0 引言

页岩气在全球范围内分布广泛，并且具有巨大的开发潜力^[1]。在国内，2012年11月28日，焦页1HF井在龙马溪下部地层获得20.3×10³ m³/d 的高产工业气流，实现了涪陵地区海相页岩气勘探开发的重大突破^[1-2]，自此拉开了涪陵页岩气田勘探开发的序幕；2013年的17口开发试验井压裂试气均获高产工业气流，其中焦页6-2HF井测试获气量达37.6×10³ m³/d ，焦页8-2HF井测试获气量达57.4×10³ m³/d ，表明了涪陵页岩气田具有广阔的开发前景。但由于涪陵地区地质条件复杂，我国页岩气配套工程技术研究起步又晚，页岩气钻完井面临着极大的挑战^[3]。

为了有利于页岩气的开发，页岩气井大都采用水平井方式完钻，涪陵焦石坝地区页岩气水平井水平段平均长度都在1 500 m左右，套管与井壁之间摩擦力大，井眼轨迹曲折，套管顺利下入到位难度很大。对于固井而言，套管在水平段偏心严重，居中度差，严重影响了固井质量。此外，为了满足后期大型压裂作业的需要而采用的预应力固井技术施工压力高，对于浮箍浮鞋及井口注水泥工具的耐压性能均提出了更高要求。因此，针对涪陵页岩气水平井固井工具配套技术进行研究，研制套管安全下入引导工具、高性能套管扶正器以及高可靠性浮箍浮鞋，对于充分满足该地区固井施工作业的技术要求，确保固井质量，满足页岩气开发的需要都将有着积极的意义。

1 页岩气水平井专用固井工具 1.1 套管安全下入引导工具

对于大位移水平井而言，为了提高套管柱下端引鞋的引导能力，通常的做法是在引鞋之上接短套管并安放1只整体式扶正器，保证套管顶部在水平段处于“抬头”状态^[3-4]，以此确保套管在水平段顺利下入。但是整体扶正器增大了套管端部外径，对于缩径井段仍存在卡阻风险。为此，研制了引导能力更强的旋转自导式浮鞋。

1.1.1 旋转自导式浮鞋

(1) 结构及原理。研制的旋转自导式浮鞋主要由壳体、偏头引鞋和滚子组成，具体结构见图1。壳体为管状结构，上端设有连接螺纹，下端内壁设有环形凹槽。偏头引鞋为圆柱状结构，其中心轴轴向开有通孔，下端设有大球面和小球面，外壁对称设有数条左旋螺旋槽和右旋螺旋槽，上部外壁设有环形凹槽。壳体下部与引鞋上部之间通过环形凹槽依靠滚子相连，引鞋相对于壳体能够绕其轴线自由转动。偏头引鞋的最大外径不小于壳体的外径；其下端小球面的半径等于侧壁半径，大球面的半径值不小于小球面半径值的2倍。偏头引鞋侧壁的左、右旋螺旋槽相对于通过偏头引鞋轴心线及其下端大球面球心的平面对称分布，左、右旋螺旋槽的螺旋角为15°～45°。

使用时将该浮鞋接于套管柱下端进行下套管作业。下套管过程中，偏头引鞋侧壁的左、右旋螺旋槽与井壁接触并发生相对位移时，井壁摩擦力会在偏头引鞋侧壁上产生不同旋向的分力。该分力会使偏头引鞋向相应的方向旋转，直到左、右旋螺旋槽同时与井壁接触，产生的摩擦分力大小相等、方向相反，旋转力矩互相抵消时，偏头引鞋才停止转动。此时偏头引鞋下端引导能力较强的大球面始终朝向所接触的井壁，使得即使遇到较大的曲折井段也能顺利通过。

(2) 主要技术参数。旋转自导式浮鞋主要技术参数如表1所示。

(3) 性能特点。旋转自导式浮鞋性能特点如下：①内部结构功能可靠，液流通道畅通，液流阻力较小。②具有可沿轴线360°自由旋转的偏头引鞋，下套管过程中可自动调整导向方位，提高套管柱通过能力，防止下套管时在曲折井段遇阻。③耐温可达180 ℃，耐回压能力可达50 MPa，各项性能均优于其他类型的浮鞋。④内部回压装置采用功能可靠性较高的弹浮式结构，一次性坐封成功率高。⑤引导能力强，特别适用于井眼轨迹不规则的井段。

1.1.2 偏转自导式引鞋

(1) 结构及原理。研制的偏转自导式引鞋主要由上接头、下接头、引鞋、球头、偏转接头和弹性卡爪等部件构成，结构见图2。上接头与下接头之间设置球头，内部通过偏转接头将三者相连。偏转接头为万向节结构，可使上接头与下接头轴线偏转一定角度。下接头下部连接半球状的引鞋，球头两侧固定连接弹性卡爪，卡爪分别与上、下接头内壁接触，可使二者复位并保持轴线重合。

该工具工作原理图如图3所示。使用时，将其上接头接于套管柱下端，在下套管过程中，当遇到井眼轨迹崎岖蜿蜒、台阶及“狗腿”井段时，引鞋受力带动下接头发生偏转，使其轴线与上接头轴线形成一定夹角，改变引导方向，引导套管转向并顺利通过该井段，随后下接头在弹性卡爪的弹力作用下复位，继续保持其在规则井段的引导能力。

(2) 性能特点及技术参数。偏转自导式引鞋的性能特点如下：①具有全方位轴线偏转一定角度的导向机构，偏转导向引导能力强，可顺利通过崎岖井段。②偏转导向接头具有自复位功能，可保持在规则井段的引导能力，具有常规引鞋的功能。③流动阻力小，耐温性能好，强度高，抗冲击。④引导能力强，特别适用于井眼轨迹不规则的井段。表2为偏转自导式引鞋技术参数。

1.2 水平井专用套管扶正器 1.2.1 偏心式套管刚性滚轮扶正器

(1) 结构及原理。研制的偏心式套管刚性滚轮扶正器主要由本体、左旋扶正棱、右旋扶正棱、直条扶正棱及滚轮等部件构成，其中高度最高的1对左旋扶正棱和右旋扶正棱上设置滚轮，直条扶正棱高度最低。滚轮由滚柱轴承构成，滚动摩擦力极小。

使用该扶正器在下套管过程中，旋向不同的扶正棱与井壁接触时，会使扶正器朝不同旋向发生旋转，直到旋向不同的2条最高的扶正棱同时与井壁下侧接触。此时由于扶正器旋转的力矩大小相同，旋向相反，扶正器停止旋转，因最高的2条扶正棱位于下侧，套管被抬高，使得轴心基本与井眼轴心重合。相对于理想扶正器和缩径扶正器而言，其同时具有较好的通过和扶正能力，三者性能对比情况见图4。

(2) 技术参数。对于套管刚性扶正器而言，评价其性能的技术参数主要有摩阻系数μ、内径偏离间隙比α和最大外径间隙比β。摩阻系数μ为扶正器和井壁间摩擦力f与扶正器对井壁垂直压力N_p的比值，即

分析可知，摩阻系数μ越小，扶正器越容易随套管在井眼内移动。内径偏离间隙比α为内径偏离间隙δ与套管和井眼环空间隙的比值，即

式中：δ为井眼内壁与套管外壁之间的最小距离，mm；A为井眼直径，mm；B为套管外径，mm。

分析可知，内径偏离间隙比α越大，套管在井眼内的居中度越高，一般要求α不小于67%。

对于常规刚性扶正器来说，因其箍环内圆与扶正棱外圆同心，所以式(2)可变为：

式中：D为扶正器最大外径，mm。

最大外径间隙比β为井径A与扶正器最大外径D之差与井径A与管径B之差的比值，即

分析可知，最大外径间隙比越大，扶正器与井壁之间的间隙也就越大，其在井眼内越容易通过缩径井段，越不容易被卡阻。

由式(3)和式(4)可以看出，在井眼内径与套管外径固定的情况下，常规套管刚性扶正器的内径偏离间隙比α与最大外径间隙比β相互制约，即β随α的增大而减小，反之亦然。

对于刚性扶正器而言，要求其外径尽可能小，以便于通过缩径井段；要求其内径偏离间隙比尽可能接近1，以此确保更高的套管居中度；要求其摩阻尽可能小，这样更容易在井眼内移动。根据上述要求，可设置刚性扶正器综合技术性能参数θ，即

式中：λ为功能可靠性系数。

由式(5)可知，刚性扶正器综合技术性能参数值越大，其满足所需技术要求的能力就越强。因此，在其功能可靠性系数λ不变的情况下，增大内径偏离间隙比和最大外径间隙比，减小摩阻系数，能够提高刚性扶正器的综合技术性能。

将偏心式套管刚性滚轮扶正器与几种常用的套管刚性扶正器的综合技术性能进行比较，结果如表3所示。

由表3可知，偏心式套管刚性滚轮扶正器的综合性能远高于其他3种常用的刚性扶正器。

(3) 性能特点。偏心式套管刚性滚轮扶正器的性能特点如下：①具有较小的外径，通过缩径能力较强。②具有滚珠轴承构成的滚轮，摩阻系数极小(μ＜0.02)。③偏心结构可使套管轴心与井眼轴心重合(理论居中度100%)。④下套管过程中，刚性滚轮扶正器能够自动调整并保持最佳扶正方位。⑤特别适用于页岩气大斜度井、水平井和缩径井段的套管扶正。

1.2.2 滚轴式套管刚性滚轮扶正器

(1) 结构及原理。研制的滚轴式套管刚性滚轮扶正器主要由本体、刚性扶正棱和滚轴式滚轮等构成，结构如图5所示。其特点在于本体上设置5个刚性扶正棱，每个扶正棱上设置4个滚轮，滚轮则由摩擦力非常小的滚动轴承构成。使用时，将其套于套管外部，由于每个扶正棱上滚轮较多，所以其承载能力较强，不容易在造斜段被套管压坏。另外，由于其滚轮均由滚动轴承制成，所以摩擦力极小，可大大减小下套管过程中的摩擦阻力，特别适用于水平井下套管作业。

(2) 技术参数及性能特点。该种扶正器的主要技术参数见表4。

滚轴式套管刚性扶正器具有摩擦阻力小、承载性能好、通过能力较强等特点，可广泛适用于大斜度及水平井套管扶正。

1.3 井底关闭专用工具

预应力固井技术的采用是保证后期大型压裂作业成功实施的重要技术手段^[5]。该技术需要全井清水替浆，以确保环空与套管内产生较大压差而形成套管受压的预应力，因此固井作业完成后套管底部浮箍浮鞋处会承受较高的反向压力。该压力普遍都在20 MPa以上，最高时可达40 MPa。此前采用的浮箍浮鞋性能已不能满足需要，时常发生坐封不严的情况，直接导致预应力固井技术无法应用，为后期页岩气的顺利开采造成较大困难。为此，研制并应用了高性能的弹浮式浮箍(浮鞋)、固井碰压关井阀及碰压关闭式套管浮箍等固井工具。

1.3.1 弹浮式套管浮箍(浮鞋)

(1) 结构及原理。研制的弹浮式套管浮箍(浮鞋)主要由壳体、阀座、阀球、球篮、弹簧及球托(引鞋)等组成，如图6所示。壳体为管状结构，上、下两端设有连接螺纹。阀座固定于壳体内上部，其中心开有通孔，通孔下部设内锥面。球篮为桶状结构，其侧壁开有通槽或通孔，上部与阀座下部相连。阀球为圆球状结构，位于阀座下部内锥面与球托上端面之间，其芯部由高强度、耐高温的材料制成，外表包裹耐高温橡胶，以提高其承压能力和耐温性能。球托为盘状结构，在球篮内位于阀球与弹簧之间，弹簧位于球篮内部，其两端限位于球托下部及球篮底部之间。

使用该套管浮箍时，将其接于套管柱下部，下完套管后进行钻井液循环及注水泥作业，液流推动阀球，球托向下移动，弹簧被压缩，此时壳体内部可建立液流通道。由于弹簧的最大外径接近并小于球篮侧壁内径，所以其弹力可设得较大，以防被过度压缩而损坏。阀球及球托质量较轻，且二者有弹簧支撑，液流冲击被缓冲，可防止对球篮底部剧烈撞击而损坏。阀球在液流冲击下能够在阀座与球托之间任意转动，坐封密封口可随机遍布整个阀球表面，因而阀球不易被冲蚀损坏。另外，即使弹簧在特殊情况下意外损坏，阀球仍可在返流推动下与阀座实现坐封，由此确保浮箍的功能可靠性。

(2) 技术参数和性能特点。该工具主要性能参数见表5。其性能特点如下：①浮箍内部结构功能可靠，液流通道畅通，液流阻力较小。②弹簧可有效缓冲阀球对球篮的冲击，避免内部构件因相互撞击而损坏，功能可靠性高。③浮箍耐温可达180 ℃，耐压能力可达60 MPa，各项性能均优于其他类型的浮箍。④浮箍可在弹簧及返流的单一或共同作用下完成坐封，坐封成功率高。

1.3.2 固井碰压关井阀

(1) 结构及原理。研制的固井碰压关井阀主要由壳体、滑套、阀套、阀座、剪销及锥形密封垫等部件组成^[6]。壳体为管状结构，上部设内螺纹，下部设外螺纹。阀套为管状结构，通过螺纹固定于壳体内上部。滑套为管状结构，通过剪销固定于阀套内部，其下部外壁开有凹槽，槽内容纳锥形密封垫，其上端侧壁开有通孔。阀座为碗状结构，在壳体内位于阀套下部，其侧壁四周均布循环孔，阀套与滑套及壳体之间通过密封圈密封。

使用时，将壳体上部旋接于套管柱下部，壳体下部外螺纹连接在套管浮箍上部。完成下套管作业后进行钻井液循环及注水泥作业，液流可经过滑套内腔及阀座上的循环孔向下顺利流动，此时液流通道畅通无阻。由于阀座为碗状结构，内部空间较大，且其侧壁的循环孔朝侧下方开启，沉砂及岩屑较易由此顺利通过，避免造成阀体内部堵塞。对于循环孔下部的沉砂及岩屑，在循环液流的冲击下会被搅动并随液体由分流孔流出，不会增加液流阻力。当注水泥工序完成后，压入胶塞并替浆至碰压时，胶塞推动滑套剪断剪销并向下移动。由于滑套下端外壁的锥形密封垫具有向下单向密封的作用，所以胶塞与阀座之间的液体能够顺利通过滑套及阀座之间的间隙并向上经过锥形密封垫，再通过阀座侧壁的循环孔排出，直到滑套下端碰触阀座内端面(如图7所示)。此时液流通道被永久关闭，阀座内壁与滑套之间的锥形密封垫起到向下单向密封作用，水泥浆无法从阀座上的循环孔向下通过锥形密封垫并经过滑套回流入套管内形成水泥塞，同时也可避免因井底无法关闭而采取憋压候凝水泥浆对固井质量造成的不良影响，由此可确保充分满足固井施工作业的技术要求。

(2) 技术参数。固井碰压关井阀主要技术参数见表6。

(3) 性能特点。固井碰压关井阀的性能特点如下：①内部结构功能可靠，液流通道畅通，液流阻力小，不易被沉砂及岩屑堵塞。②关闭过程不存在密闭腔体积液效应，关闭功能可靠，关闭压力可调。③耐温可达180 ℃，反向承压能力大于35 MPa，正向承压能力大于25 MPa。④本体材料机械强度不低于API P110钢级，力学性能良好。

2 固井工具配套工艺 2.1 套管下入工具配套工艺

井眼与套管的间隙应当不小于38 mm，或者说套管与井眼的尺寸比在0.65～0.77范围内，以提高套管下入安全性和改善水泥环质量。

在井眼准备中，处理好钻井液性能对套管安全下入和固井作业的成功极为重要。影响岩屑携带效果的因素有流体密度与流变性能，环空流速，岩屑的形状、密度和尺寸以及井斜角的变化，在这些因素中可调控的参数就是流速和流体的流变性，而保持岩屑携带所需的环空流速为0.917～1.520 m/s，故通井时循环流速应控制在1.0～1.5 m/s范围。

下套管前采用钻具组合模拟套管刚性通井。当水平段井斜角来回起伏变化或狗腿度较大时，应采用旋转自导式浮鞋。

2.2 套管扶正器配套工艺

目前，涪陵页岩气钻探通常将技术套管下至A靶点或井斜角大于60°的井段，后均采用φ215.9 mm钻头打开储层，下入φ139.7 mm套管，水平段长均在1 000 m以上，若要保证长水平段和造斜段套管的居中度，则扶正器的选择和安放间距设计至关重要。对于水平井，尤其是井眼曲率较大的中短半径水平井，套管在井眼弯曲段下入过程中受到重力、浮力和摩擦阻力的共同作用，会产生较大的变形和弯曲应力。充分考虑扶正器对套管下入能力的影响，结合油基钻井液体系井眼推荐摩擦因数，利用弯曲和屈曲失稳理论对典型井身结构进行分析，通过模拟计算，下入扶正器保证一定的居中度，可以控制套管在裸眼井段贴边粘卡，减小侧向力和降低水平段摩擦阻力，降低发生弯曲或屈曲的风险，保证套管的正常下入。根据数值模拟结果及现场实际应用情况，按照目前的井身结构，通过采用普通的刚性扶正器和弹性扶正器结合的扶正方式，能够保证水平段长为1 500 m管柱的正常下入，当水平段长大于1 500 m时需要采用必要的减阻技术以保证套管的正常下入。

对于弯曲裸眼井段，套管下入时在井壁上会遇到较大的摩擦阻力，在55°～60°井斜角时，套管柱将不能依靠自身的重力下行，还需要加入一定压力才能克服阻力下滑。页岩气水平井位移对垂深的比例达到一定的程度时，就可能产生过大的摩擦而阻止套管下入，因此钻井液动塑比宜控制在1～2范围，动切力控制在7～10 Pa。

当水平段长度超过1 500 m时，采用偏心式套管刚性滚轮扶正器。在井斜角小于15°井段，每隔2～3根套管装1只扶正器；在井斜角15°～80°的井段，每隔1～2根套管装1只扶正器；井斜角在80°～90°井段和水平井段，需要每根套管装1只扶正器。

3 现场应用情况

焦页87-3HF井由中原钻井四公司承钻，三开采用密度为1.49 g/cm³的油基钻井液，钻头直径215.9 mm，下入139.7 mm套管，完钻井深5 575.0 m，垂深4 095.4 m，水平段长1 675.0 m，其中水平段井斜角在60.85°～86.18°之间呈不规则状来回起伏，预计施工压力32 MPa，碰压至38 MPa。针对该井的实际情况，决定采用旋转自导式浮鞋、反向承压为60 MPa的弹浮式套管浮箍，并在水平段采用1+1方式，下入滚轮刚性扶正器和偏心式套管刚性滚轮扶正器。该井于2015年9月进行下套管作业，实际最大摩阻176.5 kN。

该井固井测井资料显示，综合解释一、二界面胶结良好，井段占封固井段93.3%以上。

4 结论及建议

(1) 通过对页岩气水平井固井工艺技术的研究，研制了配套固井工具，为涪陵页岩气水平井固井作业提供了装备保障。

(2) 研制的页岩气水平井专用固井工具在实际应用中取得了良好的效果，建议根据现场情况进一步推广应用。

(3) 通井时应处理好钻井液性能，钻井液动塑比控制在1～2，动切力控制在7～10 Pa，循环流速控制在1.0～1.5 m/s，有利于套管的安全下入。

(4) 目前涪陵地区页岩气开发虽已取得阶段性成果，但还需针对下一步开发面临的问题，有针对性地研制并配套使用相关固井工具，不断提高固井作业的可靠性和安全性。