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1、第 37 卷 第 5 期 2015 年 9 月石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. Zhanjiang Drilling complex well conditions; borehole string; completion; reservoir protection; suspension packer assembly涠洲某油田采油井网布局不完善， 存在未开发 的层位， 并且已开发层位的开采也不充分。为改善 井网布局， 经过油藏地质前期研究， 进行 A9 井未 开发区块涠洲某 3 井区 L1V 油组储量的钻探工作。 A9 井位于北部湾盆地涠西南凹陷的南部斜坡， 井深4
2、010 m， 垂深 2 353.74 m， 裸眼段长 465 m， 最大井斜 82 ， 水平位移 2 670.01 m。目的层为 L1V 油组， 压 力系数 1.38， 岩性以大段褐灰色泥岩、 页岩为主， 夹 杂泥质粉、 细砂岩， 目的层钻进过程中有掉块现象。 为支撑裸眼段井壁下入 178 mm 钻孔管， 用 RF-214作者简介：曾春珉， 1984 年生。2009 年毕业于中国石油大学（华东） 油气井工程专业， 硕士研究生， 现主要从事海上钻完井方面的技术研究工作， 工程师。E-mail：。47曾春珉等：涠洲某油田 A9 井钻孔管柱下入技术型顶部悬挂封隔器总成悬挂于上层 244.5 mm 套
3、管 内， 悬挂器封隔器采用投球液压坐挂和坐封。由于 受井眼轨迹和泥浆性能的影响， 钻孔管下入过程中 存在摩阻大、 悬挂封隔器总成可能提前坐封等技术 难题， 通过钻孔管柱下入难度分析和下入摩阻计算， 优化了管柱组合， 同时采用特殊结构的顶部悬挂封 隔器总成保证了钻孔管柱顺利下入到位。1 基本井况1.1 井眼轨迹 A9 井从 569 m 连续造斜至 1 264 m（井斜角 56.72 ， 最大全角变化率 4.47 （） /30 m） ， 并以井斜角 56.72 稳斜至 2 974 m 后连续造斜至 3 621 m， 井斜 角达到 82 ， 最后稳斜至完钻井深 4 010 m。本井虽 然为二维井眼轨
4、迹， 但水平垂直比超过 1.1， 上部造 斜段浅、 稳斜段长（1 710 m） 、 裸眼段井斜达 82 。钻 孔管柱下入过程中管柱实际有效悬重大大降低， 摩 擦阻力增大， 从而造成管柱下入困难， 甚至下入不到 位。井眼轨迹垂直投影如图 1 所示。 图 1 A9井眼轨迹1.2 钻井液性能 钻井液密度为 1.45 g/cm3， 黏度为 42 mPa s， 失 水为 1 mL， 滤饼为 0.5 mm， 切力为 35 Pa， 含砂为 0.2%， pH 值为 8。钻井液密度大、 黏度较高， 造成较 高的循环压耗、 泵压和激动压力。2 技术难点2.1 钻孔管下钻摩阻大 摩阻的大小和管柱与井壁、 套管、 钻
5、井液之间 的摩擦有关， 影响摩阻的主要因素有井斜角、 井眼曲 率、 泥饼的润滑性、 井眼清洁程度、 井深、 管柱结构与 重量、 钻井液性能等。造成 A9 井钻孔管柱下入摩 阻大的原因主要有：裸眼段长（465 m） ， 目的层为大 段泥岩、 页岩地层， 对管柱的摩擦阻力较大， 管柱下 入过程中易受阻；直井段仅 680 m， 而稳斜段长达 1710 m， 管柱进入大斜度井段后一般情况下会完全 贴在下井壁上， 造成送入管柱推力不够；钻井液密度高， 黏度和切力都比较大， 造成下入摩阻增大。 2.2 井控和储层保护难度大 目的层 L1V 油组压力系数为 1.38， 属于异常高 压地层， 溶解气油比为 1
6、74478.3 m3/m3， 裸眼完井井 控风险较高。钻完井液比重过低容易诱发井涌和井 喷， 比重过高容易对储层造成污染， 必须选择合适的 钻完井液体系和比重， 在确保作业安全的前提下力 求减轻对储层造成的伤害。 2.3 悬挂封隔器总成可能提前坐封 悬挂封隔器一般采用管柱内外压差进行坐封， 本井由于钻井液黏度和切力比较大， 在钻孔管下入 过程中， 循环打通压力高， 一旦管柱内外压差达到悬 挂封隔器的坐封压差， 使悬挂封隔器总成提前坐封， 则会造成井下复杂情况的发生。3 技术措施3.1 钻孔管柱下入难度分析 钻孔管柱能否通过造斜井段并顺利下至预定井 深， 主要受井眼曲率、 地层摩阻、 套管直径等
7、因素的 影响。钻孔管柱由于刚性过大存在卡在井眼造斜段 而无法下入的可能， 为此必须进行钻孔管柱下入条 件的计算1-3。 3.1.1 井眼最小曲率半径 钻孔管柱通过弯曲段时 随井眼弯曲承受应力作用， 弯曲应力随井眼曲率半 径的减小而增加。全角变化率反映了井眼实际井斜 变化， 也反映了井眼实际方位变化。A9 井裸眼段最 大全角变化率 4.47 （） /30 m， 通过最大全角变化率计 算井眼的最小曲率半径为RKz min c max= 57.31= 384.56 m （1）式中， Rz min为井眼最小曲率半径， m； Kc max为最大全 角变化率，（ ）/30 m。 3.1.2 钻孔管可能下入
8、的井眼最小曲率半径 该井 下入钻孔管钢级为 N80， 外径为 178 mm， 壁厚为 10.36 mm， 最小屈服强度为 552.3 MPa， 则钻孔管可 能通过的井眼最小曲率半径为REDK Kcmmin.=0 0005106 612（2）式中， Rc min为钻孔管可能通过井眼最小曲率半径， m； E 为钢材弹性模量， 取值 2.1105 MPa；D 为钻 孔管外径， mm；为最小屈服强度， MPa； K1为抗弯 安全系数， 取 1.8； K2为丝扣连接部分安全系数， 取 值 1.75。 计算结果为 Rc min Rz min， 说明 178 mm 钻孔石油钻采工艺 2015 年 9 月（第
9、 37 卷） 第 5 期48管能够通过全角变化率最大的井段。本井实际抗弯 安全系数 K1 为K1R EDK=zmin .0 00056 492（3）计算结果为 K1 K1， 证明钻孔管能够下入。 3.2 钻孔管柱下入摩阻计算 钻孔管柱能否在较长的泥页岩裸眼井段中顺 利下入到预定位置， 关系到完井作业的成败。为保 证钻孔管成功下入到位， 在下入之前， 必须应用工程 软件根据实际井眼参数、 钻孔管尺寸及其性能参数， 进行下钻孔管柱摩擦阻力的模拟分析。分别对两 种不同的管柱组合进行摩阻计算， 在技术套管和裸 眼井段内的摩擦系数分别取 0.35 和 0.55。其中， 管 柱组合 1：149.2 mm
10、钻杆 3 379 m+149.2 mm 加 重钻杆 141 m+178 mm 钻孔管 520 m， 管柱中性点 深度 2 051.23 m， 下放悬重 180.2 kN；管柱组合 2： 149.2 mm 钻杆 3 155 m+149.2 mm 加重钻杆 141 m+165.1 mm 钻铤 224 m+178 mm 钻孔管 520 m， 管柱中性点深度 1 874.44 m， 下放悬重 139.3 kN。 通过分析发现， 管柱组合 2 的下放悬重小于管 柱组合 1， 这是因为钻铤所下的位置平均井斜角达到 80 ， 钻铤的下入不仅没有任何的加重作用， 反而增 加了管柱所受的摩阻和浮力， 使得管柱中
11、性点上移， 造成中性点以上管柱实际悬重减小。由此说明当井 斜较大时， 应当合理的配置钻铤等加重钻具的位置， 使其充分发挥加重作用。 当出现复杂情况时， 管柱组合 1 和 2 处理复杂 情况的能力有限。为此， 在管柱组合 2 的基础上进 行优化配置得到管柱组合 3， 将加重钻杆和钻铤配 置在管柱中性点以上井斜较小的井段。管柱组合 3： 149.2 mm 钻 杆 679 m + 165.1 mm 钻 铤 224 m + 149.2 mm 加重钻杆 141 m + 149.2 mm 钻杆 2476 m + 178 mm 钻孔管 520 m， 管柱中性点深度 2 051.23 m。管柱组合 3 优化管
12、柱配置后下放悬重 为 340.4 kN， 加上顶驱的重量后下放悬重可达到 554 kN， 完全可以克服管柱所受摩阻， 并具备应对复杂情 况的处理能力。 3.3 优选钻完井液体系 目的层异常高压， 钻完井液比重较高， 因此裸眼 井段选用对储层伤害较小的有机盐无固相水基钻井 液体系， 而完井液则采用隐形酸完井液体系。 3.4 采用特殊结构的顶部悬挂封隔器总成 为避免由于钻井液黏度高、 切力大， 循环打通时 造成悬挂封隔器中途坐封而引起井下复杂情况， 选用投球坐封的顶部悬挂封隔器总成。该工具内部传 压孔被滑套密封， 只有投球打压后滑套下行露出传 压孔才能坐封， 下钻途中循环压力对封隔器坐封没 有影响
13、， 从而保证工具的顺利下入。钻孔管下端带 有浮鞋， 下钻遇阻可以边循环边下钻。4 现场实施4.1 准备工作 （1） 由于井眼倾斜， 岩屑在上返过程中不可避免 在井壁的下侧堆积， 从而形成岩屑床4。特别是在 井斜角为 4560 的井段， 已形成的岩屑床会沿井壁 下侧向下滑动， 形成严重的堆积， 从而堵塞井眼。为 了避免形成岩屑床， 完井前严格按标准要求进行通 井， 每次到底后充分循环洗井， 确保井眼干净。 （2） 下管柱前工程师检查核实悬挂器总成、 密封 筒、 浮鞋的尺寸、 扣型、 规格和配套情况， 对下井工具 进行试压和功能试验。 （3） 由于顶部封隔器投球坐封， 入井钻杆必须严 格通径。 4
14、.2 施工步骤 （1）实际下入管柱组合为： 178 mm 浮鞋 + 盲 管短节 + 下部密封筒 + 钻孔管 + 盲管 +RF-195MT 下部密封筒总成 +149.2 mm 钻杆 +149.2 mm 加 重钻杆 +165.1 mm 钻铤 +149.2 mm 钻杆。加重 钻杆和钻铤配置在井斜小于 30 的井段。 （2）由于钻孔管下端带有浮鞋， 下钻过程中每 300 m 灌浆一次， 每 500 m 打通一次。为避免对封隔 器胶筒的冲刷， 循环排量最大不超过 1 m3/min， 出套 管鞋前测得下放悬重为 845.5 kN。 （3） 为避免管柱在裸眼段发生黏卡等复杂情况， 在管柱进入裸眼段后， 连续
15、下钻中间不灌浆不打通， 到位后测得下放悬重 623 kN。 （4） 下钻过程中严格控制下放速度， 以免产生过 大激动压力。狗腿度较大处控制下钻速度 0.1 m/s。 （5） 到位后用完井液替出井筒内钻井液， 裸眼段 替入破胶液， 解除井壁滤饼。 （6） 投 50 mm 空心球， 正打压坐封悬挂封隔器。 （7） 上提管柱悬重至中性点， 正转 30 圈后倒扣 脱手。 （8） 由于解除了井壁上的滤饼， 井筒漏失增大， 起 钻过程中进行循环灌浆。 由于施工前作了大量准备工作， 整个施工过程 顺利。投产初期产量 150 m3/d， 大大超过油藏配产， 说明钻完井液体系的储层保护效果十分理想。（下转第 5
16、7 页） 57孙万兴等：深井大尺寸套管固井技术在塔里木油田的应用壁套管， 特别是顶、 底两端套管， 以满足抗拉、 抗内压 及抗外挤强度要求。 （2） 采用双级分段固井技术， 较好地解决了深井， 大尺寸套管固井注、 替浆量大， 浆体流动行程长， 水 泥浆窜槽混浆严重， 及上下温差大对水泥浆配方及 性能的影响。 （3） 优选水泥浆体系并调整其性能， 在大井眼环 空中形成紊流顶替， 同时使用相容性和流动性较好 的先导钻井液和加重隔离液， 有效地保证了大井眼 环空的顶替效率和固井质量。参考文献：1 刘振通， 吴红波， 宋元洪， 等 . Thingdong-1 复杂高压气井大尺寸套管固井技术J. 钻井液与完井液， 2011，28 （4） ：57-59.2 莫军 . 川西大尺寸套管长封固段固井技术J. 西部探矿工程， 2006 （S0） ：158-16
