目前国内普遍采用的页岩气开发方式是水平井平台式开发，由于受地形、征地、施工和生产等因素的制约，常规情况下一个平台部署6~8口水平井。水平井方向一般垂直于最大主应力方向，压裂后形成的裂缝垂直于水平井井筒，这样可以破碎更多的页岩储层，开发效果最好。目前水平井井距一般介于300~500 m之间。页岩气水平井压裂施工一般采用拉链式工厂化作业模式，分2轮施工，每轮2~4口井，压裂和泵送射孔交叉进行，作业时间短，施工效率高。国内页岩气水平井设计长度一般超过1 500 m，压裂设计段数超过20段，段长在60 m左右，实际单段压裂使用压裂液在2 000 m³左右，加砂量在100 m³左右。

由于压裂过程中大量的压裂液和压裂砂进入地层，在压裂过程中或压裂后经常出现套管变形的问题。套变不仅影响正常的压裂施工，耽误工期，改变既定的施工次序和技术措施，降低后续的压裂段数，最终影响产能，长远看还会影响后期生产和作业，进一步影响整体开发效果。如A公司某井施工过程中用连续油管带Ø108 mm通井规通井，至4 638 m遇阻，尝试3次未通过；然后用连续油管带Ø96 mm通井规通井至4 643 m遇阻；第2天用连续油管带Ø83 mm通井规通井至4 644 m遇阻，上提遇卡；第3天用Ø83 mm模拟射孔枪下井遇阻，换连续油管带Ø73 mm通井规通井至4 644 m遇阻，上提遇卡，后用Ø73 mm模拟射孔枪遇阻，铅印显示约10 cm圆弧印痕；第4天用连续油管带Ø73 mm铣锥，下至4 644 m遇阻，磨铣无进尺，上提遇卡；第5天用连续油管带Ø90 mm铣锥，下至4 644 m遇阻，磨铣无进尺，上提遇卡，起油管，拆卸工具，发现磨痕集中在铣锥根部。之后根据该井套变情况重新优化压裂工艺并进行后续的压裂施工。目前页岩气水平井压裂施工一般采用大通径免钻桥塞+触发式滑套分段压裂工艺，水力泵送射孔桥塞联作，若套管变形或其他因素导致桥塞无法下到位，则采取高强度暂堵球实施暂堵、分压来补救，结合缝内转向技术尽可能提高改造体积，如果套变复杂或长度较长，则采用复合暂堵分级转向压裂工艺，降低施工风险^[9-11]。总之，页岩气水平井的压裂过程中的套变对现场的正常施工影响很大。

A公司在威远页岩气示范区的57口压裂水平井，套变28口。其中威远202区块19口压裂水平井，套变16口，套变率84.2%；威远204区块38口井，套变12口，套变率31.6%。B公司在威远页岩气示范区也有50余口压裂水平井，2个区块的套变率与A公司的数据相近。

通过分析100余口压裂水平井的基础资料，包括套变井套变的井筒位置、地层情况、套变形状、套变处固井质量、套变处套管参数、压裂参数、套变与时间的关系、套变与井间干扰的关系等，发现套变主要与压裂液用量和加砂量有明显的相关关系。套变多数是在压裂过程中发生。套变处的套管固井质量在压裂前的检测中一般较好，可以认为套变处的固井水泥环是在压裂过程中渐渐损坏的。另外，压裂过程中的微地震监测资料显示，利用蚂蚁体裂缝预测技术预测的天然裂缝在压裂过程中多有开启，但发生套变的位置位于天然裂缝发育带的并不多。

A公司和B公司在威远202区块和204区块的水平井压裂采用的工艺技术指标差别不大，但在这2个区块的套变率相差很大，不同公司在同一个区块的套变率一致，因此认为从分析2个区块的页岩气储层物性的差异应该能够找到影响套变的主要原因。

威远页岩气储层主要位于志留系龙马溪组和奥陶系五峰组。龙马溪组上部主要为绿灰色泥、页岩夹泥质粉砂岩，下部为灰色、深灰色、灰黑色、黑色的页岩。龙马溪组厚度分布不均，沿威远地区的东南方向变厚；该组主力页岩气储层位于底部的50~100 m内，最好的“甜点”位于最底部的龙一₁¹。五峰组厚度在0.5~15 m，顶部为全区广泛分布的坚硬的生物灰岩，中、下部主要为泥岩、白云质页岩、泥灰岩。之下的宝塔组上部为兰色灰岩、生物灰岩，质纯，岩性致密而脆，局部重结晶，向西则局部变为了白云质页岩。

威远202区块和204区块的页岩气岩心差别明显，如图1，图2所示。202区块页岩气储层龙一₁¹下部层理缝极为发育，是一段岩性特殊的粉砂质页岩储层，龙一₁¹上部层理缝相对不发育。204区块页岩气储层龙一₁¹下部、上部层理缝都较为发育，相对而言，下部比上部层理缝更为发育。威远202区块取心井的测井综合解释得出龙一₁¹下部硅质含量最高，意味着含气最丰富，五峰组顶部的生物灰岩硅质含量最低。表1是威远202区块A井测井解释有效孔隙度表，“甜点”区有效孔隙度为5.6%，五峰顶的生物灰岩有效孔隙度仅有0.6%，各段的有效孔隙度的差别较大。该井测算的纵向上的储层破裂压力结果，五峰组顶部最高为85.4 MPa，龙一₁¹下部最低为55.5 MPa，相差30 MPa。在水平井压裂过程中，裂缝最先大规模开启的是龙一₁¹下部的“甜点”区，大规模体积压裂后将会形成以“甜点”区为主体的立体缝网。

图  1  威远202区块A井岩心

Figure 1.  The core of well A in Weiyuan block 202

图  2  威远204区块B井岩心

Figure 2.  The core of well B in Weiyuan block 204

页岩气水平井压裂的套变问题从2014年起就引起相关专家的重视。田中兰^[1]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模型，对影响套管损坏的主要因素进行了分析。如水泥环中存在虚空段，压裂时温度大幅下降引起虚空段内的流体收缩，再耦合套管弯曲应力、套管摩阻等载荷后，会导致页岩气井套变。于浩^[3]认为套变是压裂过程中地层岩石性能降低、改造区域不对称、施工压力大以及地应力场重新分布等共同作用的综合结果。国内很多学者从钻完井、固井、套管、压裂工艺设计到现场施工，从管柱力学、岩石力学、流体力学到渗流力学分析压裂过程中的套损机理，主要认为页岩储层抬升、页岩层横向滑移和裂缝滑移等破坏了固井的水泥环，套管剪切变形、错动，最终导致套管变形。前期成果主要从工程技术的角度探索套变原因，油田现场压裂套变仍然继续发生。

笔者在前期大量研究的基础上，从地质储层的角度，结合工程技术的应用特点，分析认为威远202区块套损率特别高的主要原因在于该区块页岩储层的特殊性。首先威远202区块的水平井的水平段设计轨迹位于龙一₁¹，整体来看，前期完钻的水平井段落在龙一₁¹下部的“甜点”区中的长度比例并不高。在钻井过程中部分井段进入龙一₁¹下边的五峰组顶部的坚硬的生物灰岩。一旦水平段钻遇五峰组，在压裂过程中，位于坚硬的五峰组中的水平井段相对不动，位于容易破碎的页岩储层中的水平井段由于压裂导致的井段周围页岩破碎、固井水泥环破碎等，反复错动，特别是靠近五峰组井段的两侧就是层理缝最发育的粉砂质页岩层段“甜点”，固井保护最先失效，导致套变。

A公司威远202区块16口套变页岩气水平井，套变点位于“甜点”区的有14口，其中钻遇五峰组的7口井全部套变，其余7口井的套变点位于A靶点附近；另外2口井的套变点认为落在裂缝发育带。204区块38口页岩气水平井，12口发生套变，其中9口井的套变点落在“甜点”区，且主要发生在A靶点附近的“甜点”区；另外3口井的套变认为可能和裂缝发育带有关。204区块20个套损井点中14个位于A靶点附近，占70%；202区块33个套损井点中11个位于A靶点附近，占33%。威远202区块除去与五峰组有关的套变井的套变率和204区块的套变率相近，且主要位于A靶点附近。

威远202区块和204区块的“甜点”储层有所不同，主要区别在于“甜点”之下的坚硬的五峰组顶部的生物灰岩厚度不同，202区块的生物灰岩厚度大于1 m，204区块的生物灰岩小于0.2 m，五峰组在204区块明显变薄。威远202区块的水平井钻入生物灰岩的比例较高，较厚的生物灰岩限制了压裂过程中位于其中的部分水平井筒的错动，而位于“甜点”区中的固井水泥环容易失效，导致套变主要发生在“甜点”区中，这是2个区块的水平井套变率差别较大的主要原因。

分析威远202区块的水平井压裂的微地震资料，发现在压裂段的水平井轨迹位于“甜点”之上时，压裂的起裂“事件点”主要位于轨迹之下的“甜点”区中，因此认为202区块的水平井压裂形成的立体缝网主要分布在龙一₁¹下部的“甜点”区中，这样压裂时大量的压裂液和压裂砂分布于龙一₁¹下部的“甜点”区中，导致套变点绝大多数也位于“甜点”区中。威远204区块龙一₁¹下部的“甜点”之上的页岩储层的层理缝相比威远202区块更为发育，204区块压裂时形成的立体缝的分布范围广得多，因此除去与五峰组有关的套变之外，威远204区块的套变率整体上比威远202区块的稍低。至于套变的理论模式和机理，应该是多种模式存在，是多种因素相互作用的过程。由于储层的纵向和横向上的非均质性较为复杂，威远页岩气示范区的应力应变也很复杂。考虑到威远区块大范围的地应力机制不同于其他已开发的页岩气区块，另外威远页岩气区块的层理缝发育也非常丰富，页岩气水平井压裂时形成以“甜点”为主体的横向缝为主的立体缝网，这些储层因素和地应力特点导致威远202区块页岩气水平井压裂时易套变。

(1)通过对威远202和204页岩气区块的100余口压裂水平井的基础资料分析研究，威远区块压裂水平井套变点多数位于层理缝发育的“甜点”区，套管外水泥环首先损坏。

(2)威远202区块套变率高于204区块，因为202区块的套变大部分与水平井段钻穿坚硬的五峰组有关，在压裂过程中五峰组生物灰岩中的套管保护较好，相近的“甜点”区中的一部分套管周围的水泥环由于各种力反复作用容易破碎，致使在“甜点”区套变发生。

(3)储层地质特点、压裂设计和地应力特殊性是威远区块压裂水平井套变的主要影响因素，其水平井压裂套变特征清晰，规律明确，可以根据页岩气储层特点和测井资料进行预测，钻前工程设计优化和完钻后进一步优化压裂设计都可以预防套变。