川西地區水平井下套管復雜情況分析及改進措施

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)

川西地區中淺井主產層為沙溪廟組。其中，上沙溪廟組巖性以棕色粉砂質泥巖、灰褐色粉砂巖、泥質粉砂巖及綠灰色細-中砂巖為主，下沙溪廟組巖性以綠灰、紫棕色粉砂質泥巖與淺灰、綠灰色細粒巖屑砂巖、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，尤其當泥巖段較長時，下套管摩阻增大非常明顯。同時川西地區老井多，同井場新井需要井眼繞障，軌跡較為復雜，套管形變大，下套管難度大。

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

1 水平井下套管難點分析

1.1 水平井下套管的特點

井眼軌跡決定套管柱入井過程的復雜性。在彎曲井段，套管會同時受到重力、浮力、摩擦阻力、彎曲應力等附加力的作用，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，套管柱甚至會完全貼在下井壁上，此時，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雜，套管進入造斜井段后，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會大大增加，從而使接觸應力變大，因此套管下入阻力也會隨之增大，當下套管的阻力增大到一定程度就可能發生套管無法正常下入的情況。

1.2.2 井身結構

套管的摩阻除與井眼軌跡相關，還與井身結構有關。這主要和鉆頭及套管尺寸有關，鉆頭尺寸為井眼的初始直徑，套管尺寸即套管的外徑，兩者之差就是井內的初始環空間隙。鉆頭尺寸越大，套管尺寸越小，即兩者差值越大，井內環空間隙就越大，套管與井壁接觸面積就越小，反之越大。圖1～圖3分別是自由狀態套管不與井壁接觸，套管與井壁發生點接觸和套管某段與井壁某個方向發生線接觸的情況。不難發現，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 自由狀態剖面圖

圖2 點接觸剖面圖

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，可以降低鉆進與下套管時的摩擦阻力，減小對鉆桿和套管的損害。鉆井液同時具有攜砂帶屑的功能，可以對井眼起到清潔凈化的作用，減少下套管時發生阻卡的狀況。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，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構構造存在很大的差異，因此當扶正器與井壁接觸時，由于不同扶正器的原理結構不同，同時不同井段扶正器的安放間距不同，導致套管的彎曲程度受到極大的影響。使得套管下入時，其與井壁的接觸方式或狀態發生變化，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，在通過彎曲段時會變得非常困難，導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，同時受到井眼條件的約束，就會因為套管彎曲過大而增加其與井壁的接觸面積，從而產生更大的摩擦力，阻礙套管的下入。表1為通過實驗測得的不同類型扶正器在鉆井液中的摩阻系數，其中滾珠扶正器的摩阻系數最小，這是因為滾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

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)井身結構：?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)管串結構：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井鉆井液性能參數如表3所示。

表3 知新105井鉆井液性能參數

(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，即發現套管粘卡。遇阻時套管進入水平段205 m。

(2)處理過程：首先在240～1600 kN間強力上下活動套管，同時泥漿密度由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、易吸附，造成泥餅的吸附能力強，巖屑床難以清除，泥餅虛厚，套管與泥餅接觸面積大，摩阻系數增大；同時，由于部分井段全角變化率大，套管彎曲產生的強側向力，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的地層，產生更大的吸附力。

2.2 高廟33-21HF井下套管遇阻分析

2.2.1 前期概況

(1)井身結構：?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)管串結構：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井鉆井液性能參數如表5所示。

表5 高廟33-21HF井鉆井液性能參數

(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，反復活動套管未動。此時，套管進入水平段768 m。

(2)處理過程：接頂驅開泵排量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，泵壓低時排量0.6 L/s，后繼續循環，排量逐漸提至22 L/s，泵壓穩定在8 MPa，后發現卡瓦坐掛。

2.2.3 原因分析

通過下套管阻卡發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空堵塞導致卡瓦坐掛。環空堵塞會導致管柱內外形成壓差，當壓差超過一定值就會剪斷懸掛器液缸剪釘，導致懸掛器提前坐掛，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)井身結構：?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。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)管串結構：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)阻卡發生過程：加密扶正器段進入K1與K2靶點之間，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，套管進入水平段889 m。

表7 中江109D井鉆井液性能參數

(2)處理過程：上提下放鉆具，最大上提噸位1900 kN，下放0 kN，循環排量最大1.5 m3/min，立壓9 MPa，間斷循環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雜導致。中江109D井先緩慢造斜，再快速造斜，同時方位角變化大，A、B靶點垂深相差10 m，K1、K2控制點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重，管柱貼邊情況普遍，導致摩阻增大，下套管遇阻。

3 建議及措施

川西地區中淺氣層的水平井存在一定的區域特點和難點。同井場防碰，水平段與直井段不在一個二維平面，地層非均質性，泥砂巖互層穩定性差，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，造成井壁不穩定等。這些都是下套管遇阻的可能誘因。根據遇阻卡情況分析，建議采取以下措施進行防范：

(1)合理設計井身結構，降低下套管作業難度，為后期施工作業帶來便利。

(2)優化鉆井液性能。針對砂泥巖井段優化鉆井液性能，減少鉆具與井壁的接觸面積，降低濾餅摩擦系數，有效清除巖屑床；在確保不發生井控安全的前提下，下套管前適當降低鉆井液密度。

(3)加強井眼質量控制，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，為下套管作業提供一個良好的基礎條件。

(4)下套管前的井眼準備要充分。一是要有針對性地進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；二是要加強鉆井液性能維護，提高潤滑性。

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

4 結語

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