陈 俊 鲁显兵 卢成辉 黄泰勇 向 晶 李洪源
安东石油技术（集团）有限公司 四川成都 6100571
长宁某井位于四川省宜宾市兴文县毓秀苗族乡某村长宁H 某平台，该平台由某钻探工程有限公司钻井二公司某钻井队承钻。该井为三开井，井深结构如表1 所示。三开设计井深5740m，垂深2842m，水平段长为3012m，最大井斜84.38°，于2020 年4 月5 日钻进至5750m 完钻，垂深2889m，水平段长为3070m，最大井斜87°，钻井施工正常。其后进行通井、电测，通井、下套管、至4 月21 日顺利完成固井施工。
表1 井身结构
套管顺利入井及居中度控制是页岩气水平井固井的关键技术之一，需要分析套管受力情况，优化套管管串结构，使用合适的套管下入工艺技术[1]。本井下套管前，根据所下套管的刚度，使用Φ165.1mm 钻铤加双扶正器的钻具组合进行通井，对遇阻卡点、缩径、易垮塌井段进行认真划眼，下钻到底后进行循环处理好泥浆，然后短程起下钻确保井眼通畅。造斜段、水平段安装螺旋滚珠扶正器和直井段安装螺旋刚性扶正器，以减小套管与井壁的摩擦阻力，同时使得直井段以上的套管重量更有效地通过造斜段套管传送到水平段套管上，以驱动水平段套管移动。在靠近浮鞋位置加入一根1.5m 短套管，使浮鞋翘起离开下井壁。同时配套旋转偏心浮鞋，使得浮鞋遇到阻卡点时，通过偏心浮鞋的旋转,自动“避让”阻卡点,而利于套管的下入。偏心自旋转引鞋如图1 所示。
图1 偏心自旋转引鞋
本井下套管采用tesco 顶驱旋转下套管技术并备用漂浮接箍。相较于传统下套管技术，顶驱旋转下套管技术有着以下技术优势：(1)随时循环钻井液，及时灌入泥浆。顶部驱动装置密封连接套管和顶驱，确保了随时循环钻井液，携带岩屑，钻井液循环保证了井眼的清洁和畅通，确保了下套管作业的安全顺利进行。钻井液随时循环对于深井、复杂井和大位移井的井眼稳定至关重要；
(2)拓展了顶驱的应用，顶驱借助顶部驱动装置可以实现套管旋转固井和套管钻井顶驱下套管技术缩短了处理事故的时间，减少了非生产时间。顶驱下套管工具可提升无接箍的套管，大大提高下套管的效率。顶驱下套管技术也具有扶正套管的功能，消除了扶台的使用，提高了套管的安全性；
(3)微痕抓卡技术，减小套管损伤。顶驱下套管装置上的卡瓦面积大，增大了卡瓦与套管的接触面积，受力面积更大，力更均匀，套管的损伤更小，甚至可以忽略。与传统的套管钳比较，顶驱下套管装置的使用减小了上扣过程中的损伤，提高了套管的化学抵抗力，延长了套管的寿命[2]。
开始下套管前，准备好旋转下套管工具及设备，确保运转正常并应备有应急设备。边下边旋转提前磨合设备，进入井斜达到50°后一直旋转操作下入。旋转下套管参数：顶驱转速25～30r/ min，单泵排量12L/ s，立管压力12MPa。套管下入过程顺利，无遇阻现象,套管下入速度5～7 根/ h。软件模拟到底后井口套管载荷约12t，实际套管下到底载荷67t。
长封固井段固井，尤其是超长水平井，使得B 靶比A 靶在差不多相同的地层承压能力下，在固井施工时承受更大的井底压力（更大的压力当量密度），很容易造成井底漏失。
该井在钻井过程中，最大钻井液密度为1.88g/ cm3，钻井正常。在井深4750m 进行地层承压试验，井底承压当量密度2.10g/ cm3。而在钻至5750m 完钻后没有相应的地层承压数据，固井施工过程中存在井漏风险。因此，在设计液柱结构时，尽量设计近平衡压力固井，浆柱结构为：密度1.00g/ cm3前冲洗液80m+ 密度1.90g/ cm3隔离液1200m+ 密度1.00g/ cm3冲洗液80m+ 密度1.90g/ cm3领浆2000m+ 密度1.90g/ cm3尾浆3250m；
固井施工过程中，井底静态压力当量密度1.87g/ cm3，动态压力当量密度2.07g/ cm3。
4.1 固井前置液体系
采用“冲洗液+ 隔离液+ 冲洗液”的冲洗隔离模式，由于油基钻井液与水泥浆存在接触污染，为保证施工安全和提高水泥浆的顶替效率，设计应用抗污染性能强的加重冲洗隔离液+ 冲洗液，通过润湿反转改变井壁岩层亲油性，采用多种高效表面活性剂，润湿反转剂，有机溶剂制成，通过渗透作用快速渗入井壁泥饼中，使泥饼分散剥蚀，有效去除油膜和油质泥饼，使亲油界面改变为亲水界面，从而提高水泥的胶结能力[3]，改善胶结质量。
隔离液密度设计为1.90g/ cm3，隔离液体系为：水+3%悬浮剂+20%油基冲洗剂+2%缓凝剂+ 消泡剂+ 重晶石。冲洗液密度1.0g/ cm3，冲洗液体系为水+5%表面活性剂+5%渗透剂。为保证足够的接触时间，根据室内冲洗实验效果，设计隔离液有效冲洗时间不小于10min，注入量约30m3，其中前加重冲洗隔离液粘度较高，n＜0.7,后加重冲洗隔离液较稀，n＞0.75,冲洗液4m3。冲洗效果如图2 所示。
图2 冲洗前后对比效果图
4.2 固井水泥浆技术
领浆水泥浆：防窜性水泥浆体系(嘉华G 级+ 膨胀剂+ 微硅+ 缓凝剂+ 降失水剂+ 分散剂+ 消泡剂)。尾浆水泥浆：防窜弹韧性水泥浆体系(嘉华G 级+ 塑性剂+ 膨胀剂+ 弹性剂+ 微硅+ 硅粉+ 纤维+ 缓凝剂+ 降失水剂+ 分散剂+ 消泡剂)，水泥浆性能如表2 所示。
表2 水泥浆性能
结合水泥浆实验数据表明，水泥浆综合性能较好，在满足常规水泥浆性能要求外，并满岩气水平井的其他要求，较低的弹性模量及较高的韧性为后期的大规模压裂创造了良好的条件。
固井施工过程：对地面管线阶梯试压55MPa 合格；
泵注密度1.88 g/ cm3先导低粘泥浆20m3，泵压6.6MPa，排量1.0m3/ min 装胶塞；
泵注密度1.0g/ cm3冲洗液2.0m3，排量1.0～1.2m3/ min，泵压6～7MPa；
泵注密度1.90g/ cm3隔离液30m3，泵压6～7MPa，排量0.5～0.6m3/ min；
泵注密度1.01g/ cm3冲洗液2.0m3，排量1.0～1.2m3/ min，泵压7～8MPa，并放回水，栓查管串正常。注水泥领浆50m3，泵压18～22MPa，排量1.4～1.5m3/ min；
水 泥 浆 密 度 最 低 1.88g/ cm3， 最 高1.92g/ cm3，平均1.90g/ cm3；
注韧性防窜水泥尾浆92m3，泵压17～23MPa，排量1.2～1.5m3/ min；
水泥浆密度最低1.88/ cm3，最高1.92g/ cm3，平均1.90g/ cm3；
倒闸门释放胶塞；
大功率泵车替浆59.75m3（其中高浓度缓凝水5m3，清水54.75m3，预应力固井技术[4]），泵压27～40～47MPa，排量0.2～1.5～1.0～0.3m3/ min，碰压47～51.5MPa。套管试压51.5MPa，稳压10min，压力不降；
放回水1.6m3，断流，水泥浆返出地面5m3；
环空蹩压4.5MPa,泵入清水0.2m3，候凝。
固井质量（第一胶结面）：水泥胶结优良井段为90.5%，水泥胶结中等井段为6.2%，水泥胶结差井段为3.3%。
固井质量（第二胶结面）：水泥胶结优良井段为70.4%，水泥胶结中等井段为23.4%，水泥胶结差井段为6.2%。全井段固井第一界面水泥胶结合格率为96.7%，第二界面水泥胶结合格率为93.8%，测井评价为优质，固井质量如图3 所示。
图3 固井质量图
（1）页岩气长水平段水平井固井关键技术主要有套管下入及居中度控制、油基前置液顶替技术及水泥浆体系设计[1]。
（2）顶驱旋转下套管技术比起传统下套管技术能有效减少下套管作业中的事故复杂，建议水平段较长及超长的页岩气井使用该技术。
（3）预应力固井技术尽量控制环空液柱压力，在压稳防漏的同时提高了固井的胶结质量，为水平井固井质量提高提供了一定的支持。
（4）超长水平井固井，B 靶比A 靶在差不多相同的地层承压能力下，在固井施工时承受更大的井底压力（更大的压力当量密度），很容易造成井底漏失，在设计液柱结构时，应尽量设计近平衡压力固井。
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