为加快中国石油页岩气业务发展步伐,西南油气田分公司积极组织科技攻关及现场试验。截止到2013年底,研究区共钻三口页岩气水平井,全部采用分段压裂技术,三口水平井全部出现套损。已经压裂页岩气井套损造成产层丢失,影响单井产能,带来巨大经济损失。本文针对研究区内页岩气水平井套损问题展开研究,通过大量的文献调研以及油田现场施工资料分析,将套损特点总结如下:(1)所有套管变形均发生在某段水力压裂结束后;(2)发现变形位置离上段压裂位置存在一定距离;(3)套管变形情况随压裂段数的增加而加重。通过与采用相同压裂工艺的四川致密油井及北美页岩气套损形态类比,初步判断研究区套损形态为剪切套损;通过对研究区3 口页岩气水平井套损单井分析,以套损点为单位,结合套损综合图、微地震等资料,将页岩储层压裂导致的套损原因归结为三种:即断层活动、岩性界面滑动及套管接箍失效,并建立了相应的地质模型;通过大量的室内测试工作,获得了龙马溪组页岩地应力特征、岩石力学参数以及页岩水化特性,明确了地应力差值较大、脆性指数较高等特性是影响套损的内在因素;以套损单井分析、地应力特征等为基础,结合套损地质模型,建立了套损剪切力学模型,分析了地应力差、内聚力和内摩擦角以及引起地层滑动的临界注入压力。本文通过套损综合分析,最终提出了页岩储层套损预防措施:1)控制注入压力,防止断层和地层滑动。2)调整井眼轨迹,减少井筒剪应力载荷:综合考虑井筒所受剪应力和压裂体积,建议井筒方向与水平最小主应力方向夹角为30度至45度。3)保护套管接箍,避免在接箍处射孔。