張俊成 李軍 謝士遠(yuǎn) 王雪剛 張浩 宋琳

摘要：在吉木薩爾頁巖油藏開發(fā)過程中，壓裂導(dǎo)致井筒完整性失效的問題嚴(yán)重，不同固井方案下的失效位置和比例差異較大。為研究固井方案對壓裂時(shí)井筒完整性的影響，基于該地區(qū)固井現(xiàn)狀構(gòu)建了二開特征水平井Ⅰ井和Ⅱ井，分別選取這2 口井在一開、二開井段的相同位置及Ⅰ井水泥環(huán)與鉆井液的固液交界處作為關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)進(jìn)行研究。采用有限元軟件模擬壓裂施工對井筒的影響，明確了壓裂時(shí)不同固井方案下井筒不同位置處套管和水泥環(huán)的應(yīng)力分布規(guī)律，分析了全井筒多節(jié)點(diǎn)的失效風(fēng)險(xiǎn)，優(yōu)選了固井方案。研究結(jié)果表明：B 環(huán)空內(nèi)是鉆井液時(shí)油層套管的Mises 應(yīng)力明顯大于是水泥環(huán)時(shí)，損傷風(fēng)險(xiǎn)更大；B 環(huán)空中水泥環(huán)的受力大于C 環(huán)空，且頂部有較高拉伸破壞風(fēng)險(xiǎn)，底部有較高壓縮破壞風(fēng)險(xiǎn)；固井方案Ⅰ相較于方案Ⅱ完整性失效風(fēng)險(xiǎn)低。風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)及優(yōu)選結(jié)果可為擬壓裂井的固完井方案設(shè)計(jì)提供指導(dǎo)，為優(yōu)選安全經(jīng)濟(jì)的固完井方案提供參考。

關(guān)鍵詞：頁巖油；固井方案；井筒完整性；套管變形；水泥環(huán)失效；風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)

中圖分類號：TE256.1 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A

0 引言

我國頁巖油資源豐富，據(jù)國土資源部估算，我國頁巖油地質(zhì)資源量為283×108 t， 可采資源量為43.93×108 t［1］。高效開發(fā)頁巖油資源，有利于改善我國油氣供需矛盾，保障國家能源安全［2］。為此，新疆油田、大慶油田、吉林油田等先后對頁巖油開發(fā)進(jìn)行了技術(shù)攻關(guān)［3］，并取得了重要進(jìn)展，其中新疆吉木薩爾頁巖油田于2019 年建成了首個(gè)國家級陸相頁巖油示范區(qū)［4］。國內(nèi)外如鄂爾多斯盆地［5］、吉木薩爾凹陷［6］、伊格爾福特（Eagle Ford） 頁巖油區(qū)［7］對頁巖油資源的開采主要是采用以“水平井+體積壓裂”為核心的技術(shù)［8］。但是多級壓裂技術(shù)的應(yīng)用使得井筒內(nèi)外溫度、壓力狀態(tài)等差別巨大［9］，且我國頁巖油藏所處的地質(zhì)環(huán)境一般較為復(fù)雜［10］，多重因素造成了頁巖油井壓裂后井筒完整性失效問題嚴(yán)重［11］。針對壓裂導(dǎo)致的水平井井筒完整性失效問題，國內(nèi)外學(xué)者研究較為豐富，主要包括井筒套管變形［12］和水泥環(huán)環(huán)空帶壓導(dǎo)致的密封失效兩個(gè)方面［13］。套管變形方面包括壓裂過程中高內(nèi)壓［14］、地應(yīng)力重新分布［15］、環(huán)空束縛水體積收縮［16］、循環(huán)載荷作用下產(chǎn)生微環(huán)隙［17］、壓裂液進(jìn)入套管與水泥環(huán)之間的微環(huán)隙后在溫壓交變作用下易形成局部載荷［18］、斷層發(fā)育造成的剪切作用［19］等。水泥環(huán)環(huán)空帶壓方面包括在壓裂過程中井筒溫度和流體壓力共同作用下水泥環(huán)應(yīng)力狀態(tài)的改變［ 20］、壓裂流體竄流影響界面裂縫擴(kuò)展［ 21］、水泥環(huán)壁厚不均影響水泥環(huán)的應(yīng)力狀態(tài)［22］等。但是此類研究都是以現(xiàn)有井筒完整性失效井為分析對象來探究其失效機(jī)理，主要研究對象也是水平段的套管和水泥環(huán)，目前尚未有學(xué)者研究不同固井方案對壓裂時(shí)全井段井筒完整性的影響，沒有分析評估固井方案帶來的井筒完整性失效風(fēng)險(xiǎn)。

吉木薩爾頁巖油資源開發(fā)取得了突破性成果，發(fā)展?jié)摿薮?。但在壓裂開發(fā)過程中同樣出現(xiàn)了較嚴(yán)重的井筒完整性失效問題，制約著吉木薩爾頁巖油安全高效開發(fā)的進(jìn)程。近年來吉木薩爾頁巖油水平井壓裂或鉆塞中多次發(fā)生工具遇阻現(xiàn)象，截至2022 年，該地區(qū)壓裂水平井119 口，其中井筒完整性失效井比例為14.3%。吉木薩爾地區(qū)不同壓裂井完整性失效位置雖以水平段為主，但在不同井段也有明顯分散，嚴(yán)重影響著該地區(qū)頁巖油的高效開發(fā)，因此有必要對全井筒一開直井段、二開直井段、水平段等多井段進(jìn)行完整性失效風(fēng)險(xiǎn)分析，以便針對現(xiàn)有固井方案進(jìn)行優(yōu)選，預(yù)防井筒完整性失效。

針對吉木薩爾地區(qū)現(xiàn)行采用的井身結(jié)構(gòu)和固井方案，以套管和水泥環(huán)為研究對象，采用有限元分析方法，模擬壓裂時(shí)高套管內(nèi)壓，對不同固井方案不同開次多井段井筒的受力特征進(jìn)行分析，明確壓裂對不同井筒部件的影響，評價(jià)了不同井段固井方案的優(yōu)劣。在此基礎(chǔ)上以降低井筒完整性失效風(fēng)險(xiǎn)為目標(biāo)，優(yōu)選固井方案并推薦了預(yù)防措施，以期為吉木薩爾頁巖油高效開發(fā)提供助力。

1 不同固井方案下井筒應(yīng)力計(jì)算

1.1 吉木薩爾地區(qū)固井現(xiàn)狀及特征井構(gòu)建

吉木薩爾地區(qū)頁巖油藏壓裂井主要采用二開和三開的井身結(jié)構(gòu)，埋深小于3 000 m 的區(qū)域井身結(jié)構(gòu)定型為二開，埋深大于3 000 m 的區(qū)域井身結(jié)構(gòu)定型為三開。

不同開次固井方案主要分為3 類情況：（1） 水泥漿從套管鞋處返到地面，環(huán)空全封固；（2） 環(huán)空不完全封固，水泥漿返到設(shè)計(jì)返高即可，上層保留鉆井液；（3） 環(huán)空不完全封固，水泥漿自下而上返到技術(shù)套管內(nèi)一定高度，同時(shí)頂部采用水泥漿封住一段距離，頂部和底部水泥漿間保留鉆井液。第一類固井操作用于一開表層套管與地層間的環(huán)空，第二類固井操作用于油層套管和技術(shù)（表層） 套管間的環(huán)空，集中在二開或三開井段，第三類固井操作用于油層套管和表層套管或技術(shù)套管與表層套管間的環(huán)空。

為了便于分析，取井身結(jié)構(gòu)為二開，根據(jù)實(shí)際水平井井身結(jié)構(gòu)參數(shù)和固井方案，構(gòu)建特征水平井Ⅰ井和Ⅱ井。Ⅰ井的固井方案：油層套管與表層套管之間（B 環(huán)空），水泥漿自井底返至表層套管內(nèi)200m，即返高到1 300 m 處，上部0～1 300 m 不注入水泥漿固井，采用鉆井液填充；表層套管與一開井眼之間（C 環(huán)空） 采用水泥漿返至地面，封固整個(gè)環(huán)空。Ⅱ井的固井方案：B 環(huán)空采用“穿鞋戴帽”的固井方式， 即水泥漿自井底返至井深3 000 m 處，1 500～3 000 m 內(nèi)不注入水泥漿固井，保留鉆井液填充，上部0～1 500 m 采用水泥漿封固頂部；C 環(huán)空采用水泥漿返至地面，封固整個(gè)環(huán)空。

1.2 井筒應(yīng)力分布的數(shù)值模擬

1.2.1 有限元建模

為分析不同固井方案壓裂時(shí)對井筒完整性的影響，以Ⅰ井、Ⅱ井為例，取一開井段1 000 m、二開井段2 000 m、水平段5 000 m 和Ⅰ井的1 300 m 固液交界處共4 處進(jìn)行分析。井眼尺寸和套管尺寸數(shù)據(jù)見表1。

根據(jù)選取的分析節(jié)點(diǎn)，分別建立4 組分析模型。一開井段1 000 m、二開井段2 000 m、水平段5 000 m 這3 處均采用二維網(wǎng)格模型，二開水平段參照方案Ⅰ的二開直井段模型，僅改變地應(yīng)力。二維網(wǎng)格模型如圖1 所示，采用結(jié)構(gòu)化四邊形網(wǎng)格，模型尺寸設(shè)置為3 m×3 m，模型邊界為井眼直徑的 10 倍以上，以避免邊界效應(yīng)對套管和水泥環(huán)應(yīng)力-應(yīng)變產(chǎn)生影響。

1 300 m 固液交界處建模采用三維立體形式，由于環(huán)空頂部已經(jīng)密封，鉆井液左右兩邊為套管，下方為水泥環(huán)，所以可以將整體視為靜態(tài)結(jié)構(gòu)。將鉆井液近似視為一種高泊松比、低彈性模量的特殊材料［ 23］。以固液交界處為中心建立3 m×3 m×3m 的立體網(wǎng)格模型，以避免邊界效應(yīng)對套管和水泥環(huán)應(yīng)力-應(yīng)變產(chǎn)生影響。B 環(huán)空中鉆井液段長1.5m，水泥環(huán)段1.5 m。采用結(jié)構(gòu)化六面體網(wǎng)格，模型立體圖和剖面圖如圖2 所示。

1.2.2 模型參數(shù)及邊界條件

數(shù)值模擬過程中，參照吉木薩爾地區(qū)頁巖油水平井J10003_H 井處的地層參數(shù)取值，具體計(jì)算參數(shù)見表2。此外，水泥環(huán)的強(qiáng)度數(shù)據(jù)根據(jù)現(xiàn)場對相同配方水泥石的力學(xué)實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果取值，抗壓強(qiáng)度為42 MPa，抗拉強(qiáng)度為6 MPa。

模型四周邊界采用位移和轉(zhuǎn)角固定方式，設(shè)定法向位移和轉(zhuǎn)角為0 的約束。由于初始模型整體為靜態(tài)結(jié)構(gòu)，僅在受力時(shí)產(chǎn)生形變和位移，因此各部件采用綁定的連接方式，在不同部件之間只進(jìn)行力學(xué)特性傳遞。

壓裂時(shí)套管內(nèi)壓力統(tǒng)一設(shè)定為80 MPa，地應(yīng)力大小根據(jù)深度變化進(jìn)行設(shè)定，在1 000 m 處的最大、最小地應(yīng)力分別設(shè)為13 MPa、11 MPa，固液交界處的三向地應(yīng)力分別設(shè)為22MPa、17 MPa 和14 MPa；2 000 m 處的最大、最小地應(yīng)力分別設(shè)為26 MPa、22 MPa；5 000 m 處的垂向地應(yīng)力和最大地應(yīng)力分別設(shè)為60 MPa 和50 MPa。

2 不同固井方案下井筒應(yīng)力分布規(guī)律

根據(jù)固井方案的不同，針對不同井段的不同位置進(jìn)行對比分析，得到不同方案的不同井深處的套管和水泥環(huán)受力情況。

2.1 一開井段井筒應(yīng)力分析

一開井段，固井方案Ⅰ和固井方案Ⅱ的明顯區(qū)別在于B 環(huán)空，而套管和C 環(huán)空沒有差別。取井筒1 000 m 處進(jìn)行分析，套管Mises 應(yīng)力如圖3 所示。

由圖3 可知，在1 000 m 井深處，套管內(nèi)流體壓力為80 MPa 的壓裂工況下，油層套管的Mises 應(yīng)力遠(yuǎn)大于表層套管，固井方案Ⅰ的油層套管Mises 應(yīng)力最大為638.55 MPa，方案Ⅱ的油層套管Mises 應(yīng)力最大為479.68 MPa。因?yàn)榉桨涪竦腂 環(huán)空中為鉆井液，應(yīng)力傳遞效果較弱，所以在表層套管上的Mises 應(yīng)力大于B 環(huán)空中為水泥環(huán)的表層套管受力。同時(shí)由于套管內(nèi)壓較高，無法如方案Ⅱ一樣通過B 環(huán)空有效與井筒外層受力進(jìn)行對沖，導(dǎo)致油層套管上的Mises 應(yīng)力遠(yuǎn)高于方案Ⅱ。在相同條件下方案Ⅰ在壓裂時(shí)油層套管損傷風(fēng)險(xiǎn)更高。

B、C 環(huán)空內(nèi)水泥環(huán)上的應(yīng)力分析結(jié)果見圖4 和圖5，可以看出，方案Ⅱ中B 環(huán)空水泥環(huán)在徑向上受壓，最大壓應(yīng)力20.66 MPa；在周向上同時(shí)受拉和受壓，周向應(yīng)力自內(nèi)壁向外壁由拉應(yīng)力逐漸轉(zhuǎn)為壓應(yīng)力，拉應(yīng)力最大為3.37 MPa。方案Ⅰ和方案Ⅱ中C 環(huán)空水泥環(huán)在徑向和周向上都是受壓，且方案Ⅱ中C 環(huán)空水泥環(huán)的徑向應(yīng)力數(shù)值比方案Ⅰ更大。方案Ⅰ徑向壓應(yīng)力和周向壓應(yīng)力最大值出現(xiàn)在水泥環(huán)內(nèi)壁，分別為7.38 MPa 和3.38 MPa；方案Ⅱ徑向應(yīng)力和周向應(yīng)力最大值同樣出現(xiàn)在水泥環(huán)內(nèi)壁，分別為9.64 MPa 和3.03 MPa。水泥環(huán)在徑向和周向上的壓應(yīng)力都遠(yuǎn)小于抗壓強(qiáng)度，失效風(fēng)險(xiǎn)低。

對比圖4 和圖5 可以發(fā)現(xiàn)，無論采用方案Ⅰ還是方案Ⅱ，C 環(huán)空內(nèi)水泥環(huán)在徑向和周向上都是受壓，且應(yīng)力數(shù)值不大，無失效風(fēng)險(xiǎn)，此時(shí)2 種方案差別不大。從B、C 環(huán)空水泥環(huán)來看，采用方案Ⅱ時(shí)，水泥環(huán)的周向應(yīng)力自上部到下部由拉應(yīng)力逐漸轉(zhuǎn)為壓應(yīng)力，且壓應(yīng)力不斷增大。逆推可知B 環(huán)空中水泥環(huán)在頂部受拉且拉應(yīng)力較大，存在失效風(fēng)險(xiǎn)。

綜合分析一開井段數(shù)值模擬結(jié)果可知：油層套管在相同條件下，方案Ⅰ和方案Ⅱ都有一定的井筒完整性失效風(fēng)險(xiǎn)，就壓裂工況而言，兩方案區(qū)別不明顯。實(shí)際使用時(shí)，可通過提高油層套管鋼級或增大水泥環(huán)抗拉強(qiáng)度來降低井筒完整性失效風(fēng)險(xiǎn)。

2.2 二開井段井筒應(yīng)力分析

二開井段，方案Ⅰ和Ⅱ中都只有一層套管且造斜段和水平段基本一致，2 種方案的區(qū)別位于直井段。直井段套管和水泥環(huán)在壓裂時(shí)的Mises 應(yīng)力見圖6 和圖7，可以看出，方案Ⅰ的油層套管Mises 應(yīng)力最大為369.30 MPa， 方案Ⅱ 的最大為511.50MPa，采用固井方案Ⅱ時(shí)，油層套管損傷風(fēng)險(xiǎn)高；固井方案Ⅰ中，B 環(huán)空水泥環(huán)在徑向上受壓，最大壓應(yīng)力25.13 MPa，周向受拉，最大拉應(yīng)力0.19 MPa，拉壓應(yīng)力差距過大，采用摩爾-庫倫判定準(zhǔn)則進(jìn)行失效判定［24］，判定值為?0.565，無失效風(fēng)險(xiǎn)。

對壓裂時(shí)水平段油層套管和水泥環(huán)的受力情況進(jìn)行分析，結(jié)果顯示2 種固井方案下油層套管上的Mises 應(yīng)力相同（圖8）。B 環(huán)空中水泥環(huán)的徑向應(yīng)力和周向應(yīng)力也相同（在此取任取一種結(jié)果進(jìn)行展示），如圖9 所示。

從圖8 可看出，方案Ⅰ和方案Ⅱ在水平段固井方案相同，計(jì)算得到的油層套管Mises 應(yīng)力相同，最大為348.60 MPa，油層套管損傷風(fēng)險(xiǎn)低。從圖9 可看出，水泥環(huán)在徑向上受壓，最大壓應(yīng)力41.85 MPa，接近抗壓強(qiáng)度，有較高壓縮破壞風(fēng)險(xiǎn)；在周向同樣受壓，最大壓應(yīng)力14.70 MPa，無破壞風(fēng)險(xiǎn)。

綜合分析二開井段數(shù)值模擬結(jié)果可知，相同條件下，方案Ⅱ在直井段和水平段都有較高失效風(fēng)險(xiǎn)，不利于井筒安全，就壓裂工況而言，方案Ⅰ更有利于保持井筒完整。在選用方案Ⅰ時(shí)，以通過提高水泥環(huán)抗壓強(qiáng)度來降低水平段井筒完整性失效風(fēng)險(xiǎn)。

2.3 固液交界處井筒應(yīng)力分析

對固液交界處進(jìn)行單獨(dú)分析，取固井方案Ⅰ的一開井段1 300 m 固液交界處建模計(jì)算，壓裂時(shí)油層套管和表層套管上的應(yīng)力計(jì)算結(jié)果見圖10，可以看出，內(nèi)外層套管在固液交界上部和下部差別明顯，油層套管的Mises 應(yīng)力在鉆井液段最大為555.72MPa，明顯大于在水泥環(huán)段的356.74 MPa。表層套管的Mises 應(yīng)力在鉆井液段最大為8.66 MPa，明顯小于在水泥環(huán)段的58.96 MPa。鉆井液段油層套管Mises 應(yīng)力更大，有損傷風(fēng)險(xiǎn)。

進(jìn)一步分析B、C 環(huán)空中的水泥環(huán)受力，結(jié)果如圖11 所示。可以看出，B、C 環(huán)空內(nèi)水泥環(huán)在徑向和周向上受壓。B 環(huán)空水泥環(huán)上端內(nèi)壁徑向壓應(yīng)力最大為32.86 MPa，周向壓應(yīng)力最大為14.90 MPa；下端內(nèi)壁徑向壓應(yīng)力最大為27.46 MPa，周向壓應(yīng)力最大為13.95 MPa。C 環(huán)空水泥環(huán)上端內(nèi)壁徑向壓應(yīng)力最大為15.85 MPa，周向壓應(yīng)力最大為16.01MPa；下端內(nèi)壁徑向壓應(yīng)力最大為16.99 MPa，周向壓應(yīng)力最大為15.73 MPa。水泥環(huán)上壓應(yīng)力都在42MPa 以內(nèi)，無失效風(fēng)險(xiǎn)。

綜合分析圖10 和圖11 可知，在方案Ⅰ固液交界處，鉆井液段和水泥環(huán)段內(nèi)外層套管應(yīng)力分布規(guī)律與單獨(dú)分析時(shí)一致，在交界處過渡明顯，應(yīng)力變化大，鉆井液段油層套管有一定損傷風(fēng)險(xiǎn)；B、C 環(huán)空水泥環(huán)徑向和周向壓應(yīng)力的最大值均位于交界面上，應(yīng)力分布均勻性差，但壓應(yīng)力不大，無失效風(fēng)險(xiǎn)。整體來看，固液交界處有一定失效風(fēng)險(xiǎn)，但是可以通過提高油層套管鋼級來降低風(fēng)險(xiǎn)。

3 結(jié)論

（1） 井筒的B 環(huán)空被鉆井液充填時(shí)，油層套管受力較大，損傷風(fēng)險(xiǎn)更高，建議采用高鋼級油層套管來防止壓裂時(shí)高內(nèi)壓導(dǎo)致的套管損傷，技術(shù)套管或表層套管采用一般鋼級即可。當(dāng)其他環(huán)空被鉆井液填充時(shí)，類推即可得到對應(yīng)規(guī)律。

（2） 井筒的B 環(huán)空被水泥環(huán)充填時(shí)，水泥環(huán)周向上在上部受拉，中下部受壓，頂部有一定拉伸破壞風(fēng)險(xiǎn)；在徑向上一直受壓，底部有較高壓縮破壞風(fēng)險(xiǎn)。建議采用高抗壓強(qiáng)度和高抗拉強(qiáng)度的水泥環(huán)，防止被破壞，降低水泥環(huán)密封失效風(fēng)險(xiǎn)。C 環(huán)空中的水泥環(huán)上應(yīng)力較小，一般無風(fēng)險(xiǎn)。

（3） 吉木薩爾地區(qū)二開水平井采用固井方案Ⅰ效果更好，該方案在壓裂工況下完整性失效風(fēng)險(xiǎn)較低。推薦吉木薩爾地區(qū)三開水平井采用一開水泥漿返到井口、二開水泥漿返到中性點(diǎn)以上、三開水泥漿返到上一開次套管鞋之上200 m 的固井方案。