譚元銘， 段海波， 李若瑩， 黃 薇

(中石化西南石油工程有限公司固井分公司，四川 德陽 618000)

川西地區(qū)中淺井主產(chǎn)層為沙溪廟組。其中，上沙溪廟組巖性以棕色粉砂質(zhì)泥巖、灰褐色粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及綠灰色細(xì)-中砂巖為主，下沙溪廟組巖性以綠灰、紫棕色粉砂質(zhì)泥巖與淺灰、綠灰色細(xì)粒巖屑砂巖、長石巖屑砂巖、粉砂巖為主。由于目的層普遍存在泥巖，對下套管摩阻有很大影響，尤其當(dāng)泥巖段較長時(shí)，下套管摩阻增大非常明顯。同時(shí)川西地區(qū)老井多，同井場新井需要井眼繞障，軌跡較為復(fù)雜，套管形變大，下套管難度大。

到目前為止，每年在川西地區(qū)作業(yè)的鉆井公司都會有5～6口井下套管異常困難，或下放不到位。因此對川西地區(qū)水平井下套管復(fù)雜情況進(jìn)行分析研究很有必要。

1 水平井下套管難點(diǎn)分析

1.1 水平井下套管的特點(diǎn)

井眼軌跡決定套管柱入井過程的復(fù)雜性。在彎曲井段，套管會同時(shí)受到重力、浮力、摩擦阻力、彎曲應(yīng)力等附加力的作用，且附加力隨井眼軌跡的變化而不同。井眼曲率越大，曲率半徑越小，附加力越大。在水平段，套管柱甚至?xí)耆N在下井壁上，此時(shí)，套管柱與地層的接觸段很長，摩擦阻力非常大，可使下套管受阻；或因套管剛性很大使得套管柱卡在彎曲井段而無法下入。

1.2 影響下套管摩阻的因素

1.2.1 井眼軌跡

水平井井眼軌跡相較直井更為復(fù)雜，套管進(jìn)入造斜井段后，井斜角會突然增大，在“狗腿”度過大的井段，套管與井眼的接觸點(diǎn)會大大增加，從而使接觸應(yīng)力變大，因此套管下入阻力也會隨之增大，當(dāng)下套管的阻力增大到一定程度就可能發(fā)生套管無法正常下入的情況。

1.2.2 井身結(jié)構(gòu)

套管的摩阻除與井眼軌跡相關(guān)，還與井身結(jié)構(gòu)有關(guān)。這主要和鉆頭及套管尺寸有關(guān)，鉆頭尺寸為井眼的初始直徑，套管尺寸即套管的外徑，兩者之差就是井內(nèi)的初始環(huán)空間隙。鉆頭尺寸越大，套管尺寸越小，即兩者差值越大，井內(nèi)環(huán)空間隙就越大，套管與井壁接觸面積就越小，反之越大。圖1～圖3分別是自由狀態(tài)套管不與井壁接觸，套管與井壁發(fā)生點(diǎn)接觸和套管某段與井壁某個方向發(fā)生線接觸的情況。不難發(fā)現(xiàn)，隨著套管與井壁的接觸面積變大，其下套管的摩阻力也就越大。

圖1 自由狀態(tài)剖面圖

圖2 點(diǎn)接觸剖面圖

圖3 線接觸剖面圖

1.2.3 鉆井液性能

鉆井液具有很好的潤滑作用，可以降低鉆進(jìn)與下套管時(shí)的摩擦阻力，減小對鉆桿和套管的損害。鉆井液同時(shí)具有攜砂帶屑的功能，可以對井眼起到清潔凈化的作用，減少下套管時(shí)發(fā)生阻卡的狀況。因此鉆井液的潤滑性和攜砂能力能夠降低套管的摩阻系數(shù)，從而降低下套管的摩阻。

1.2.4 扶正器的類型和間距

不同類型扶正器其結(jié)構(gòu)構(gòu)造存在很大的差異，因此當(dāng)扶正器與井壁接觸時(shí)，由于不同扶正器的原理結(jié)構(gòu)不同，同時(shí)不同井段扶正器的安放間距不同，導(dǎo)致套管的彎曲程度受到極大的影響。使得套管下入時(shí)，其與井壁的接觸方式或狀態(tài)發(fā)生變化，摩阻力也隨之改變。如果扶正器安放間距太小，必然會增加套管的剛度，使得套管不易彎曲，在通過彎曲段時(shí)會變得非常困難，導(dǎo)致套管不能順利通過彎曲井段。如果扶正器安放的間距較大，套管就容易彎曲，有利于通過彎曲段，但是假如其彎曲程度過大，同時(shí)受到井眼條件的約束，就會因?yàn)樘坠軓澢^大而增加其與井壁的接觸面積，從而產(chǎn)生更大的摩擦力，阻礙套管的下入。表1為通過實(shí)驗(yàn)測得的不同類型扶正器在鉆井液中的摩阻系數(shù)，其中滾珠扶正器的摩阻系數(shù)最小，這是因?yàn)闈L珠扶正器與井壁接觸方式為滾動接觸，其接觸面積相較其他類型的扶正器更小。

表1 水平井中不同扶正器在不同鉆井液情況下的摩阻系數(shù)

2 遇阻井案例分析

2.1 知新105井下套管遇阻分析

2.1.1 前期概況

(1)井身結(jié)構(gòu)：?444.5 mm×210 m+?311.15 mm×1000 m+?215.9 mm×3726 m。

(2)井眼軌跡：知新105井井眼軌跡見表2。

表2 知新105井井眼軌跡

(3)扶正器安放：懸掛器以下3根套管每根套管安放1個雙弓彈扶，重疊段每4根套管安放1個剛性扶正器，直井段每4根套管安放1根整體式單弓彈性扶正器，斜井段以下每2根套管安放1個整體式單弓彈性扶正器。

(4)管串結(jié)構(gòu)：浮鞋+1根短套管+1根套管+浮箍+1根套管+浮箍+1根套管+球座+套管串+懸掛器+送放鉆具。

(5)鉆井液情況：甲酸鉀體系鉆井液，配方為0.2%～0.4%生石灰+2%～4%磺化酚醛樹脂+2%～4%無鉻磺化褐煤+1%～2%磺化丹寧+1%～2%高效液體潤滑劑+2%～4%改性瀝青類防塌劑+2%～4%多軟化點(diǎn)防塌劑+0.1%～0.2%消泡劑+1%～2%納米乳液+2%～3%鉀基抑制劑。知新105井鉆井液性能參數(shù)如表3所示。

表3 知新105井鉆井液性能參數(shù)

(6)通井情況：通井摩阻正常。

2.1.2 下套管遇阻及處理過程

(1)阻卡發(fā)生過程：在連接套管懸掛器期間，在套管灌漿5 min后上提套管，即發(fā)現(xiàn)套管粘卡。遇阻時(shí)套管進(jìn)入水平段205 m。

(2)處理過程：首先在240～1600 kN間強(qiáng)力上下活動套管，同時(shí)泥漿密度由1.99 g/cm3降至1.95 g/cm3；然后第一次浸泡解卡劑，同時(shí)在180～1500 kN間活動管串；接著第二次浸泡解卡劑，泥漿密度降至1.85 g/cm3；最后第三次浸泡解卡劑，上提到1600 kN，懸重逐步下降解卡。

2.1.3 原因分析

通過下套管阻卡發(fā)生過程及處理情況分析判斷知新105井卡套管原因主要是粘附卡套管。甲酸鉀泥漿中甲酸根離子活性強(qiáng)、易吸附，造成泥餅的吸附能力強(qiáng)，巖屑床難以清除，泥餅虛厚，套管與泥餅接觸面積大，摩阻系數(shù)增大；同時(shí)，由于部分井段全角變化率大，套管彎曲產(chǎn)生的強(qiáng)側(cè)向力，增加了套管對井壁的正壓力，使得下套管摩阻變大；最后，水平段為滲透性好的砂巖，受到側(cè)向力作用的套管壓向虛厚泥餅，使泥餅中的孔隙水易流入滲透性強(qiáng)的地層，產(chǎn)生更大的吸附力。

2.2 高廟33-21HF井下套管遇阻分析

2.2.1 前期概況

(1)井身結(jié)構(gòu)：?444.5 mm×207 m+?311.1 5 mm×2533 m+?215.9 mm×4095 m。

(2)井眼軌跡：高廟33-21HF井井眼軌跡見表4。

表4 高廟33-21HF井井眼軌跡

(3)扶正器安放：懸掛器以下3根套管每根套管安放1個剛性扶正器，重疊段每3根套管安放1個剛性扶正器，整個裸眼井段都是每2根套管安放1個整體式單弓彈性扶正器。

(4)管串結(jié)構(gòu)：浮鞋+1根短套管+1根套管+浮箍+1根套管+浮箍+1根套管+球座+套管串+懸掛器+送放鉆具。

(5)鉆井液情況：鉀石灰聚磺鉆井液，配方為0.2%～0.4%生石灰+2%～4%磺化酚醛樹脂+2%～4%無鉻磺化褐煤+1%～2%磺化丹寧+1%～2%高效液體潤滑劑+2%～4%改性瀝青類防塌劑+2%～4%多軟化點(diǎn)防塌劑+0.1%～0.2%消泡劑+1%～2%納米乳液+5%～7%氯化鉀。高廟33-21HF井鉆井液性能參數(shù)如表5所示。

表5 高廟33-21HF井鉆井液性能參數(shù)

(6)通井情況：起下鉆困難，阻卡明顯，劃眼困難， 2800 m至井底全程劃眼。

2.2.2 下套管遇阻及處理過程

(1)阻卡發(fā)生過程：3600 m以淺套管下放正常，3600 m以深需要快速下沖鉆具才能順利下放套管。下至3865 m遇阻，上提2100 kN，下放至300 kN，反復(fù)活動套管未動。此時(shí)，套管進(jìn)入水平段768 m。

(2)處理過程：接頂驅(qū)開泵排量2.5 L/s，泵壓8 MPa，上提2100 kN，懸重回至2030 kN，后控制泵壓8～10 MPa，活動管串，返漿量忽大忽小，泵壓低時(shí)排量0.6 L/s，后繼續(xù)循環(huán)，排量逐漸提至22 L/s，泵壓穩(wěn)定在8 MPa，后發(fā)現(xiàn)卡瓦坐掛。

2.2.3 原因分析

通過下套管阻卡發(fā)生過程及處理情況分析判斷高廟33-21HF井卡套管原因主要是環(huán)空堵塞導(dǎo)致卡瓦坐掛。環(huán)空堵塞會導(dǎo)致管柱內(nèi)外形成壓差，當(dāng)壓差超過一定值就會剪斷懸掛器液缸剪釘，導(dǎo)致懸掛器提前坐掛，套管下放不到位。

2.3 中江109D井下套管遇阻分析

2.3.1 前期概況

(1)井身結(jié)構(gòu)：?444.5 mm×102 m+?311.15 mm×1428 m+?215.9 mm×3450 m。

(2)井眼軌跡：中江109D井井眼軌跡見表6。

表6 中江109D井井眼軌跡

注：中江109D井為階梯井，K1、K2為控制點(diǎn)。K1、K2垂深相差10 m。

(3)扶正器安放：懸掛器以下3根套管每根套管安放1個剛性扶正器，重疊段每4根套管安放1個剛性扶正器，裸眼井段至1800 m每3根套管安放一個單弓彈性扶正器，1800～2950 m每1根套管安放1個整體式單弓彈性扶正器，2950～3448 m每2根套管安放1個整體式單弓彈性扶正器。

(4)管串結(jié)構(gòu)：浮鞋+1根短套管+1根套管+浮箍+1根套管+浮箍+1根套管+球座+套管串+懸掛器+送放鉆具。

(5)鉆井液情況：鉀石灰聚磺鉆井液配方為0.2%～0.4%生石灰+2%～4%磺化酚醛樹脂+2%～4%無鉻磺化褐煤+1%～2%磺化丹寧+1%～2%高效液體潤滑劑+2%～4%改性瀝青類防塌劑+2%～4%多軟化點(diǎn)防塌劑+0.1%～0.2%消泡劑+1%～2%納米乳液+5%～7%氯化鉀。中江109D井鉆井液性能參數(shù)如表7所示。

(6)通井情況：測井前通井無障礙，測井儀器下放順暢，下套管前通井摩阻正常。

2.3.2 下套管遇阻及處理過程

(1)阻卡發(fā)生過程：加密扶正器段進(jìn)入K1與K2靶點(diǎn)之間，每一柱送放鉆具都需要上提活動空間才能下放，剩余懸重為100～200 kN，下行極為困難。此時(shí)，套管進(jìn)入水平段889 m。

表7 中江109D井鉆井液性能參數(shù)

(2)處理過程：上提下放鉆具，最大上提噸位1900 kN，下放0 kN，循環(huán)排量最大1.5 m3/min，立壓9 MPa，間斷循環(huán)并小范圍活動鉆具均無果。

2.3.3 原因分析

通過下套管阻卡發(fā)生過程及處理情況分析判斷中江109D井卡套管原因主要是井眼軌跡復(fù)雜導(dǎo)致。中江109D井先緩慢造斜，再快速造斜，同時(shí)方位角變化大，A、B靶點(diǎn)垂深相差10 m，K1、K2控制點(diǎn)間扶正器安放又非常密集，造成套管在下放過程中管柱形變嚴(yán)重，管柱貼邊情況普遍，導(dǎo)致摩阻增大，下套管遇阻。

3 建議及措施

川西地區(qū)中淺氣層的水平井存在一定的區(qū)域特點(diǎn)和難點(diǎn)。同井場防碰，水平段與直井段不在一個二維平面，地層非均質(zhì)性，泥砂巖互層穩(wěn)定性差，井眼軌跡變化大；鉆井液性能難以滿足長水平段清除巖屑床的要求；地層存在伊蒙混層，造成井壁不穩(wěn)定等。這些都是下套管遇阻的可能誘因。根據(jù)遇阻卡情況分析，建議采取以下措施進(jìn)行防范：

(1)合理設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)，降低下套管作業(yè)難度，為后期施工作業(yè)帶來便利。

(2)優(yōu)化鉆井液性能。針對砂泥巖井段優(yōu)化鉆井液性能，減少鉆具與井壁的接觸面積，降低濾餅?zāi)Σ料禂?shù)，有效清除巖屑床；在確保不發(fā)生井控安全的前提下，下套管前適當(dāng)降低鉆井液密度。

(3)加強(qiáng)井眼質(zhì)量控制，特別是斜井段和水平段的全角變化率的控制，保證井眼軌跡圓滑，為下套管作業(yè)提供一個良好的基礎(chǔ)條件。

(4)下套管前的井眼準(zhǔn)備要充分。一是要有針對性地進(jìn)行劃眼或者倒劃眼修整井壁，可采用井壁修正器，消除井眼臺肩；二是要加強(qiáng)鉆井液性能維護(hù)，提高潤滑性。

(5)要合理選擇套管扶正器的類型和使用數(shù)量，同時(shí)采用適合井況的懸掛器，為下套管循環(huán)鉆井液提供更有利的條件。

4 結(jié)語

通過分析川西地區(qū)中淺層氣井水平井下套管遇阻特點(diǎn)，可將套管遇阻卡情況分為2種：突發(fā)遇阻和阻力漸增導(dǎo)致阻卡。針對突發(fā)遇阻這種情況主要應(yīng)該從井眼臺肩、巖屑堆積、粘附卡鉆等方面進(jìn)行預(yù)防；阻力漸增導(dǎo)致阻卡的現(xiàn)象則應(yīng)重點(diǎn)從井眼質(zhì)量控制進(jìn)行預(yù)防，特別是定向井段的軌跡控制上采取措施。