0 引言

页岩气水平井生产套管柱的任务是为页岩气的压裂改造、生产以及后期重复压裂提供一条安全、规则的通道，生产套管柱的完整性体现在通道的密封性和几何形态的规则性^[1-3]。目前国内针对页岩气开发的工程技术研究尚处于完善阶段，页岩气开发的技术标准和理论体系尚不健全。一些页岩气区块在勘探开发过程中曾经出现了生产套管完整性失效的情况，比如井筒密封失效、套管变形、气窜以及井口带压等，影响了页岩气井的正常生产和寿命^[4-7]。

涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的页岩气田，为了确保页岩气水平井的安全开发，笔者所在课题组及时开展了页岩气水平井生产套管井筒完整性技术探索研究。首先改变传统思路，打破以往钻井工程与压裂改造各自为战的格局，基于套管设计+水泥浆固井+大型压裂的一体化理念，进行了系统的分析研究，形成了适应涪陵页岩气的水平井生产套管井筒完整性配套技术^[8-11]。

1 涪陵页岩气田井筒完整性面临的挑战

页岩气井用生产套管除了要满足一般气井的需求外，还要满足页岩气井长水平段分段压裂的特殊要求，具体如下：

(1) 除了为页岩气生产提供通道外，还要为压裂改造过程中的射孔、泵送桥塞、加砂压裂、钻塞作业以及后期可能的重复压裂提供安全、规则的通道。

(2) 大规模水力加砂压裂改造需在井口施加高泵压，对生产套管的抗内压强度和密封性能提出了更高要求。

(3) 高压射孔和压裂可能对水平段套管产生冲击变形，对生产套管抗挤毁强度要求高。

(4) 多次分段的大规模压裂施工，套管柱要承受温度变化及拉、压交变载荷，会对套管柱的强度和密封性能产生一定的影响。套管接箍在整个服役过程中稳定的几何形状与密封完整性是设计中要考虑的关键问题。

在涪陵页岩气田勘探开发过程中，针对生产套管面临的上述诸多挑战，课题组开展了系列研究，并在实践中不断提高井筒完整性。

2 涪陵页岩气田井筒完整性技术 2.1 满足大型压裂要求的生产套管优化设计技术 2.1.1 基于大型压裂的水平井生产套管柱优化设计

标准SY/T 5724—2008^[12]在有效内压力和外压力计算中没有考虑套管承受大型压裂的因素。为了达到页岩气层压裂改造的目的，采用大排量的施工模式，井口套管承受了较高的压力。目前，涪陵页岩气田焦石坝主体构造带平均井口施工压力60 MPa左右，遇到特殊复杂层段时，井口压力超过了90 MPa。

因此，页岩气水平井在设计选用生产套管时，应在行业标准SY/T 5724—2008的基础上，考虑大型压裂的因素，对套管有效外载荷计算模型进行必要修正。

在对页岩气水平井进行压裂时，生产套管柱承受的内压力有井口施工泵压、管柱沿程摩阻和压裂液静液柱压力，管外承受的外压力为地层流体的液柱压力。基于大型压裂的套管柱有效内压力计算公式为：

(1)

其中：

(2)

式中:p_ce为有效外压力，MPa；p_s为压裂时的井口施工压力，MPa；p_f为计算点的管内摩阻，MPa；ρ_f为压裂液密度，g/cm³；ρ_c为地层水密度，g/cm³；d为套管内径，mm；Q为压裂施工排量，m³/min；h为计算点垂深，m；L为计算点井深，m；δ为降阻比(压裂液摩阻与清水摩阻之比)，通过试验数据回归求取。

通过公式(1)和公式(2)可以看出，公式(1)反映了页岩气生产初期套管有效内压力随井深(垂深)的变化，而公式(2)反映了压裂过程中套管有效内压力随井深(垂深)的变化，且最大有效内压力都在井口，而压裂时的井口压力p_s远大于页岩气生产初期的井口压力p_bh，p_s的最大值为地面压裂管汇系统安全限压值。

按行业标准SY/T 5724—2008推荐的非塑性蠕变地层掏空系数取1.0计算，水平段之上，外压力取固井时钻井液液柱压力计算；水平段页岩气储层经过大规模的压裂改造，形成了大量有效的缝网，岩石的力学性能在纵向和横向均发生了改变，推荐采用《钻井手册(甲方)》中关于蠕变性地层段套管外挤压力计算公式，外压力取上覆地层压力计算。这样，套管柱的有效外压力计算公式由2段组成，可表示如下。

水平段之上井段：

(3)

水平段：

(4)

式中:ρ_m为固井时钻井液密度，g/cm³；G_v为上覆岩层压力梯度，MPa/m。

可以看出，生产套管柱的最大有效外压力发生在水平段。

2.1.2 基于大型压裂的水平井生产套管柱优化设计

行业标准SY/T 5724—2008推荐的安全系数为：抗内压系数S_i＝1.05~1.15，抗挤系数S_c＝1.00~1.13，抗拉系数S_t＝1.60~2.00。

页岩气水平井生产套管柱的安全系数主要基于以下3个方面考虑：①页岩气水平井进行压裂作业时，生产套管柱的最大有效内压力在井口，这个压力取值是实测压力值，需要通过提高安全系数来预留余量；②高压射孔和大规模水力压裂对水平段套管产生外挤影响；③对页岩气储层实施压裂改造时，应考虑地层应力场变化对套管强度的影响。

综合考虑各方面的因素，涪陵页岩气田生产套管柱安全系数中，在行业标准SY/T 5724—2008的基础上，提高了抗内压系数和抗挤系数，推荐如下：抗内压系数S_i≥1.25，抗挤系数S_c≥1.50，抗拉系数S_t≥1.80。

材质的选择：涪陵页岩气田开发采用了“导管+三个开次”的井身结构，技术套管下至页岩气层顶部100 m左右，裸露的垂直井段短，封隔井段主要是页岩气，不存在其他含酸性流体的层段。为此，生产套管选用常规API系列材质。

钢级选择时，以生产套管抗内压强度为选择条件，并同时校核抗挤和抗拉强度满足安全要求。

涪陵页岩气田焦石坝区块一期产建区水平段埋深2 400~3 500 m，平均埋深2 600 m，压裂排量12~14 m³/min，井口压裂施工泵压限定值92 MPa，选择的ϕ139.7 mm生产套管抗内压强度值应大于115 MPa，最终生产套管选型为钢级P110、壁厚12.34 mm，其管体的抗内压强度为117 MPa，抗挤强度为122 MPa，为了提高套管的抗挤能力，与技术套管重复段选用P110钢级，裸眼段选用P110T钢级，抗挤强度由122 MPa提升至131 MPa。

2.1.3 页岩气水平井生产套管气密封螺纹特殊设计

API标准的ϕ139.7 mm套管螺纹有长圆(LTC)和偏梯形(BTC)2种螺纹类型。以ϕ139.7 mm P110钢级套管为例，当壁厚超过10.54 mm时，LTC扣接箍内屈服强度为93.7 MPa。随着管体壁厚的增大，管体名义内屈服强度会增大，当管体壁厚超过一定值时，就会出现接箍内屈服强度不及管体屈服强度的情况。图 1为API长圆螺纹套管和接箍连接示意图。

提高套管接箍强度可以从2个方面入手：首先是增加接箍薄弱带的厚度，即填平薄弱带，使其内径与管体接近，如图 2所示；其次是适度增加接箍的外径，也就是增加整个接箍的壁厚。

根据API 5CT提供的管材强度计算公式，填平薄弱带后，接箍外径增加至157 mm时，外径139.7 mm P110×12.34 mm套管接箍内屈服强度可以达到管体强度，接箍外径增加至159 mm时，接箍与管体的连接强度可以达到管体的抗拉强度。

通过与套管生产厂家天津钢管集团股份有限公司和宝山钢铁股份有限公司合作，在气密封螺纹的基础上，研发出了适应涪陵页岩气田开发的专用螺纹TP-CQ(FL)与JH-FL(BG)套管，该专用螺纹套管具有适应页岩气开发井的水压密封性能和中等气密封性能。根据套管设计方案确定采有P110×12.34 mm和P110T×12.34 mm套管。为了确保在井口压裂限定泵压(92 MPa)范围内的施工安全，压裂施工前对生产套管柱全井筒清水试压90 MPa，试压合格后方可进行压裂施工。为此，要求出厂的套管水压密封能力不小于90 MPa。为了确保生产套管的密封性能，套管生产厂家按API 5CT要求对套管做强度与标准静水压试验外，还要进行水压密封与模拟压裂试验。首批产品还要做水压密封失效试验，试验结果需满足现场作业实际要求的指标。

2.2 页岩气水平井生产套管顺利下入技术 2.2.1 套管下入现场操作保障措施

由于一口页岩气水平井的生产套管柱由数百根套管通过螺纹连接而成，这样螺纹连接部位就成了整个管柱的薄弱环节，只要有一根套管连接部位出现问题，整个套管柱的完整性就会失效。因此，在套管的下入过程中必须做到以下几点:

(1) 加强对套管螺纹密封面的保护。尽管研发了高强度套管专用扣，但这种特殊螺纹接头的密封性能是通过密封面来保证的，因此应在套管运输、装卸、丈量和清洗等操作过程中保护好套管密封面。

(2) 认真清洗套管螺纹，按要求涂抹合格的套管螺纹油。

(3) 采用带扭矩控制的液压套管钳进行作业，准确读取最大扭矩值/旋转圈数/时间。

(4) 严格按套管生产厂家推荐的上扣扭矩与上扣方法连接好每根套管。由于特殊螺纹接头具有扭矩台肩的结构，在上扣的过程中必须要出现拐点，确保上扣到位，而且拐点和最终扭矩大小要在厂家规定的范围之内。最终扭矩判断标准示意图如图 3所示。

2.2.2 套管螺纹气密封氦气检测技术

由于现场检测手段有限，对送井套管的检验仅限于套管钢级、壁厚、内径、外径、通径、长度及外观明显损伤等，对一些隐蔽性的套管螺纹损伤情况不能进行有效判别。为了避免将达不到密封性要求的套管下入井内，推荐在下套管过程中，对套管螺纹进行气密封性检测，确保整个生产套管柱的完整性。

气密封氦气检测工艺原理：氦气分子直径小，易于沿微细间隙通道渗透，能及时对泄漏预报。如图 4所示，在钻井作业井平台上，2根套管完成螺纹连接后，双封检测工具在管体内螺纹上下定位、坐封建立密封空间，往其中注入高压氦气，在螺纹外用高灵敏度探测仪探头检测，若氦气泄漏引起报警，就说明螺纹密封性不合格。现场检测结果表明：在检测的7 358根套管连接螺纹中，第1次检测不合格的螺纹达245个，占检测螺纹的3.33%，最终检测出不合格套管达到70根，占检测总量的0.95%。

2.2.3 套管顺利下入技术

套管居中度是影响固井质量的主要因素，涪陵页岩气水平井水平段长达1 500 m，因此套管居中问题更加突出，为此优化设计了套管柱居中方案。水平井段每根套管加一个扶正器，采用弹性双弓扶正器和刚性树脂旋流扶正器交替安放；采用漂浮技术，水泥浆顶替作业期间，采用低密度顶替液实现漂浮顶替，以提高顶替效率、居中度和固井质量，有效解决了页岩气井长水平段套管下入困难及居中困难的技术难题，1 500~2 000 m长水平段套管柱一次性下入成功率100%。中国石化石油工程技术研究院针对涪陵页岩气田水平井固井顶替问题，基于计算流体相关理论和方法，研究了套管居中度对水平井固井顶替的影响规律，开发了固井顶替效率预测模块，为水平井固井套管居中度合理设计及提高水泥浆顶替效率奠定了理论基础。

2.3 基于射孔与大型压裂的长水平段固井技术 2.3.1 弹韧性水泥浆体系

针对页岩气水平段大型多段压裂对水泥石密封性的高要求，研发了弹性、增韧性材料，有效改善了水泥石抗冲击性能和耐久性，弹性提高50%以上，韧性提高91%以上，形成了适合涪陵页岩气田的生产套管固井弹韧性水泥浆体系。该体系主要特点是水泥石具有良好的弹性、韧性，较高的强度以及自修复等特性，分段压裂及后期开发过程中水泥环仍有较强的密封能力。弹韧性水泥浆体系在应用中将涪陵页岩气田环空带压率降低了24.28%。

体系基础配方为：嘉华G级水泥+5%SP-1弹性材料+0.15%FP-2纤维+1.5%DZS分散剂+6%FSAM降失水剂+0.1%DZH缓凝剂+43%H₂O水。

2.3.2 配套固井工艺技术

针对水平段使用油基钻井液的特点，研制开发了高效冲洗隔离液。采用该隔离液，7 min冲洗效率即可达到100%，大幅提高了油基钻井液条件下的水泥环胶结质量。同时笔者还研发了旋转自导式浮鞋等专用下套管工具，开发了长水平段抬头下套管技术。

自主研制的弹韧性水泥浆和多功能冲洗隔离液等产品全部替代进口产品，在涪陵地区推广应用256口井，固井质量合格率100%，优质率89%，固井成本节约40%以上。配套的固井工艺技术满足了高泵压和大排量分段压裂施工要求，实现了页岩气固井技术国产化、自主化和工业化应用。

2.4 生产套管井筒密封失效处理技术

页岩气水平井投产前都要进行大型分段压裂，生产套管必须能承受不低于90 MPa的施工压力。由于井筒完整性的严苛要求，难以避免少数井筒出现井筒密封失效情况，所以查套找漏及套管密封失效治理是非常重要的补救技术手段。鉴于此，开展了柔性化学堵漏技术研究，通过处理剂、支撑剂、增强剂的筛选和开发，形成了一套适合涪陵页岩气田的微孔套管承压堵漏技术。该技术主要作用机理是：堵漏剂进入缝隙后在压差作用下挤出堵漏剂中的水分子，堵漏剂很快形成具有高强度的立体网状结构，但仍具流动性。随着柔性化学堵剂的挤入，不断充填立体网状结构的空隙，随着挤注压力的不断提升，漏失点得以封堵。

从2014年正式启动涪陵页岩气田一期产能建设项目，到2015年12月，产建区完成了189口水平井的压裂投产。由于从生产套管的选项设计、出厂检验到现场操作等方面实行了系统性的管控，每口井压裂前都进行了全井筒清水试压90 MPa的考验，压裂施工过程中没有出现套管变形，只有2口井井筒密封失效，采用柔性化学堵漏技术，使井筒密封失效的井得到了很好的治理，满足了分段压裂施工需求。

3 认识与建议

(1) 页岩气井的生产套管相比于普通气井，面临更加严峻的井下环境和诸多挑战，对这些影响井筒完整性的因素进行全面分析是提高页岩气生产套管井筒完整性的重要前提。

(2) 基于射孔及大型压裂，建立了新的套管有效外载荷计算模型，满足页岩气水平井开发要求。

(3) 基于气密封氦气检测工艺的套管下入技术和柔性化学堵漏技术，较好地应用于涪陵页岩气田生产套管气密封监测与治理中，能满足工程施工需求。

(4) 涪陵页岩气田生产套管井筒完整性技术对其他页岩气田具有借鉴作用。

(5) 建议深入开展重点目标区域井筒完整性关键技术的深入研究，尽快制定相关技术标准和行业规范。