针对页岩油水平井套管整形开展了技术调研，改进并研发了系列整形工具，结合室内试验结果完善了施工工艺，并在沧东凹陷页岩油水平井GD1701H井现场试验取得了成功，为下一步连续管扫塞、恢复全井段产能提供了通道。

1.  页岩油水平井套变现状

如果套变点在A靶点附近，体积压裂时无法实施分段下桥塞封堵，发生套管变形后不能改造的井段一般就放弃了施工，投产时井筒不能满足连续管扫塞，造成页岩油井产量低、开发时间短，井控资源量得不到有效利用。

为了降低体积压裂造成的套管变形概率，除了优化压裂工艺外，还采用提高套管钢级、增加壁厚来增强套管抗变形能力，页岩油水平井的套变数量得到了有效控制。但是，页岩油水平井压裂套损机理复杂、影响因素多，套损种类也较多，如丝扣渗漏、套管本体穿孔和套变缩径等，尤以套变缩径占比最大，前2种套损井采用补贴管或膨胀管工艺可以恢复生产，套变缩径处理难度大，行业内尚未有成熟的案例可供借鉴。

2. 常规液压整形技术及其不足

滚珠碎裂变形落井。滚珠设计硬度都比较高，受挤压时易碎裂落井；同时，滚珠槽受到滚珠挤压变形，造成滚珠挤出落井。

工具串受力不均蹩断。胀套工具串总长度达到10～15 m，工具之间为丝扣刚性连接，在液缸下推力作用下，胀管器胀头无法准确找正井眼，工具串轴向和径向受力不均匀，存在蹩断落井的风险。

套管回弹有效期短。锥形胀头最大外径段通过变形点后，变形套管回弹卡住胀管器；更为严重的是，套管经过常规液压整形修复后，短期内回弹恢复原先变形状态，造成生产管柱卡钻，现场已经发生多起类似案例。

3. 页岩油水平井液压整形工具

扩张式胀管器。扩张式胀管器如图1所示，胀头由芯轴和扩张牙片组成，芯轴外部和分瓣式扩张牙片内侧设计成6°～8°锥度斜坡。

保径短节。保径短节如图2所示，连接在扩张式胀管器后部，外径和胀管器胀头最大直径保持一致。

柔性短节。柔性短节如图3所示，由柔性钻杆单根丝扣连接而成，单根长度0.15 m，活动关节角度0°～4.5°可调，额定扭矩25 kN·m，抗拉强度1 200 kN。

减阻接箍和减阻短节。设计了减阻接箍（见图4）和减阻短节（见图5），分别安装在工具串中和大斜度井段处的管串中。

工具组合。页岩油水平井液压整形井下工具串组合自下而上为：扩张式胀管器+保径短节+（螺旋刮削器）+柔性短节+动力杆+多级液压加力器（增力液缸）+水力锚组+泄压阀+水力锚组+震击器+加速器+18°斜坡钻杆。

4. 室内试验

试验器材。试验平台，ϕ139.7 mm ×12.7 mm TP125V级套管，压力机，系列套管液压整形工具。

试验步骤。1）将套管固定在试验台上，用压力机加压，折算外挤力为870 kN，套管内径从118.6 mm变形至47.0 mm，模拟井下变形套管。2）将套管固定在试验台上，试验台推送机顶杆连接扩张式胀管器，模拟井下套管修复过程。

试验结果。室内试验结果表明，页岩油水平井变形套管液压整形技术可行，液压产生的下推力使整形胀管器不断扩径，将套管内壁胀压恢复圆形状态，从而达到修复变形套管的目的。试验结果也表明，施工时需要考虑胀头找正，胀头由小到大分步实施。

5.  现场试验

页岩油水平井变形套管液压整形技术先在庄6-12-10井和西36-4井等2口直井进行了现场试验，均取得了成功。此后，该技术在页岩油水平井GD1701H井进行了现场试验。

通过胀套工具的合理配置和精心施工，经过7趟修复，GD1701H井套管通径从94.75 mm恢复至115.60 mm，恢复率97.45 %，并消除了变形套管的回弹应力。ϕ112.0 mm ×1.20 m通井规顺利通过变形井段至井底桥塞，下ϕ50.8 mm连续油管带+ϕ79.0 mm×4.90 m螺杆钻具+ϕ108.0 mm磨鞋顺利扫塞至井底，半年后停喷带压下泵投产，产液量由修复前的9.6方/天增加至23.2方/天，后期2次检泵维护施工均未发现套变现象，套管修复施工效果较好，满足了地质开发需求。

6. 结论与建议 

1）改进并研发了系列井下工具，完善了现场施工工艺，形成了胀头自动找正、套管滚压加固和辅助解卡等技术系列。

2）室内试验表明，页岩油井高钢级套管需要的整形力大，对工具要求高，相对而言更适合使用扩张式胀管器，施工时要保证胀头能自动找正。

3）现场试验表明，页岩油水平井变形套管液压整形技术能够恢复套管内径，避免压裂丢段，满足投产时连续管扫塞恢复底层井段能量的需要。

4）页岩油水平井变形套管液压整形技术要遵循“降低级差、胀滚结合、柔性找正、震击防卡”的技术思路选配井下工具，并根据井下显示和起出工具的磨损程度及时做出调整。

5）建议进一步建立理论模型，准确计算不同钢级变形套管需要的外推力，优化工具数量，缩短工具串长度，进一步提高页岩油水平井变形套管液压整形技术的工艺适应性。