页岩气是中国油气能源发展的重要战略方向之一，其中深层页岩气（深度大于3 500 m）相比中浅层而言，资源量更大、分布更广泛，且所处地层温度高、地层压力大，促进了有机质的生烃转化，为页岩气的富集提供了基本条件，对开创中国页岩气勘探开发新局面具有重要意义^[1-2]。页岩气是一种富集于粉砂岩、泥页岩等致密岩层中的天然气，储层特低孔隙度、超低渗透率的特征决定了其开发难度巨大，为了实现大规模工业化开采需要采用水平井大型多级分段水力压裂方式才能有效地完成增产改造目的^[3-5]。然而，压裂过程中套管应力、温度均发生了极大的改变，导致生产套管处于极端恶劣的工作环境下，套管变形（简称套变）损坏的现象屡屡出现，深层页岩气套变现象更为严重。套变会导致井下工具下入困难，不仅增加了页岩气开采的技术难度，还影响了后续压裂增产作业的及时开展^[6]，套变严重的部分水平井段甚至直接被放弃施工^[7]，大幅降低了单井采收率及产气量，造成了严重的经济损耗，影响了页岩气开发整体的经济效益。

当前，套变问题已成为制约中国页岩气大规模高效开发的瓶颈技术难题，国内外众多专家学者针对套变因素及防治措施进行了研究，如Benedetto等^[8]分析了Vaca Muerta页岩气井各施工阶段的情况，发现完井时固井质量差的射孔段易发生套变现象；Sugden等^[9]在对页岩气井生产套管优化设计研究中指出，压裂过程中固井质量较差的造斜段受温度变化产生的温度应力影响会造成井眼轨迹狗腿度发生改变，既引起弯曲应力增大，又使环空流体压力降低，最终导致套管的抗压能力减弱而造成套变；Skomedal等^[10]对Ekofisk油田开采井的套变位置进行了统计分析，认为剪切变形或穿过井眼的弱结构面滑动、非对称地应力是导致套变的主要原因；Adams等^[11]认为油气开发、压裂过程改变了地应力的分布，使岩层受剪切力影响沿着天然裂缝/断层滑移，若套管正穿过滑移面，岩层滑移将引起套管的剪切变形；蒋可等^[12]发现在套管偏心和水泥环缺失的情况下会产生应力集中现象，当套管所受应力超过其屈服强度时会发生套变；戴强^[13]在分析四川地区页岩气井套变现象的基础上，将页岩气井套变原因分为2种，一种是弯曲应力、套管疲劳、套管磨损造成的套管强度减弱，另一种是井周应力场变化、纵向上地层变形差异、水泥环破坏导致的套管所受外载荷变化；田中兰等^[14]探究了套管弯曲、温度效应、轴向压力等多因素耦合对套变的影响，并对页岩层滑移机理及其与套管剪切变形的关系进行了分析，认为当套管位于页岩层间的滑移区域且与滑移方向呈较大角度时，极易发生剪切变形；陈朝伟等^[15]认为大排量高压压裂液的泵注会造成天然裂缝/断层内的孔隙压力变大，使天然裂缝/断层活化发生滑移而导致套变，并提出了水力压裂为套变的外在因素，断层/裂缝和层理发育为套变的内在因素；郭雪利等^[16]基于震源机制原理，利用现场微地震数据反演了断层滑动距离，对断层夹角、断层滑动距离、水泥环弹性模量等因素对套变的影响程度进行了分析，认为在压裂施工之前明确页岩储层的断层分布，尽量避免在断层发育层段作业，是降低套变发生概率的有效手段。

在对国内外页岩气井套变类型及因素分析、防治措施等文献调研的基础上，总结页岩气井套变的类型、主要控制因素及机制，探讨深、浅层页岩气井套变影响因素的异同点，探索套变防治对策，以期为套管质量、水泥环力学性能及压裂施工方案的优选提供了理论依据，降低页岩气井套变风险，保障页岩气田的安全高效开发。

套变问题是油气资源勘探开发长期以来面临的难题之一，也是近年来影响深层页岩气开发整体经济效益的重要因素。国外对套变的研究相对较早，但在2010年以前关于页岩气井的套变研究并不多，中国自2010年开始着重发展页岩气产业。在页岩气井水力压裂过程中套变现象尤为突出，一些深层页岩气井甚至在压裂前就已经出现了套变现象。套变已成为套损的重要形式之一，严重制约了页岩气资源的高效开发与利用，也引起了众多专家学者的重视，他们围绕套变问题开展了一系列富有成效的研究。

根据套变时间可将页岩气井套变类型划分为未压先变（压前套变）、单点变形和持续变形3种。未压先变是指套管在下入井中后、压裂前发生的变形损坏；单点变形是套管在压裂施工作业进行时部分井段发生变形，该类变形一般不会随着压裂的持续进一步扩展，这是套变的常见类型；持续变形也是套管在压裂施工作业进行时部分井段发生变形，但该变形会随着压裂的持续而进一步扩展。

根据套变损坏后的测井形貌（利用多臂井径仪器、铅印等工具对损坏位置进行形貌测量），可将页岩气井套变类型分为挤压缩径变形（屈曲变形）和剪切变形2种^[17-18]（图 1）。挤压缩径变形是指套管在变形位置处所受外挤力的非均匀程度增加，致使套管发生屈服与变形，通常表现为套管内径变形，而中心轴未发生相对错动，变形位置一般呈椭圆形，且具有对称缩径的特征，缩径变化率一般较小^[19-20]，该类套变会造成流体通过能力降低。四川盆地涪陵区块从开发投产至2016年12月底有8口页岩气井发生了套变，其中因套损放弃压裂段66段，放弃比例超过90%^[21]，通过铅印工具对损坏位置进行测量发现部分套变点具有明显的缩径现象，这说明因水力压裂造成页岩气井挤压缩径变形而引发的套变为该区套变的主要类型之一^[22]。剪切变形是指大排量高压压裂液泵注入地层后，天然裂缝/断层内的孔隙压力不断升高，当缝内摩擦力减小至小于断裂剪应力时，天然裂缝/断层活化发生滑移，导致穿过其中的套管发生剪切变形，表现为套管横截面的内径变化不大，但中心轴发生相对错动，变形位置处一般呈单侧缩径，常呈S形，该类变形比套管挤压缩径变形更严重，缩径变化率也更大，同样会造成流体通过能力降低^[20]。对加拿大多沃内地区页岩气井水力压裂时出现的严重套变现象进行统计后发现14口深层页岩气水平井中有11口井发生了套变，变形点达19个^[23]，以剪切变形为主，剪切变形和挤压缩径变形分别占47.3% 和21.6%。四川盆地威荣区块投产至2018年4月有6口深层页岩气井，其中5口井的铅印形状观察显示套管受到巨大的侧向挤压载荷，发生严重变形，只有1口井未发生套变情况，套损率高达80.0%^[21]，根据以往研究，该区块深层页岩气井套变现象绝大部分（超过60.0%）发生在天然裂缝/断层附近，具有典型的剪切变形特征，次要套变类型为套管承受非均匀分布载荷发生的挤压缩径变形^[24-28]。四川盆地长宁—威远页岩气区块截至2016年3月，共压裂施工141口井，其中36口井发生套变损坏，套损率达25.5%，郭雪利等^[16]对该区块的套变特征进行分析后发现，套变井段大多出现在天然裂缝/断层发育、岩层非均质性强的位置，其中在天然裂缝/断层发育区域套损率高达56.8%，具有明显的剪切变形特征。综上所述，深层页岩气井套变类型以剪切变形为主，且出现套变及套损的情况较中浅层更严重。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 页岩气井套管挤压缩径变形（a）及剪切变形（b）示意图 Fig. 1 Diagram showing squeezing diameter deformation (a)and shear deformation(b)of casing deformation in shale gas wells

造成页岩气井套变的原因除了常规油气藏套变主控因素外，还有页岩气井开采需经历的大规模、高强度、多级分段压裂的特殊性，这些特殊性造成页岩地层应力发生强烈变化，导致套管严重变形甚至破损。对页岩气井套变因素的研究可分为2个阶段，第一阶段是2010年之前，该时期国外关于页岩气井套变的研究相对较少，套变对页岩气的开发影响较小^[29-30]，而中国的多级分段水力压裂技术刚起步，套变问题主要存在于常规油气藏，专家学者们的研究重心也放在常规油气藏的套变问题上，对页岩气开发过程中的套变现象及影响因素研究不够系统全面。综合分析这一阶段国内外学者的研究可知，油气衰竭、蒸汽注入、储层注水等都可能导致常规油气藏的套管发生变形^[31-34]，但这与套管在页岩气井压裂过程中产生变形或未压先变的地质工程背景和变形机理上存在较大的差异，可借鉴意义较小。第二阶段为2010年后，随着中国大力开展页岩气勘探产业链，页岩气井套变事件频频发生且逐年上升，越来越多的专家学者开始关注页岩气井的套变问题，特别是2014年以后，四川盆地长宁—威远地区页岩气井着重推进多级分段水力压裂技术，随之产生的套变问题也愈加频繁，严重制约了页岩气勘探开发的安全性和经济性，促使学者们对页岩气井套变影响因素及机制展开了更深入的研究。

与中浅层页岩气储层相比，深层页岩气地层构造背景、断层演化特征更复杂^[35]，脆性矿物含量更高^[36]，岩石破裂特征更显著，天然裂缝更发育且类型更复杂^[37]，埋藏深度、温度、压力、地应力等方面也具有显著差异，导致套变问题也更严重、更复杂，使资源量占总页岩气总资源量80% 以上的深层页岩气增储上产开发面临着极大挑战。本文分别从工程因素和地质因素2个方面梳理页岩气井套变的主要影响因素及其研究进展，总结并探讨深、浅层页岩气储层内套变因素的异同。

常规压裂工艺是利用压裂管柱将压裂液注入储层中，流体压力只作用在压裂管柱上，套管所受载荷未发生改变，而页岩气井多级分段水力压裂技术具有压裂液流速大、注入体积大、泵压高的特点，多采用套管压裂的模式，压裂液进入井筒后利用套管泵注到储层内，在压裂过程中流体压力直接作用在套管内壁上，随着地层中的孔隙压力逐步升高，套管所受应力也发生相应改变。同时，随着大排量压裂液的泵注，井筒温度逐渐降低且下降幅度较大，套管在温度效应作用下还会产生轴向应力，也会影响套管的抗挤强度，造成套变。

对页岩气水平井套变主控机理的研究表明，在压裂施工过程中，井温变化是造成套变的重要原因之一^[38-43]。尹虎等^[39]采用有限差分法求解建立了页岩气井水力压裂过程中井筒瞬态热传导控制方程，分析了常规压裂和页岩气井多级分段水力压裂井温场的异同，认为压裂过程中，井温变化会在套管上产生温度应力（热应力），造成套管抗挤强度降低。席岩等^[44]为了探究温度应力对套管强度的影响，建立了井筒瞬态温度场二维有限元模型，模拟压裂过程中井筒温度及套管应力在力-热场耦合情况下的变化规律及其对套管强度的影响，得出压裂液排量越大，套管的抗挤强度下降越明显、套变风险也越大的结论。李彬^[45]通过数值模拟发现在页岩气水平井压裂时，套管内壁温度呈持续下降趋势直到接近压裂液温度，且降幅先增大后趋于稳定，并通过计算套管抗挤强度大小，得出当温度降低到80 ℃时抗挤强度也降低80% 的结论，认为压裂过程中井温变化造成套管抗挤强度降低的影响无法忽视；利用多物理场耦合数值模拟软件COMSOL模拟了页岩气水平井压裂过程中随着压裂液进入井筒，温度变化对套管受力的影响，其研究结果表明随着压裂液的注入，井筒温度逐渐降低，套管内部产生的热应力逐渐变大，且增幅较大，当压裂停泵的瞬时温度为压裂过程中最低温度值时，套管内壁产生的有效应力最大，套管抗挤强度降幅也最大，极易造成套管挤压缩径变形。

Sugden等^[9]、Adams等^[11]对美国页岩气井水力压裂过程中套管所受载荷产生突变的主控因素进行了分析，认为压裂过程中井温变化产生的温度应力增加了造斜段套管的弯曲应力，水泥环空内束缚流体压力快速降低，套管所受外载荷增加，而抗内压强度显著降低。田中兰等^[14]、Yan等^[43]认为水泥环空束缚流体收缩为套管抗内压强度降低的重要原因之一，在压裂过程中，井筒温度急速下降导致水泥环虚空处的束缚流体体积收缩，压力急剧下降，因致密页岩气储层具有特低孔、低渗的特征，无法在极短时间内补充压力，套管所受外压力的快速降低导致其所受有效内压力增加，套管受到局部非均匀载荷作用也会导致套变。然而，Yin等^[38]、范明涛^[46]认为水泥环空中的束缚流体膨胀对套管产生挤压作用，从而导致套变，压裂过程中高压压裂液或地层流体渗流到固井质量较差的水泥环空中形成圈闭流体，随着环空温度降低，水泥环虚空处的流体体积及压力均降低，停止压裂作业后，井眼附近裂缝闭合，会导致流体无法返排，在套管外形成局部载荷，随着停泵后井筒温度逐渐升高，水泥环空的温度亦上升，圈闭流体体积逐渐膨胀并形成较高的圈闭压力，致环空增压并挤压套管使其变形（图 2）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 页岩气压裂引起的水泥环环空增压示意图（据文献[47]修改） Fig. 2 Schematic diagram of annulus pressurization caused by shale gas fracturing

总结以往的研究成果发现，在进行水力压裂的过程中，压裂液的泵注会使套管管壁附近的温度发生周期性变化，随着大排量的低温压裂液泵入，套管附近地层温度迅速下降，温度的变化会对套管产生温度应力（热应力），由于地层传热，套管温度又会逐渐升高，而随着水力压裂持续进行，套管受到高、低温交替变化造成轴向载荷改变，尤其在套管弯曲段承受着持续的降温—升温—降温—升温过程带来的循环热应力作用，极易引起屈曲变形^[19]。同时，页岩气井多级分段水力压裂具有周期性特征，往往是上一段压裂完成后再压裂下一段，套管所受内压力和热应力也会随着压裂作业的持续进行呈周期性变化。因此，可充分考虑压裂液排量、摩擦生热、入口温度等因素对井温分布的影响，在直井段、造斜段、水平段不同初始条件及边界条件下，分别构建水平井井筒不同部位（套管内、管壁等）符合储层特征的井筒瞬态温度场模型，掌握压裂过程中井筒温度的分布规律，进而深入研究页岩气井压裂过程中温度变化对套管应力及强度（抗拉强度、抗挤强度和抗内压强度）的影响。

固井质量在页岩气开采过程中具有至关重要的作用，固井水泥环能够有效削减围岩对套管的挤压力来改善套管受力状态、增加套管的使用时效。在页岩气储层采用水平井技术开采的钻井作业过程中，因井斜角及地质因素等方面的影响，无法保证套管始终位于井眼正中心，尤其是当水平段套管较长时，套管下入过程中大斜度井段以及水平井段套管的重力方向从轴向转为径向，且由于井下情况较复杂，极易造成套管偏心，使套管承受不均匀载荷。固井作业时水泥环受偏心距影响沿圆周方向出现厚度不均匀现象，其刚度随水泥环厚度的减小而降低，当其无法承受地层压力时就会发生变形，从而导致套管受到强烈的应力集中，套管所受应力随水泥环偏心距的增大而增加^[48]，造成套变。此外，在注入水泥浆进行固井作业时，还可能存在井径大小改变、油气侵入环空等情况，造成环空中的钻井液无法被水泥浆全部替换，残余的钻井液被水泥包裹在环空中形成窜槽（水泥环缺失现象）^{[41, 49]}，导致对套管的封隔、保护作用减弱，固井质量降低。

以往在对套变机理进行研究时，对页岩气固井质量问题做过论述，认为水泥环缺失对套变的影响不可忽视，水泥环缺失部分在压裂时受到流体压力作用，使套管外壁局部受地应力载荷，同时套管还会承受水泥环的剪切作用，增加套管受到的应力水平，增加套变风险^[50-51]。李彬^[45]、范明涛^[46]、张炜烽^[52]从水泥环力学性质入手，探讨了套管壁上最大Mises等效应力值的变化情况（Von Mises Stress是一种屈服准则，屈服准则的值通常叫等效应力，称为Mises等效应力），通过数值模拟固定地层弹塑性不发生变化，在压裂过程中，套管管壁承受的Mises等效应力随着水泥环弹性模量的增加而增大，且水泥环弹性模量越大，其应力曲线越远离安全区间而极易受到破坏，导致井筒完整性失效，套管失去水泥环的保护，套变的概率增大；固定水泥环弹性模量时，套管管壁上最大Mises等效应力值随泊松比的减小而减小。因此，在制定页岩气固井作业方案时，在不影响压裂改造效果的情况下，应尽量选取水泥环力学性能偏弱的水泥进行固井，减小套管所受有效应力，从而降低套变风险。

在合理选取水泥环力学参数的条件下，对水泥环的缺失研究主要包括水泥环缺失形态不同、环向上缺失角度不同、径向上缺失厚度和位置不同时对套管应力的影响分析。国外学者根据现场与室内实验分析结果，将水泥环缺失形态分为月牙形缺失和圆形缺失^[53-54]。严攀^[55]通过数值模拟，得出了水泥环圆形缺失对套管应力的影响比月牙形缺失更大的结论，认为水泥环圆形缺失极易发生应力集中，造成套变的几率更大。水泥环在径向位置上的缺失主要为第一胶结面缺失和第二胶结面缺失（图 3），当水泥环第一胶结面或第二胶结面缺失时，套管的应力会随着水泥环缺失厚度的增加逐渐增大。第一胶结面缺失对套管应力的影响更大，当缺失厚度低于某一临界值时，套管的应力几乎不发生改变；当缺失厚度超过某一临界值时，套管的应力急剧变化，甚至与同一条件下水泥环全部缺失时的应力极值相当^{[41, 56]}。张炜烽^[52]、蒋可^[57]和张智等^[58]在固定水泥环缺失位置及缺失形态的条件下，基于页岩气井大规模、高强度、多级分段水力压裂及复杂井眼轨迹下作业的特征，构建了套管-水泥环-地层组合体模型，模拟结果显示在水泥环缺失厚度相同的条件下，套管应力会随缺失角度的变化发生相应的改变，缺失角度偏小时，套管最大应力增加量很小，而缺失角度较大时，水泥环缺失将造成套管内壁出现强烈的应力集中现象，水泥环的缺失厚度和缺失角度决定了应力集中的程度；由于建模参数不同，对套管最大应力达到极值时的缺失角度也有不同的模拟结果，但大多数模拟结果显示在水泥环缺失角度大于约60°时，随水泥环缺失角度增大，套管应力最大值降低。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 水泥环第一胶结面（a）及第二胶结面缺失（b）示意图 Fig. 3 Shape diagram of the first bonding surface(a) and second bonding surface(b)missing of cement ring

综上所述，固井质量产生的套管偏心、水泥环缺失现象是造成套变的重要因素，而实际施工中水泥环不仅在固井过程中因操作不当等会发生缺失，还会因压裂过程中水泥环无法抵抗过载压力而发生缺失，且缺失形态更为复杂多变，故在研究水泥环缺失对套管应力影响时应先探讨缺失形态的规律性，合理简化缺失形态模型。通常水平段的水泥环并不是整段缺失，在开展固井质量对套变影响机制的研究时，还应综合考虑水泥环长度、径向位置和厚度、环向角度缺失等情况以及套管偏心。实施固井作业时应合理优选水泥环性能，提高固井质量，降低水泥环缺失现象的发生概率，在放入套管时选择合理下入方式，使造斜段和水平段套管尽量保持居中，降低偏心造成的应力集中情况。

（1）套管疲劳

如前文所述，在页岩气工业化开采过程中，随着储层改造的反复进行，套管承受了高、低温转换带来的轴向载荷变化，并反复呈现“拉伸―恢复—拉伸”的应力状态。根据戴强^[13]的研究，套变位置在水力压裂作业时承受的轴向载荷具有“加载—卸载—加载”的变化特征，该特征出现的频数随改造段数的增加而增加，造成套管因多次重复工作出现“疲劳”现象，使其局部抗挤强度降低，出现套变的几率增加。

（2）套管质量

套管能够抵抗外界最大作用力的强度与钢级和管体的横截面积均成正比^[59]，而管体的横截面积与套管壁厚度和外径均密切相关。有学者开展了套管壁厚度对水泥环完整性影响的研究，通过数值模拟分析套管壁厚度敏感性曲线，结果显示当套管内压达到水泥环屈服条件时，水泥环应力随着套管壁厚度的增加逐渐减小，因此认为套管壁厚度的增加有利于水泥环安全^{[46, 60]}。此外，在承受相同局部载荷情况下，套管管壁厚度越大、外径越小，最大Mises等效应力越小，套管抗挤强度越大；套管壁厚度过小则套管抗挤强度降低，极易达到屈服极限，产生挤压缩径变形，且变形量急剧变大，导致压裂施工作业工具因套管内径减小而下入困难，影响开发效益^[61]。因此，合理减小套管外径、加大套管钢级、增加套管壁厚度可以增强套管抗非均匀载荷的能力。

（3）井眼狗腿度

目前，页岩气井大多采用大斜度井、水平井进行开发，套管在下入时与井壁存在一定的摩擦阻力，当经过一段井斜角和狗腿度均较大的井段时会出现遇阻，特别是在水平段井眼轨迹向上倾斜时，套管下入愈加困难，而在下入遇阻时，通常是利用套管自身的重力上提下放使其下入到目的深度，该过程会在套管上产生轴向载荷，可能会使套管外壁出现损伤，导致损伤部位的抗挤强度下降，在轴向载荷处（弯曲段最为严重）的弯曲应力会削弱套管抗挤强度，发生挤压缩径变形，这也是造成页岩气井套管未压先变的主要原因。除此之外，在实施完井试油作业时，套管内壁因井下工具的频繁上提下放而产生一定程度的磨损，尤其是在狗腿度较大的井段和井眼从“下伸”转为“上翘”的部分井段，这种磨损表现得更加明显，套变致破损的概率更大。学者们采用有限元软件计算套管在不同井眼狗腿度下抗挤强度的变化，发现套管受到井眼弯曲的影响会在其两侧形成拉应力和压应力，使其抗外挤、抗内压强度下降^{[14, 19-20]}。

综上所述，在页岩气井多级分段水力压裂作业时，对所使用的套管质量进行优化，确保其能够达到施工过程中对套管强度的要求，可以降低套管发生屈服变形的概率。此外，提高水平段井眼轨迹平滑度，尤其在地层倾角较大、岩性突变的岩层，增强随钻跟踪调整技术，实时调整井眼狗腿度大小，也能降低套变风险。

在页岩气勘探开发中，地质因素也是造成页岩气井套变的关键因素。当大排量高压压裂液注入目的层段后，会造成井筒周围地层有效应力场重分布，且在页岩气井多级分段水力压裂作业中，岩层中层理或天然裂缝可能会与水力压裂形成的裂缝相互连通形成复杂的网状裂缝，使施工作业井段的储层综合弹性模量（岩石损伤）下降，造成压裂段套管所在位置的应力场变得极为复杂。从理论上来讲，若岩层综合弹性模量小，其抵抗外部地应力的能力随之减弱，岩层更易发生较严重变形并传递给水泥环，导致套管直接受到水泥环的局部高应力而发生变形；相反，若岩层综合弹性模量大，则其抵抗外部地应力的能力较强，岩层变形程度降低，使水泥环承受较小的岩层应力，水泥环传递到套管的有效应力亦减小。

为了厘清页岩气井套变主控因素及其受力状态与岩石力学特征的关系，李彬^[45]、张炜烽^[52]、范明涛等^[62]利用有限元软件进行了水力压裂前、后套管所受Mises等效应力的模拟，结果显示，水力压裂前地层岩石没有遭到破坏，套管并未达到屈服强度，变形量很小，但随着高压注液水力压裂的进行，岩石的力学性能逐渐下降，套管也开始达到屈服状态，套管Mises等效应力呈先降后增的趋势，先下降是因为压裂过程中井筒内压是造成套管Mises等效应力增大的主控因素，岩层岩石力学性能降低，抵抗地层有效应力的能力变弱，大部分地层有效应力直接作用在套管上，并与井筒内压互相抵消，使套管所受有效应力减小；在地层弹性模量减小到某一数值后，套管所受有效应力基本由地层有效应力主导，随着地层弹性模量的持续下降（围岩变“软”），其承载非均匀应力场能力变弱，导致传递到套管壁上的应力值急剧增大。由此可见，在压裂过程中，未经过压裂的页岩地层脆性较大、硬度较高、弹性模量大，其抵抗非均匀地应力的能力较强，传递到套管上的应力更小，但随着高压压裂液通过套管上的射孔孔眼渗入地层，地层围岩被迫张开，导致页岩储层遭到张性破坏，产生复杂裂缝网络，硬度和弹性模量均变小，其抵抗非均匀地应力的能力也随之降低，造成传递至套管的有效应力明显增大。因此，多级分段水力压裂作业前、后套管受到的有效应力相差较大，发生套变的几率较高。

页岩在沉积成岩过程中形成了较明显的层理面，使岩层在力学性质上存在明显的各向异性^[63]，会造成套管所受局部应力增加。国内已有学者在开展页岩气井套变因素研究时考虑到了页岩储层的各向异性，如李军等^[64]在构建套管-水泥环-地层组合体模型时融入了地层力学参数各向异性的影响，使用该模型计算得到的套管应力比常规模型（未考虑储层各向异性）得到的套管应力值增加了约10%。席岩等^[65]以岩石横向各向同性本构关系理论为基础，构建了新型套管-水泥环-地层组合体三维有限元模型，证明了页岩储层各向异性对套管最大Mises应力的影响随地应力非均匀程度的增加而增大，在水泥环力学性能相同的情况下，考虑页岩储层各向异性时的套管最大Mises应力比不考虑该因素时更大，套变几率也更大。此外，在对页岩储层进行压裂施工作业时，因储层的各向异性，大排量高压压裂液可能会优先选择层理面作为渗流通道，这不仅阻碍了裂缝朝远处延伸，还会造成压裂液窜入邻近未进行储层改造的井次，使其应力场发生突变，进而造成套管受非均匀外载荷作用而产生变形。总体而言，储层的各向异性虽然不会直接造成套变，但在固井质量、井筒降温、井眼弯曲等多因素耦合情况下，难以保证其对套变没有影响。因此，在开展套变影响机制研究时考虑多级分段水力压裂过程中的储层岩石力学特性变化和各向异性的影响非常有必要。

中国海相页岩气储层成岩过程复杂、多阶段构造演化的特征形成了多元化的储层结构，强非均质性特征突出，表明页岩储层纵向上不同深度处的岩石力学性质具有显著差异，套管承受着复杂非均匀变化的地应力场作用。地应力为远场力，套管-水泥环-地层组合体的受力过程表现为岩层受非均匀地应力发生位移，水泥环受到岩层位移的影响发生变形，并将所受应力传递给套管，套管无法抵抗过载应力发生变形的过程。在页岩气储层多级分段水力压裂施工作业中，大排量高压压裂液持续泵入地层并压开井周裂缝使其不断扩张，“打碎”了井筒周围的地层，构成水力压裂区，岩石强度骤然减弱，井筒周围地应力重分布，套管所处地质环境因非均匀地应力的增加而变得十分恶劣，导致套变或破损。

为了探索非均匀地应力的形成过程及其对套变的影响机理，Lian等^[66]、于浩等^[67]建立了页岩气水平井套管损坏的有限元模型来反演地层水力压裂作业中微地震监测数据。模拟结果显示，水力压裂作业中地层周围地应力无时无刻不在变化，导致套管承受的有效应力变大、发生变形；研究中还提出了局部区域出现地应力场“应力亏空”的概念，将在高压裂施工压力下页岩地层原始体积破碎，短暂失去了地应力作用，发生了应力反转行为，出现应力为零和应力为正值区域的现象定义为“应力亏空”，将“零应力”区和“张应力”区合称为“应力亏空”区。虽然“应力亏空”区对裂缝起裂、扩展延伸，复杂网状裂缝的形成和裂缝导流能力的提升具有积极作用，但也会造成套管在岩层中发生“悬空”现象，并受到非对称地应力在其与岩层之间形成的横向剪切力，从而沿径向出现变形。为了明确非均匀地应力对套变的影响，有学者开展了套变数值模拟研究，模拟结果显示随着最小与最大水平地应力之差变大，套管开始进入屈服阶段，当套管Mises等效应力达到最大值时，已发生了较为明显的变形^[68]；随着地应力差异系数K（水平最大主应力与垂向主应力之比）变大（固定垂向主应力，增大水平最大主应力时），套管内壁应力极值变大，应力不均匀性显著升高，其径向位移也逐渐增大，当K = 1时，套管-水泥环-地层组合体正位于均匀地应力场，套管管壁各点所受应力相等，当K > 1时，组合体正位于非均匀地应力场，K值越大，其应力场的非均匀程度越高^{[21, 45, 51, 69]}。这些研究认为在大规模多级分段水力压裂施工作业中，地应力场重分布导致地应力差异系数K值不断改变造成套管所受非均匀载荷增大，是造成套变的主要因素。

此外，页岩储层非均质性强，代表着套管将会频繁穿过岩性界面，而在岩性界面处极易发生应力集中现象。理论模拟分析及测井资料表明，发生套变的周围岩层不同岩性交替分布，地应力急剧变化，套管应力最大位置正好位于岩性界面位置，两侧岩层弹性模量之差越大，套管应力集中程度越高^{[20, 70]}。同时，在压裂过程中地层被压开，缝网越复杂，压裂改造体积就越大，因页岩储层层理结构发育，造成裂缝扩展具有不均匀性，而页岩气勘探开发时大多利用分段、重复、同步压裂的技术手段进行储层改造，会明显加大压裂改造区的裂缝扩展不均匀程度，从而造成页岩地层地应力重分布，剪切应力增大，使套管承受巨大载荷作用，发生套变的几率增加^[64]。

综上所述，水力压裂作业可以改变井筒周围地应力重分布情况，造成套管受不均匀载荷而变形的现象，且为天然裂缝或微断层的滑移提供条件。在实际现场作业时钻完井下套管时就发生了变形，其本质就是地下应力场发生了改变。明确古应力和现应力的变化情况是解决这一问题的关键，也是目前需要解决的难点。可综合利用常规测井资料、微地震资料等，采用有限元法精细刻画研究区现今的地应力场，可根据各向异性岩石物理实验结果求取三向应力大小并绘制地应力差异系数K分布图，划分不同三向应力关系下的应力机制，探究研究区整体应力机制差异化分布，还可以利用电成像资料等评价地应力方向，构建最大/最小水平应力方位图，指导水平井井眼轨迹方案制定，为后续天然裂缝/断层滑移风险评价提供理论依据。

页岩特别是深层页岩地层（深度大于3 500 m）往往经历了多期剧烈的构造运动，成岩过程非常复杂，地层中常发育天然裂缝、岩性交界面与弱结构面等，在水力压裂施工作业时，持续扩展的水力裂缝与天然裂缝、节理相邻或交错沟通。然而，页岩属于横观各向同性材料，沉积成岩过程中形成了较明显、结合强度较弱的层理面，当受到沿层理面方向的剪切力时，岩层之间可能会出现沿层理面相对滑移的现象（图 4）。尤其在大排量多级分段水力压裂中工程因素的影响下，页岩地层特低孔、低渗的特征造成压裂过程中储层处于持续憋压状态，当注水压力大于层理面与垂向地应力之间的结合强度时，压裂液会沿着发生轻微分离的层理面或天然裂缝弱结构面进入地层并开启渗流通道，延伸到地层深处，在压裂液的支撑作用下，2个层理面间的正应力会显著降低，而压裂液、支撑剂对层理面和弱结构面的润滑作用会使本身黏结效果就较薄弱的层理面、弱结构面间的摩擦系数减小，削减了层理面、弱结构面的剪切强度，当剪切应力的大小超过了岩石抵抗剪切破坏的强度时，地层极易发生剪切滑移^{[14, 41, 71]}。若井筒穿过天然裂缝/断层，套管正位于岩层间的滑移区域，并与滑移方向呈较大角度时，地层与套管之间明显的体积差会让套管无法抵抗地层变形，从而发生剪切变形甚至破损（图 5）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 页岩气地层剪切滑移示意图 Fig. 4 Schematic diagram of shear slip in shale gas formations

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 页岩气井多级分段水力压裂过程中压裂液在井间的渗流示意图（据文献[81]修改） Fig. 5 Seepage diagram of fracturing fluid between wells during the process of multi-stage segmented hydraulic fracturing of shale gas wells

有专家学者认为天然裂缝/断层的存在是页岩气井发生套变的重要因素。如陈朝伟等^{[15, 18]}在研究威远地区的地质特征、多级分段水力压裂施工对页岩气井套变影响的相关性时发现压裂液易沿渗流通道进入页岩地层的天然裂缝中，且随着压裂液的不断流入，天然裂缝内孔隙压力会不断增大，当达到某一临界压力时，地层发生剪切滑移，致套管剪切变形，套变的位置与微地震所显示的滑动裂缝/断层在走向与方位上几乎一致，证实了套变与天然裂缝/断层之间的相关性。李留伟等^[27]利用多臂井径测井进行三维成像处理时发现套变多表现为上、下错动的S型变形，具有受到裂缝错动的侧向挤压形成套管剪切错位的特征，较严重的套变多发生在无法抵抗剧烈构造应力而形成的断层破碎带、天然裂缝带的山脊或谷底，故将压裂施工作业中天然裂缝/断层滑移视为页岩气井发生极严重套变现象的根本原因。Dong等^[72]分析了四川盆地志留系龙马溪组页岩地层38口发生了套变的施工井，从下入的铅印中发现套变的位置两侧向反方向移动，与多臂井径仪器显示的结果相符，都具有由岩层滑移导致的剪切变形特征；将发生套变的区域和水平井井眼轨迹投影在蚂蚁追踪图上，可观察到发生套变的区域和蚂蚁体识别的断层十分吻合，进一步证实了套变与断层之间的关系。总而言之，学者们目前大多都认为水力压裂诱发的天然裂缝/小断层滑动是套变的重要因素^{[16, 18, 26, 73-77]}，加强探索天然裂缝/断层滑移机理及其对套变的影响规律研究很有必要。

页岩地层是会发生弹性变形的弹性介质，Liu等^[74]、Yin等^[75]利用数值计算断层滑移量与套变量之间的关系，发现套变量比断层滑移量小2~3 cm，因此，直接将天然裂缝/断层滑移量当成套变量的研究误差较大。在此基础上，郭雪利等^{[16, 21]}从震源机制理论出发，利用微地震数据反演断层滑移量，构建了断层滑移的三维有限元模型来探索断层滑移对套管应力、变形量的影响规律，断层未滑移时，套变量微乎其微，而随着断层滑移量的增加，套管应力、变形量骤然变大。高德利等^[47]进一步按照压裂裂缝与断层相交交点的不同位置，构建了3种不同断层滑移激活类型条件下断层滑移量的计算模型，为有效计算断层滑移量提供了思路。李军等^[78]、张全胜等^[79]均在分析压裂活化断层的作用机制上，结合断裂力学理论，构建了压裂工况下的断层滑移量计算模型，其计算结果与实测套变数据相吻合。另外，也有研究发现最小水平主应力越大，天然裂缝发生滑移的概率越大，若压裂裂缝与天然裂缝/断层距离越小，则滑移量越大，且其滑移量在套管径向上的位移分量会随天然裂缝/断层滑移面倾角角度的增加而增大，造成套管剪应力与应变均增加^{[21, 71, 80]}。

总体而言，当大排量高压压裂液渗流到天然裂缝/断层后，会对天然裂缝/断层及周围地层的稳定性造成一定影响，从而导致套变（图 5）。因此，在压裂改造前掌握天然裂缝/断层的空间分布、发育情况至关重要。针对这一问题，可综合利用岩心、气测录井、常规测井及远探测等资料开展裂缝产状及发育级别方面的研究，结合微地震资料实现断层滑移风险级别评价及断层滑移量计算，因断层滑移量不等同于套变量，建议采用有限元数值模拟等手段对二者进行转化，并通过分析现场实际压裂套变井的套变类型、位置、成因规律来总结其钻井、固井、压裂施工相关参数的特征，为今后高风险滑移层段的压裂方案设计提供理论指导。由于天然裂缝/断层的分布无规律可循，目前运用地球物理资料对天然裂缝/断层的识别精度偏低，导致在研究断层滑移风险评价及计算的滑移量相关参数与实际情况有偏差，可以在完善精细评价天然裂缝/断层方法的基础上开展下一步研究，制定更有针对性的套变预防方案。

页岩气井套变因素研究的初始阶段只考虑了井筒温度、固井质量、套管质量和井眼狗腿度等的影响，随着对套变机理探索的深入，如今已转变为充分考虑裂缝/断层滑动、各向异性、非均匀地应力、井筒温度等多因素耦合作用下的套变问题研究。综合国内外对页岩气井套变类型及其影响因素的研究成果发现，与中浅层相比，深层页岩地层一方面具有断层发育更复杂、天然裂缝更发育、强非均质性的特征，使套管处于非均匀变化的地应力场状态下；另一方面工程参数如泊松比、弹性模量、地层温度、水平应力差值、破裂压力、闭合压力都更高，产生天然裂缝/断层滑移的可能性更大，套管遭受剪切破坏的几率更大。因此，深层页岩气井套变主要形态为剪切变形，防治难度也更大。

页岩气井套变因素研究的最终目的是防治/治理套变，其关键在于预防，在明确套变类型、影响因素以及深层和浅层页岩套变类型、影响因素异同的基础上，针对页岩气井套管防护形成了以下措施。

（1）针对深、浅层页岩气井套变共同存在的问题

①针对井筒降温导致的套管抗挤强度下降造成的套变，在满足压裂设计的条件下，适当控制井筒温度、尽量控制注入强度。②针对固井质量差导致的套变问题，在固井作业设计中采用水泥环力学性能参数较低的水泥固井，减小套管所受有效应力，增大安全系数，保证水泥环的完整。③针对因套管质量问题造成的套变，可适当减小套管外径、增大壁厚、提升钢级，降低套管所受应力，加强其在非均匀载荷下的耐受度。④针对井眼轨迹造成的套变问题，利用岩石力学特性结合初始地应力场特征来设计合理的钻井方案，尽量让井眼轨迹平滑，降低因目的层微幅构造发育而频繁穿层及因上提下放套管产生管壁磨损造成抗挤强度下降的风险。

（2）针对深层页岩气井套管发生剪切变形，以天然裂缝/断层滑移的影响最显著的问题

①在井眼轨迹方案制定时设计水平段的延伸方向与岩层层理方向一致，降低层理面发生剪切破坏造成岩层损伤演化加速的概率。②结合测井数据和微地震数据，明确页岩储层中层理面与裂缝的发育情况、掌握裂缝/断层在空间上的非均匀分布及岩性突变层段，进而预测发生地层滑移风险较高的层段，尽量避开高风险剪切滑移层段。③对不同级别滑移风险层段合理降低压裂规模、调整井筒方位，减小套管所受剪应力；合理减少压裂次数、增加单段压裂段长来减弱地应力累积集中效应；尽可能缩减完井到压裂改造的时间来避免未压邻井受大规模压裂液流窜影响而发生套变等，最终实现降低深层页岩气井套变风险的目的。

综合分析后提出了测井与工程相结合的套变预防方案研究方向：

（1）优选岩石力学特性较好的压裂层段。深层页岩地层岩石力学特性影响着套管抵抗有效应力的能力，在页岩气水平井各向异性岩石物理实验与数值模拟基础上，开展基于各向异性的测井资料校正，利用校正后的数据计算杨氏模量、泊松比、抗压强度等岩石力学参数和固有强度等，为地应力大小计算及优选岩石力学特性好的压裂层段提供理论依据。

（2）最优井轨迹与地应力的关系研究。地应力是断层活动性分析的主控因素，可以利用测井资料计算地应力大小，或者基于压裂施工资料，利用压降曲线分析法、G函数分析法等获取破裂压力、延伸压力、瞬时停泵压力、闭合压力等，分析无因次混砂浆摩阻与无因次混砂浆密度的定量关系，开展地应力大小计算，并通过电成像测井资料分析井眼崩落情况及拾取水力压裂缝、阵列声波资料判断快横波方位来确定地应力方向，得到地应力差异系数较大、岩性相互交替分布的层段，然后利用三向应力分析断层应力机制，探究最优井轨迹与地应力的关系，优化井轨迹，尽量避开高风险剪切滑移（地应力差异系数较大、岩性交界面、天然裂缝/断层极为发育）层段。

（3）裂缝识别与评价。通过分析已有水平井携砂液阶段各类压裂施工曲线所揭示的地质与工程信息^[82]，刻度水平井中不同裂缝层段、基质层段测井响应特征^[83]，进而探讨携砂液阶段各类压裂施工曲线类型与测井信息的关系，利用岩石力学、地应力等相关参数开展水平井地层裂缝识别与评价，预测天然裂缝/断层发育级别较高的层段，并采用微地震数据识别的裂缝/断裂结果进行验证，提高计算精确度。

（4）计算断层滑移量与套变量。利用三向应力结合莫尔-库仑准则构建断层滑移风险评价模型，根据微地震数据获取断裂半径、断裂逼近角等参数，基于复变函数和有限元方法建立断层滑移量及套变量计算模型。

（1）页岩气井套变类型主要分为2种典型形式，第一种是套管在变形位置处所受外挤力及其非均匀程度增加，致使套管发生屈服与变形；第二种是大排量高压压裂液泵注地层后，天然裂缝/断层内的孔隙压力会不断升高，缝内摩擦力减小至小于断裂剪应力时，天然裂缝/断层活化发生滑移，致穿过的套管发生剪切变形。深层页岩气井套变类型主要为剪切变形，出现套变套损的现象较中浅层更严重。

（2）页岩气井套变的工程因素有井筒降温、固井质量等，地质因素有岩石力学特性、非均匀地应力、天然裂缝/断层滑移。与中浅层相比，深层页岩层各井段的岩石力学性质具有明显差异，套管处于非均匀变化的地应力场状态下，且地层中存在天然裂缝/断层等薄弱层，随着大排量高压压裂液不断渗流到地层深处，天然裂缝/断层孔隙压力逐渐增大，诱发天然裂缝/断层发生滑移现象，从而使套管发生剪切破坏，是深层页岩气井套管剪切变形的主要因素。

（3）利用测井与工程资料计算岩石力学参数，探究地应力大小、方向及预测天然裂缝/断层发育情况，并根据地层岩石力学特性、地应力参数及天然裂缝/断层发育情况，结合地层不同剪切滑移风险级别优选和调整直井与水平井的完井方法、压裂层段或分段方式和长度，尽量避开高风险剪切滑移层段，是有效降低深层页岩气井套管剪切变形风险的防治手段。