国外在页岩气勘探开发工程领域已形成了配套的产品和工艺技术^[1]，其中在页岩气固井方面开发了满足分段压裂的柔性水泥浆体系、泡沫水泥浆体系及韧性水泥浆体系，以及能够有效驱替油基钻井液的前置液体系，在固井工艺上充分利用了大位移井、水平井固井技术，有效满足了页岩气水平井固井技术的需求^{[2, 3]}。国内针对重庆涪陵国家级页岩气示范区中浅层页岩气井固井需求，形成了配套的水泥浆体系和工艺技术，满足了针对中低温地层及常压地层的固井技术，但是该区块目前生产套管环空带压井数量超过50%，对后期安全生产带来了一定的安全隐患。丁山、南川区块等深部页岩地层的目的层龙马溪组地层的最大、最小地层主应力分别达85和80 MPa,地层温度在140 ℃以上，对弹韧性水泥浆体系的常规性能与力学性能及前置液体系、配套固井工艺等方面提出了新的技术挑战^[4-6]，需要开展深入的研究和探索。笔者对弹韧性水泥浆体系进行优化，提高了水泥浆耐温能力，并优选合适的耐高温前置液体系，形成了配套的固井技术，提高了水泥环的长期密封能力。

丁山区块目的层龙马溪组—五峰组地层属于深水陆棚相区，有利于富有机质泥页岩沉积，具有较好的勘探前景。目前该区块完钻井主要采用四开井身结构，四开井段采用φ241.3 mm钻头完钻，下入φ177.8 mm套管。该区块页岩埋藏较深，垂深达4 400.00 m以上，地层破裂压力当量密度达1.90～2.18 kg/L，压裂施工中地面压力高，地层温度达140 ℃以上。地层水敏性强，水敏指数为0.66～0.75，采用油基钻井液体系钻进。该区块由于地层物性及工程特点，对固井施工提出了新的挑战，主要表现在以下方面：

1) 封固段长，对水泥浆体系性能要求高。丁山区块页岩气水平井一次固井封固段长，达到5 600.00 m以上，上下温度差大于100 ℃，对水泥浆性能要求高；同时由于是水平段施工，需要严格控制水泥浆沉降稳定性和自由液。

2) 油基钻井液清洗困难。丁山区块地层压力高，目的层页岩易水化，因此采用密度相对较高的油基钻井液体系钻进。油基钻井液在井壁形成油膜，影响地层与水泥浆的胶结质量;同时，提高顶替效率难度大，对前置液抗温性能要求高。

3) 套管下入及居中难度大。丁山区块页岩气井目的层垂深大于4 500.00 m,水平段长超过1 000.00 m,套管下入过程中所受摩阻大，且水平段套管容易贴边和偏心，水泥环不均匀影响层间封隔质量，从而影响后期压裂改造效果。

4) 固井施工及工艺要求高。水平段长，各固井流体间的密度、黏度差异大，且套管偏心，容易导致流体混合段长，提高顶替效率难度大；同时，固井施工注替量大，施工过程中套管内外压差大，施工顶替压力高，对设备性能要求高。

5) 高应力地层分段压裂对水泥浆及水泥石性能要求高^[7]。地层破裂压力高，分段压裂地面施工压力大于100 MPa，要求水泥浆胶凝后形成的水泥石具有良好的弹性、韧性和强度，保证分段压裂及后期开发过程中水泥环具有良好的密封能力，防止环空带压。

相比常规油气井及浅层页岩气井，深部页岩地层破裂压力高，压裂施工过程中承受更高的内压，常规水泥浆体系及常规弹韧性水泥浆体系，难以满足水泥环长期安全密封的要求。在对地层-水泥环-套管进行力学耦合分析，得到深部地层分段压裂水泥环力学完整性的需求的基础上^[8]，笔者利用增孔及凝胶相塑化的方式，改造水泥石的脆性，并优选合理的弹性材料，实现水泥浆体系的优化与改性，满足力学改性要求。

与常规页岩气井水泥浆体系相比，高温高压地层页岩气井对水泥石弹性、防气窜能力和耐温能力均有较高要求。压裂施工压力是影响水泥石性能设计的直接因素，水泥石弹性模量15 GPa，泊松比0.23，地层岩石弹性模量16 GPa，泊松比0.24，分析常规水泥浆体系形成的水泥环第一、二界面的等效应力，结果如图1所示。

图1 不同弹性模量水泥石等效应力 Fig.1 Equivalent stress with different elastic modulus

图选项

由图1可知，第一界面处水泥环的等效应力大于第二界面的等效应力，施工压力越高，越容易引起第一界面水泥环失效，常规性能水泥环存在密封失效的风险。

丁山区块已完钻的丁页2-HF井和丁页1-HF井最高压裂施工压力为100 MPa，利用数值模拟技术，对该区块实际井身结构、地层参数及压裂施工压力开展地层-水泥环-套管力学耦合分析，结果如图2所示。

图2 不同施工压力下水泥环各点等效应力 Fig.2 Equivalent stress of cement at different fracturing pressure

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综合分析图1、图2可知，为了防止丁山区块页岩气井压裂过程中损伤水泥石，并控制水泥石应力状态处于弹性变形区域，水泥石弹性模量应小于6 GPa，同时单轴环境下水泥石最高弹性变形应力应达到25 MPa。

温度120 ℃条件下水泥石中不存在Ca(OH)₂，结晶相少，因此对耐高温水泥浆体系采用C—S—H凝胶相塑化和增孔方法改造水泥石的脆性。

为了改造水泥石的弹韧性，优选了新型弹性材料SFP1-1和SFP1-2。SFP1-1为纳米乳液，目前广泛应用于高温高压气井固井中，水泥浆中形成C—S—H凝胶后，SFP-1在C—S—H凝胶表面形成包覆的、具有弹性变形能力的胶粒,外载荷作用于水泥石上时，凝胶相间产生一定的变形，降低了水泥石脆性。加入SFP1-1的水泥石的弹性模量比原浆水泥石降低10%～15%(见表1)，同时降低了水泥石的渗透率。

深部地层弹韧性水泥浆体系对水泥石的弹性要求较高，采用增孔技术对水泥石进行改造是最有效的方法。为了改进水泥石的易脆特性，同时满足高温环境下的适应性，采用包覆技术，对常规有机弹性材料SFP1-2进行表面改性，提高弹性材料的亲水性和耐温性能，降低水泥石弹性模量。改性弹性材料SFP1-2的粒径为10～100 μm，弹性模量为常规水泥石的5%～10%，在加量为3%～6%时，能有效控制水泥石弹性模量在9.5～3.5 MPa。其作用机理是，利用C—S—H凝胶相间填充技术，增加水泥石的孔隙度，在水泥受外部挤压时，如果水泥石内部传递变形应力大于弹性材料，弹性材料产生挤压变形，保证水泥石具有一定的变形能力，同时对水泥石与颗粒壁面形成一定的支持，提高了水泥石的抗压强度，保证水泥石在一定弹性形变条件下不发生破坏，满足水泥石的弹性和强度要求。

基于SFP1-1和SFP1-2差异性作用机理，采用SFP1-1和SFP1-2配置水泥浆体系，改善水泥石的力学性能，形成满足压裂施工需求的水泥浆体系。通过调整SFP1-1和SFP1-2的加量，使其达到理想的弹性模量和抗压强度，满足不同页岩气井的施工需求。通过对不同比例SFP1-1和SFP1-2的组合，优选合理的水泥浆外加剂，形成了满足深部地层固井的水泥浆体系配方(见表2)。由表2可知，采用二元弹性材料，能够有效降低水泥浆弹性模量，其抗压强度能够满足页岩气井的施工需求。在SFP1-2的加量为3%～6%时，通过合理调整SFP1-1的用量,能够有效保证水泥浆各项性能指标,水泥石渗透率降低至0.05 mD以下。对水泥石180 d龄期性能进行了测试,结果表明，相比2 d龄期测试，水泥石抗压强度提高，弹性模量增大，渗透率降低，表明水泥石性能无劣化现象，满足高压气井固井技术长期密封性要求。

为了进一步评价压裂、射孔等高应力、高应变状态下水泥石的力学性能，对表2中的水泥浆采用Hopkinson高速冲击杆进行水泥石抗冲击韧性试验，结果如图3所示。试验结果表明：采用二元弹性材料实现塑性改造后，在高速冲击载荷下表现出较强的“硬化”现象，水泥石抗冲击能力由80 MPa提高至158 MPa，同时破坏前变形量增大110%，实现了水泥石的增弹和增韧，提升了水泥环在高应力地层压裂过程中的密封完整性。

图3 水泥石抗冲击性能评价 Fig.3 Impact performance of set cement

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丁山区块水平井水平段长度大于1 000 m，目的层应用柴油基钻井液体系钻进，油水比90∶10，漏斗黏度80 s以上，循环温度125 ℃，因此需要优选性能优良的前置液体系，以实现对井壁的有效清洗和润湿反转。

为了实现对高温地层油基钻井液的高效顶替和对井壁润湿性的反转，需要优选合理的前置体系和设计合理的浆柱结构。SCW是针对油基钻井液的高效前置液^[3]，主要包括洗油主剂SCW-A、洗油辅剂SCW-B、渗透剂SCW-P、高温稳定剂SCW-H、悬浮剂SCW-S、抑泡剂SCW-X和一定量的加重剂。其机理是，洗油型前置液在驱替油基钻井液过程中，表面活性剂疏水基一端吸附在滤饼的表面，亲水基一端伸入水中，使油基钻井液表面覆盖了一层表面活性剂分子。由于吸附层中的表面活性剂分子的亲水基伸入水中，油基钻井液滤饼具有了亲水性能，前置液中的溶剂和水易在油基钻井液滤饼表面渗入，产生溶胀作用，削弱了油滤饼内聚力的结构力，同时也削弱了油滤饼和套管之间的作用力。

通过优选形成SCW前置液主剂，其主要组成为SCW-A∶SCW-B∶SCW-H∶SCW-P= 50∶20∶20∶10。针对丁山区块的应用需求，形成4个前置液基础配方，其基本性能如表3所示。利用六速黏度计对4个基本配方的前置液进行洗油效果评价和润湿点评价，结果如图4和图5所示。由图4和图5可以看出：配方4前置液在300 r/min转速下，5 min内冲洗效率达到98%以上，且润湿点达到20%，润湿过渡体积比例小于10%，表现出极强的冲洗能力和润湿反转能力，适用于深部地层页岩气井固井。

图4 前置液冲洗时间敏感性分析 Fig.4 Time sensitivity of pad fluid

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图5 冲洗液电阻率法润湿点测试 Fig.5 Wetting point test form pad fluid resistivity

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丁山区块及周边完井资料研究发现，为了有效压稳地层，控制固井施工前的油气上窜速度，完钻时钻井液密度1.77～1.85 kg/L。该区块均采用长水平段水平井开发，在顶替过程中钻井液、前置液及水泥浆存在密度差，容易导致流体间混浆，设计浆柱结构时，应该充分考虑混浆长度。利用Fluent数值模拟技术，根据丁山区块页岩气井井身结构、固井流体参数和施工参数，开展密度差为-0.05,0和0.05 kg/L时的混浆段长度分析(结果见图6)。分析结果表明，为了保证无污染前置液有效冲洗时间大于7 min，设计前置液用量大于30 m³,前置液密度与钻井液密度差0～0.05 kg/L，并采用加重冲洗隔离液和冲洗水泥浆技术，利用二级浆柱结构，保证高效顶替效率的同时，确保全过程压稳与防漏。

图6 不同密度差条件下前置液与钻井液混浆段长度关系 Fig.6 Relationship between the length of pad fluid and drilling fluid mixture under different density differences

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丁页2-HF井为丁山构造北西翼的一口页岩气水平井，完钻井深5 655.00 m，套管下深5 650.00 m，用φ241.3 mm完钻钻头，φ177.8 mm套管。为了保证套管正常下入以及有良好的固井质量，采用了以下关键技术：

1) 水泥浆性能优化。为了有效提高水泥浆性能，设计硅钙比为1∶1，根据紧密堆积理论，对80目和120目硅粉复配，并添加5%微硅，实现最优颗粒级配，提高水泥浆高温稳定性；同时有效控制自由液，提高水泥石的封固质量。

2) 采用SCW耐高温前置液体系，实现对油基钻井液的高效顶替；同时，实现井壁界面润湿反转，提高界面胶结质量。

3) 加强井眼准备，合理设计扶正器安放间距。为了保证顺利下入套管，充分洗井，保证井底无沉砂。采用不低于套管刚度的钻具进行通井，通井稳定器依次为“双稳定器”、“三稳定器”和“四稳定器”，最后一趟通井管柱为241.3 mm牙轮钻头+236.0 mm螺旋稳定器+177.8 mm钻铤×9.0 m+235.0 mm螺旋稳定器+177.8 mm钻铤×9.0 m+235.0 mm螺旋稳定器+177.8 mm钻铤×9.0 m+234.0 mm螺旋稳定器+177.8 mm钻铤×9.0 m+127.0 mm加重钻杆×(3～5)柱。为了提高套管居中度，水平段采用刚性扶正器，扶正器肋片采用倒角设计，防止对井壁过度剐蹭；按照一根套管安装一只扶正器设计要求布放，保证套管的居中度，防止套管贴边。

4) 现场工艺优化。为了减小混浆段长度，采用正密度差前置液，提高前置液冲洗能力；设计段塞式高黏度隔离塞，控制混浆段长度，保证顶替效率的同时，提高施工的安全性。采用漂浮替浆技术，替浆过程中采用轻质钻井液填充水平段套管，增大套管浮力，提高套管居中度，提高顶替效率；设计水泥石弹性模量为5.6 GPa，保证压裂过程中水泥石的变形能力，提高水泥环在压裂过程中的机械完整性。

丁页2-HF井依据水泥石完整性设计要求，封固段采用耐高温弹性水泥浆体系，前置液采用耐高温冲洗型隔离液，有效保证固井质量。尾浆和中间浆采用配方2的水泥浆体系，性能如表4所示，弹性模量达到5.6 GPa。

该井固井施工过程顺利，正常注入SCW前置液30 m³,密度1.80 kg/L，水泥浆167 m³,其中弹性水泥浆89 m³，候凝72 h后测量固井质量。第一界面合格井段长度占全井98.2%，且优质井段达到95.6%；第二界面合格井段长度占全井96.2%，且优质井段达到89.1%，综合评定为优质。

丁页2-HF井分段压裂段数为9段，地面最高压裂施工压裂105 MPa，施工过程中未发现层间窜漏现象。截至目前，该井已生产1年，未出现环空带压现象，表明该井固井水泥浆体系设计合理，工艺及施工组织合理，满足了深部地层的固井要求。

1) 深部地层页岩气井固井设计必须充分考虑水泥浆耐温性、水泥石力学性能及水泥石防气窜能力，保证水泥石在压裂及生产过程中的完整性，防止环空带压。

2) 提高页岩气水平井固井顶替效率的关键因素之一是优选合理的前置液及浆柱结构，提高前置液化学冲洗能力和物理冲洗能力，改变界面润湿特性。

3) 页岩气井中环空带压井较多，深部地层由于地层压力、破裂压力高，对水泥环的密封能力要求更高，建议进一步开展高温高应力地层水泥浆体系的选择与适用性研究。