张国仿 （中石化江汉石油工程公司，湖北 潜江433121）

袁欢，吴雪平，周福新 （中石化江汉石油工程公司钻井一公司，湖北 潜江433121）

许明标 （长江大学石油工程学院，湖北 武汉430100）

王晓亮 （荆州嘉华科技有限公司，湖北 荆州434000）

1 工程概况

建页HF-2井是川东褶皱带石柱复向斜建南构造上1口预探页岩水平井，井身结构设计见表1，完钻井深2888m。该水平井钻遇地层主要为页岩，为防止页岩垮塌，采用油基泥浆钻进，钻井液性能见表2。油基泥饼对固井质量有着较大影响，钻进至1335m时发生井漏，地层承压能力差。固井设计应重点解决油基泥浆滤饼的清除以及提高水泥浆防漏、防窜性能。

表1 建页HF-2井井身结构设计数据

表2 建页HF-2井钻井液性能

2 固井施工技术难点分析

1）水平段长1000m，定向造斜率高，易在井壁形成小台阶；造斜点至A靶点 “狗腿度”相对较大，起下钻过程中易形成键槽；井眼曲率大，水平段长，套管与井壁间摩阻大，直井段套管提供的自行下滑动力有限；水平段井眼轨迹易成 “蛇形”波浪起伏，井斜超过70°后，套管重量的90%将作用于井壁，套管偏心严重，这些因素造成套管下入困难且居中度低。

2）使用油基泥浆，井壁形成油膜层，难以清洗，影响到水泥胶结质量。使用油基泥浆钻探的井固井质量难以提高，是国内外固井界的共识［1～3］。要求固井水泥浆前面的前置液 （清洗液和冲洗液），必须具备良好的润湿反转功能，将亲油性的井壁反转为亲水性的井壁，以提高水泥浆胶结质量；同时还要求其具有良好的稳定性能和冲刷能力，最大限度地将清洗下来的油性泥饼冲洗出来。

3）井深1357．42～1363．6m为漏失层，地层承压能力低，安全窗口窄 （0．02g／cm3）。固井施工压力较高，注替过程中容易发生漏失，造成水泥浆返高不足；替浆排量降低，影响顶替效率，造成固井质量差；固井井漏严重时，井内液柱压力降低，不能达到压稳气层的要求，导致发生气窜。

4）页岩水平井固井，水泥浆的性能要求高，特别是水泥浆体系的稳定性、API失水量、流变性和自由液的控制难度大；气井要求水泥浆防气窜能力强；大斜度和水平段会因水泥浆析水使水泥下沉，在环空顶部形成水带，使水泥石顶部与井壁形成间隙并影响水泥石强度的正常发育；常规水泥浆凝固后体积收缩，会在水泥环与井壁形成微间隙。因此要求水泥浆防气窜、防漏失、零析水、沉降稳定性良好，水泥石耐腐蚀、强度发展快、体积收缩少等良好性能。

3 技术分析与相应施工技术措施

1）优化通井方案。为保证套管的顺利下入和提高套管居中度，强化通井方案，确保井眼畅通。电测完后使用双扶通井，通井钻具组合：

加强钻井液流变性、润滑性能的处理，降低下套管的摩阻；应用固井计算机软件，利用井眼轨迹、井经、井斜等数据，对套管下入及在井内居中度进行模拟。

2）优化扶正器安放设计。设计选用两种扶正器：弹性双弓扶正器和刚性树脂旋流扶正器。浮鞋或浮箍上方3～5m，安装定位环以便固定扶正器；水平井段，每根套管安放一个扶正器，采用弹性双弓扶正器和刚性树脂旋流扶正器交替安放；上部套管鞋重叠部分300m，每根套管安放一个弹性双弓扶正器，井口以下200m，每根套管安放一个弹性双弓扶正器；斜井段保证2根套管加入一个刚性树脂旋流扶正器；井口以下200m到套管鞋上300m的套管部分，每5根套管安放一个弹性扶正器。

3）采用高效油基滤饼清除技术。长江大学开发的VERSACLEAR高效油基钻井液固井清洗液和FLUSHER冲洗液，能有效地清洗和冲刷井壁和套管壁的油膜，将亲油性的井壁反转为亲水性的井壁，提高了水泥浆与一、二界面的胶结质量和顶替效率。该清洗液对油基钻井液的乳化效率高，在一定排量下对油基钻井液及其泥饼不断清洗冲刷，并在清洗液中得到增溶，使钻井液被清除，泥饼被冲蚀进而被润湿，并为后续冲洗液进一步对钻井液的顶替提供保障。FLUSHER冲洗液经过高速搅拌后体系均匀分散，有利于将清洗液清洗的油基和泥饼顶替干净，提高水泥浆的封固质量。

4）严格的套管下放程序。建页HF-2井在井深1357．42～1363．6m为漏失层，下套管时严格控制下放速度，每根套管下放时间不少于60s，坚持边下套管边灌浆，并观察返浆情况；下完套管后调整钻井液性能，降低钻井液黏度，改善钻井液的流动性；替浆时，领浆出漏失层后降低替浆排量，降低固井时井漏风险。

5）双凝双密度韧性胶乳水泥浆体系。采用长江大学开发的韧性胶乳双凝水泥浆体系，通过固相和水基材料选配，提高水泥浆防气窜、防漏失、稳定性及水泥石强度等性能。领浆密度1．45g／cm3，稠化时间246min，尾浆密度1．90g／cm3，稠化时间181min，确保压稳地层的情况下提高水泥浆的流动性，降低流动阻力，减小井内压力；水基中加入LATEX胶乳对水泥浆体系的流变性影响不大，能有效控制水泥浆中液相的运移，降低失水量，提高水泥石的强度；水泥浆中加入FLO-S降滤失剂、减轻剂与胶乳复配后进一步降低失水量及非常低的自由液含量；水泥中加入一定比例的MX增强防窜剂的颗粒性物质，可以有效地填充在水泥石的微细孔隙中，起到支撑孔隙和填充孔隙的作用，在受到巨大外力的作用下，可以协助增强水泥石抗击破坏的能力，提高抗冲击强度并有利于提高水泥浆的防气窜能力；水泥浆中加入一定比例的FIB纤维，提高水泥浆的韧性，固化后提高水泥石的抗压强度，有利于封堵漏失层。

6）漂浮顶替技术。水泥浆顶替作业期间，采用低密度顶替液实现漂浮顶替，来改善顶替效率，提高居中度和固井质量。

7）双混双注双替技术。采用2台水泥车泵注清洗液和冲洗液，2台水泥车采取分开混浆共同泵注水泥浆、双车替浆的施工工艺，并控制好排量，确保水泥浆配制密度均匀和施工压力正常，注浆连续，保证了水泥浆顶替效率和固井质量。

4 现场应用情况

4.1 水泥浆体系性能

领浆配方：100%G级水泥＋67%淡水＋5%胶乳LATEX＋20%低温减轻增强剂STR＋30%减轻剂＋2%降滤失剂FLO-S＋0．6%稳定剂STAB56-1＋1．5%分散剂DISP＋6%增强防窜剂 MX＋0．5%膨胀剂BOND-1＋0．5%缓凝剂RET-M＋0．5%消泡剂DESIL＋0．2%纤维FIB （密度为1．44g／cm3） （配方中的百分数均为质量分数，下同）。

尾浆配方：100%G级水泥＋27%淡水＋13%胶乳LATEX＋1．0%降滤失剂FLO-S＋1．0%稳定剂STAB56-1＋0．75%分散剂DISP-S＋6%增强防窜剂 MX＋1%膨胀剂BOND-1＋0．2%缓凝剂＋0．9%消泡剂DESIL＋0．1%纤维FIB（密度为1．90g／cm3）。

领浆和尾浆体系性能参数如表3所示。水泥浆体系具有较强的抗压强度和良好的低温性能。

表3 水泥浆体系性能参数

4.2 前置液性能

前置液包括清洗液和冲洗液，其性能参数见表4。清洗前后的油基泥浆滤饼现象见图1、2。其中，清洗液配方：淡水＋20%VERSACLEAR＋加重剂 （密度为1．38g／cm3）；冲洗液配方：淡水＋6%FLUSHER＋加重剂 （密度为1．40g／cm3）。

表4 前置液性能参数

4.3 现场施工工艺流程

现场工艺流程首先管汇试压，再依次注柴油、清洗液、冲洗液、领浆、尾浆，开档销压塞，注压胶塞液，替清水至碰压，检查回流，最后开井候凝72h，电测检测固井质量。现场施工工艺参数见表5。

4.4 固井质量

图1 清洗前的油基泥浆滤饼

图2 清洗后的油基泥浆滤饼

建页HF-2页岩气井水平段地层主要为页岩，井深1357．42～1363．6m为漏失层，地层承压能力差。针对现场具体情况，制定详细的固井技术措施，确保固井质量。在通井、扶正器的安放，前置液水泥浆体系以及注替工艺等方面都进行了针对性设计，现场施工严格按照设计进行，现场施工顺利，未发生水泥浆漏失，候凝48h，根据声幅曲线测定，在1280～1450m井段声幅值为10%～12%，1450～2888m井段声幅值为3%～5%，声幅曲线幅度低，说明套管与水泥胶结良好，固井质量达到要求。

表5 现场施工参数

5 结论

1）要保证油基泥浆长水平段井下套管顺利，必须优化井身结构，优选定向点和井眼轨迹，确保平滑的井眼，减少 “狗腿度”，可以大幅度减小套管摩阻；同时做好模拟通井，去除岩屑床、保证井眼畅通；应用固井计算机软件，利用井眼轨迹、井径、井斜等数据做好模拟计算，合理确定套管扶正器安放位置及类型，可以保证套管安全顺利下入，并保证套管居中度，为提高固井质量提供前提保障。

2）套管扶正器的安放不一定增加下套管的下放摩阻，相反其安放位置和类型的优选合理，可以有效减少下套管的下放摩阻。

3）油基泥浆长水平段固井技术的关键在于前置液的设计，应用有针对性的高效清洗液和冲洗液，优化其性能，能有效清洗和冲刷掉油基泥饼和油膜，实现润湿反转，提高固井水泥浆的顶替效率及胶结质量。

4）应用韧性胶乳双凝水泥浆体系，配方中乳胶、FLO-S降滤失剂、减轻剂、MX增强防窜剂及FIB纤维的加入，能够有效降低水泥浆的自由水，增加水泥浆防气窜性能，提高水泥浆的稳定性及胶凝强度，并有一定防漏失功能，是油基泥浆长水平段固井水泥浆体系的最佳选择。

5）漂浮顶替技术以及双混双注双替技术有助于提高套管居中度，改善顶替效率确保固井质量，针对于水平井固井作业效果明显。

［1］吴雪平，许明标，周福新 ．韧性胶乳水泥浆在试验评价及其水平井固井作业中的应用 ［J］．石油天然气学报 （江汉石油学院学报），2014，36 （6）：34～37．

［2］王毅，彭志刚，徐浩然 ．水平井复合水泥浆体系研究及应用 ［J］．钻采工艺，2009，34（2）：103～105．

［3］姜伟 ．渤海大位移水平井固井关键技术研究及其应用 ［J］．中国海上油气 （工程），2002，14（4）：28～34．