，要计算安放扶正器后的套管刚度，并与通井钻具刚度进行对比，套管刚度要小于通井钻具刚度。通井顺利，井眼清洁，必要时安装漂浮接箍。

4 优化固井工艺，提高水泥环完整性

针对页岩气井大规模压裂对水泥石性能要求高的特点，提高页岩气水平井段水泥环的结构完整性和密封完整性，对于保持页岩气井筒完整性十分重要。

固井设计及施工时，优化水泥石性能，校核压裂过程中水泥石的密封完整性。采用增韧材料改造水泥石，实现高强度低弹性模量特性，保证水泥石在分段压裂过程中的结构完整性。

采用高密度高效油基钻井液冲洗液，实现冲洗和隔离一体化。加大冲洗隔离液的用量提高接触时间，保证接触时间不少于10min。在顶替工艺方面，采用大排量清水顶替，提高环空返速。

5 优化压裂工艺，兼顾井筒完整性要求

进一步优化压裂液体系及工艺参数，降低压裂施工强度对套管的影响。推广试验大通径桥塞分段压裂工艺技术和无限级滑套压裂技术，减少钻磨桥塞工程风险，避免连续油管桥塞钻磨作业风险。