2024年3月27日发(作者：小米性价比高的千元机)

涠洲油田侧钻小井眼井旋转尾管固井技术实践

罗东辉 赵凯 钟兴强 李占东 许小刚

(中海油服油田化学事业部湛江作业公司，广东 湛江 524057)

摘要：北部湾涠洲油田某区块为了尽可能的动用储量，实施了在老井眼A6井

f

177.8mm套管内开窗侧钻，进行新的A6S1井

f

152.4mm井眼钻进并下入

f

114.3mm尾管固井的施工。针对这种小尾管固井中，经常遇到的尾管下入困难以及固井质量无法确保

的问题，分析了该

f

152.4mm井眼内大段的页岩、油页岩层段存在极易剥落和垮塌，经过地质断层易遇阻和井漏，油基钻井液驱替

时冲洗困难，小井眼内套管不易居中，短轻尾管丢手判断困难，尾管旋转时抗扭能力不足等难点，提出了适用于小尺寸尾管的带有

顶部封隔器、反向牵制短节、液压丢手、高抗扭可旋转功能的尾管固井技术，并成功在南海西部进行了首次应用，顺利将

f

114.3mm

尾管下入到位，成功实现全程旋转尾管固井，充分保证了

f

152.4mm小井眼尾管固井质量。

关键词：侧钻井；小井眼固井；旋转尾管固井；牵制型尾管悬挂器

0 引言

为了充分调动涠洲油田某区块的储量，达到开发利用效

率最大化，在利用平台产能下降较多的A6井老井井口装置的

进行新的

f

152.4mm

前提下，对该井

f

177.8mm套管开窗侧钻，

这种小尺寸的旋

井眼钻进，并下入

f

114.3mm尾管进行固井。

转尾管下入和固井工艺技术在南海西部属于首次应用，没有

同

可以借鉴的经验。同时，该区块前期

f

177.8mm尾管固井中，

样的地层中发生过下套管遇阻、漏失等各种问题。文中重点分

析了该区块尾管下入和固井方面的技术难点，通过采取国产

2.4

f

152.4mm裸眼段井斜较大，尾管重轻，丢手不易判断

f

152.4mm裸眼段长达763m，大部分井斜在30°～38°，

f

114.3mm尾管长度853m，考虑井斜影响，尾管浮重大约为7t，

测量的送入钻具在尾管悬挂器座挂位置摩阻约6～8t，当尾管

重量低于送入钻具摩阻时，不易判断送入工具是否脱手

[2]

。

2.5 悬挂器和尾管抗旋转扭矩能力

该井

f

114.3mm尾管为油管，按照套管厂家提供参数，油管

钢级为L80，壁厚为6.88mm，连接扣为VAMTOP，螺纹抗扭能力

为6.5kN·m，当尾管旋转扭矩超过套管抗扭能力时，导致无法

实现旋转固井。同时，悬挂器的抗扭能力也是决定是否能够成

[3]

功旋转的关键

。

f

177.8mm×

f

114.3mm牵制型旋转尾管固井技术，最终确保了

A6S1井的

f

114.3mm尾管固井顺利完成。

1 侧钻井概况

采用三开井身结构，其中一开为A6井原

f

244.5mm套管，

三开采用旋转尾管

二开为A6井原

f

177.8mm尾管下至3053m，

悬挂器固井技术，油基泥浆作为钻井液，下

f

114.3mm套管，

2.6 套管贴边及油基泥浆不易冲洗无法确保固井质量

由于该地区裸眼段容易产生掉块，为了确保套管能够顺利

下到设计井深，固井设计中取消了扶正器的安放，加上裸眼段

大部分井斜在30～38°，套管贴边严重，在顶替过程中冲洗液和

水泥浆会沿着环空间隙大的地方流动，导致贴边部分可能没有

[1],[4]

。

水泥浆填充

f

152.4mm完井眼钻井深3128m，最大井斜38°/井底。

2 难点分析

2.1 地层压力异常可能导致下套管粘卡

A6S1井

f

152.4mm井眼钻遇的储层中，各油组地层的原始

压力系数都在1.40以上，均为异常高压储层，当前III油组压力系

数为0.89～1.32，上部储层Ⅰ+Ⅱ油组压力系数为1.39～1.46。故

A6S1井裸眼段完钻后，可能出现高低压同井段情况等，易发生

压差卡钻(套管)的风险，导致

f

114.3mm尾管无法下到设计井深

和尾管无法旋转。

3 小尾管旋转固井技术要求

3.1 对尾管悬挂器的技术要求

针对A6S1井

f

152.4mm井眼尾管下入和固井存在的井斜大

过断层可能遇阻、尾管轻导致丢手不易判断、套管贴边以及油

基钻井液冲洗不易致使无法保证固井质量等难点，现场施工时

选择了带有旋转、顶部封隔器和尾管反向牵制功能的尾管悬挂

器。该尾管悬挂器由回接筒、顶部封隔器、可旋转尾管悬挂器、

牵制短节、送入工具、球座及胶塞组(钻杆胶塞和尾管胶塞)等

七部分组成。此外，完整的管柱中还需配有浮箍和钻式浮鞋(或

者尾管用浮鞋)。其中回接筒用于固井后的尾管回接(根据钻井

设计需求)；顶部封隔器用于固井后封隔环空，防止候凝期间油

气上窜到悬挂器以上的环空内；旋转尾管悬挂器作用是提供旋

转扭矩传递以及将尾管悬挂于外层套管内壁上；牵制短节在座

挂后提供反向拉力，间接增加套管上提阻力，便于送入工具从

悬挂器内提出，同时，牵制短节也具有旋转功能；送入工具主要

有座封单元、丢手单元(液压和机械)、旋转扭矩传递单元，分别

用于座封顶部封隔器，悬挂器丢手以及将钻具旋转产生的扭矩

传递到悬挂器上，再带动尾管一起旋转；球座主要用于憋压，提

供悬挂器座挂、牵制短节座挂以及悬挂器丢手所需的不同级别

2020年12月  | 193

2.2 岩性容易剥落可能导致下套管发生遇阻

岩性中存在灰色泥岩易失稳定、砂泥岩互层多导致井眼不

规整、页岩和油页岩易失稳，其中页岩和油页岩段占裸眼段长度

达到40%，裸眼段长时间暴露，容易造成井壁剥落，掉块较多，

容易发生下套管遇阻和循环憋堵

[1]

。

2.3 钻遇断层可能导致下套管遇阻和漏失

A6S1井

f

152.4mm井眼轨迹范围内钻遇1条断层(Fb)，断距

发生过下套

180m断层。根据前期邻井

f

177.8mm尾管施工情况，

管遇阻或者井眼漏失风险。

压力；胶塞组的作用是隔离管柱内水泥浆和泥浆，并在球座上

碰压，指示替浆到量；浮箍的作用主要是固井后环空液柱压力

高于管内时，防止水泥浆倒返

[5-9]

。

管居中度达不到正常要求。为了确保固井质量，采取了旋转管

柱的技术措施。为了验证管柱是否能够实现旋转，在完钻后，

根据A6S1基本参数(见表1)和钻井液性能参数，进行了尾管旋

转模拟。

模拟结果显示，井口正常旋转扭矩为7.95kN·m，其中钻具

旋转模拟扭矩为5.15kN·m，悬挂器位置旋转扭矩为2.8kN·m。

对比钻具、套管以及悬挂器抗扭强度，理论上能够实现管柱的

旋转。

3.1.1 管柱旋转扭矩预测

在尾管下入和固井液驱替期间，当进行管柱旋转时，能够

有效的解决尾管下入过程中遇阻问题，提高尾管下入成功率；

提高环空顶替效率，提高固井质量

[3, 6]

。在A6S1井中，由于地层

中存在较多的泥岩，为了确保井下安全，未加放扶正器，因此尾

表1 A6S1井基本参数

井深/m

3128

尾管长度/m

854

悬挂器下深及井斜m/°

2272/10

最大井斜/°

38

模拟转速

/(r/min)

10

钻具规格

/inch

4

钻具抗扭

/(kN·m)

63

套管规格

/inch

4.5

套管扣抗扭

/(kN·m)

6.5

3.1.2 防漏技术

由于该井经过地质断层Fb，根据资料显示，邻井

f

177.8mm

套管在固井期间发生过漏失，故在本次施工中也可能存在漏失

风险。通过软件模拟，重点控制循环和注替期间的ECD。按照固

井环空返速达到0.8m/s的要求计算，排量达到800l/min即可，通过

软件模拟在该排量下循环时，对应泵压为14.27MPa，井底ECD

该地区地层最低承压当量为1.61g/cm

3

，因此循环

为1.635g/cm

3

。

期间存在漏失的可能，需要在套管下到位后缓慢小排量开泵，

见正常返出和压力稳定后再分阶段缓慢逐步提高排量循环，充

分剪切泥浆和降低井底温度，尽量减小裸眼摩阻，控制最高循

环排量低于该排量。同时，固井时的注替期间，特别是水泥浆进

入环空后，摩阻增大，对地层压力逐渐增大，通过软件模拟，在

3

小于地层

控制注替排量的基础上，最大井底当量为1.54g/cm

，

承压当量密度，故能够有效的控制井底压力，满足防漏的要求。

液期间达到最高限扭，则立即停止旋转并释放扭矩；(6)碰压放

回水，座封隔器；(7)起钻。

4.2 应用效果

尾管下入前，首先充分循环钻井液，并替入5m

3

粘度较高

的泥浆，充分将井筒内的沉砂等带出，随后调整泥浆性能，确

保井壁稳定的同时还能够以较低的泵压建立循环。下入管柱

为：

f

101.6mm钻杆+国产牵制型旋转尾管悬挂器+套管串+球

座+套管+浮箍+套管+浮箍+套管+浮鞋。尾管下入过程较为顺

利，未发生严重遇阻和井漏等复杂情况。当尾管下入到设计井

深后，按照要求低排量(50l/min)建立循环，随后进行管柱称重

(上提74t，下放48t)，最高循环排量745l/min，压力11.03MPa，循

环期间进行了管柱旋转(每30～60min旋转3～5min)，旋转扭矩

5～6kN·m，。当循环总量达到1.5倍循环周后，投憋压球并成功

完成悬挂器座挂(下放至悬重20t)和牵制短节座挂，随后上提钻

具验证牵制短节是否座挂成功时，上提悬重最大至52.9t后不再

上涨，确认完成丢手，此时将钻具放到原位置，继续憋压至悬挂

器液压丢手压力并稳压2min，然后缓慢泄压上提钻具，最大悬

重至52.9t后不再上涨，确认悬挂器座挂和丢手同时完成，随后

憋通了球座重新建立循环。按照固井设计注入冲洗液、隔离液、

水泥浆、压塞液、顶替钻井液，并成功实现碰压，未发生井漏等

异常情况。固井期间全程旋转，旋转扭矩5～6kN·m，并且替浆

剩下1.1m

3

旋转扭矩突然增大至8.5kN·m，达到最高安全限扭，

憋停钻具，说明水泥浆达到悬挂器位置导致旋转阻力增大

[6]

。

固井结束后，电测固井质量良好，全井试压合格，按照完井设

计在指定位置射孔，未发现水层液体侵入，实现了环空有效封隔。

3.1.3 冲洗液技术

在油基钻井液固井中，通常第二交界面质量都不理想，为了解

决这一问题，该井采用了平流变加重冲洗液技术(COSL-Preflush)，

该冲洗液技术具有良好的润湿性能，润湿点达到58%，能够有效

清洗油基钻井液形成的泥饼，冲洗效果达到94.8%，而常规冲

目前，该类型冲洗液技术在南海

洗液清洗效果只有30%

[1, 4, 6]

。

西部油田得到了普遍的应用，其冲洗效果能够满足固井需求。

4 小尾管旋转固井施工工艺及应用效果

4.1 施工工艺

A6S1井

f

114.3mm旋转尾管固井工艺流程如下

[5]

：(1)

f

152.4mm

井眼完钻后，先进行划眼和通井，确保井眼规则和干净，利于套

管的顺利下入；(2)确定尾管下入期间的旋转扭矩。通过软件模

拟下套管期间旋转扭矩情况，并测量钻具在井底和座挂点位置

的扭矩，与模拟的旋转进行对比分析，确定旋转下入的扭矩分

布情况及最大安全扭矩。钻具在座挂点实测15rpm时的旋转扭

矩为2～3kN·m，尾管扣抗扭能力为6.5kN·m，为确保尾管的安

全，建议A6S1井最高限扭设定为8.5kN·m；(3)按照设计要求下

入尾管管柱。下入过程中如果遇阻，可在最大安全扭矩下进行

旋转下入，最终确定尾管下到设计井深；(4)井眼循环，悬挂器

座挂、牵制短节阻力验证、悬挂器丢手、憋通球座并再次建立循

环；(5)固井注替施工。驱替钻井液期间观察钻该胶塞和尾管胶

塞的复合压力，以便复核钻井液替量。同时在冲洗液出管鞋后

全程旋转尾管，以提高冲洗效率，确保固井质量，如果驱替钻井

194 |  2020年12月

5 结语

(1)

f

177.8mm×

f

114.3mm牵制型可旋转尾管悬挂固井技

术在南海西部北部湾涠洲油田成功应用，为该地区开窗侧钻

f

152.4mm井眼并下入

f

114.3mm尾管提供了宝贵的经验，具有

较高的推广价值。

(2)悬挂器和牵制座挂时，液压丢手也同时被激发，导致无

法判断牵制短节是否成功座挂，说明座挂和丢手压力级别还需

要重新设计，目前工具设定是相差2～3MPa，建议今后扩大到

5～6MPa。

(3)老油田挖潜的侧钻井尾管固井需求会越来越多，建议

加快国产的具有复合功能的尾管悬挂器系列化研发进度。

(下转第196页)

究人员应逐渐革新传统作业模式，引入信息技术，根据实际的

勘探作业需求，运用思维检测与高分辨率地震等先进科技，持

续完善物探技术，为勘探作业营造良好环境。

快速强化石油工业地质勘探作业活动的可视性。在石油地质勘

探作业进程中，各项作业活动会汇总成信息丰富、数量庞大且

具有一定规模的图形数据与基础数据。基于此，勘探人员可依

托GIS技术，对大量的勘探信息数据进行管理、储存，增强勘探

作业效率，提升资源管理的完整性、灵活性。在GIS技术的实际

应用进程中，工作人员还可以引入oracle数据库，管理各类地质

勘探信息，调整并优化操作模式，持续强化操作界面的简洁性、

直观性。石油勘探人员在作业进程中，也可充分结合实际的作

业需求，不断完善数据库，将勘探数据信息进行收集、分析、整

理。在对各类勘探数据进行处理、分析时，工作人员能够进一步

感受到GIS技术在处理空间数据信息时，所展现出的强大的分

析能力。因此，工作人员可依托GIS技术，将石油地质勘探产生的

信息数据资料进行比对，深入挖掘数据资料的实际价值。此外，

石油勘探人员还可以依托GIS技术，构建可视化系统，结合电子

设备、计算机设备，整合数据信息、图形信息，借助互联网与信息

技术手段，将项目实际的地质情况以图文的形式向外界进行展

示，进一步强化石油地质勘探作业的可视化效果，将充足的数

相比

据信息提供给管理人员，以供其开展相应的决策活动

[3]

。

于数字化的可视系统，依托GIS技术开发的可视化系统更贴合

石油企业决策部门、科研部门、管理部门的实际工作需求。

3.3 测井勘探技术

计算机技术与信息技术的迅猛发展以及各类先进技术手

段在石油行业被广泛应用的背景下，测井勘探技术也得到了强

化与完善。目前，在石油地质勘探作业进程中，勘探人员可依托

电子信息设备、计算机设备，对测井数据进行快速地收集、分

析、整理，提升工作的准确性。与此同时，工作人员还可以结合

实际的勘探作业需求，整理各项测井信息数据，不断完善测井

勘探技术，持续增强测井数据信息的科学性、有效性、准确性，

为后续的各项勘探作业活动打下良好基础；在尽可能短的时间

内，快速发送相关数据信息，运用各类先进的仪器、设备与测井

勘探技术相配合，持续延展勘探作业范围，增强需要勘探作业

的效果效率。

先进技术手段的广泛应用也推动了核磁共振技术、套管井

技术、测井勘探技术的飞速发展，进一步增强了石油勘探作业

的质量、效率。比如，在实际的石油勘探作业进程中，工作人员

可依托核磁共振技术，增强石油勘探作业效率，提升各项测量

活动的科学性、有效性、准确性；结合测量工作系统，降低测井

作业安全事故的发生概率，保障测井作业的有序、稳定开展

[2]

。

不仅如此，核磁共振技术与测井勘探技术相结合，能够进一步

缩短地质勘探作业时间，提高勘探作业效率，增强勘探设备运

用的安全性。将测井勘探技术、核磁共振技术与勘探系统、测井

车测量仪、计算机设备紧密配合，能够大幅提升勘探作业的成

功率，增强勘探作业质量。

4 结语

综上所述，传统石油地质勘探技术的缺陷主要有效率不

高、勘探范围不大、勘探成本较高，新型技术在石油地质勘探工

作中的应用主要包括虚拟现实技术、GIS技术、测井勘探技术、

物探技术。工作人员将新兴科技应用到勘探作业中，能够提升

石油开采的安全性、效率，促进社会稳定长久发展。

3.4 GIS技术

在石油行业，传统的勘探作业成本较高，在传统的地质勘

探作业进程中，勘探人员需要进入地层中，借助勘探设备开展

各项勘探活动，这在一定程度上增加了地质勘探作业的风险，

严重危害作业人员生命安全与财产安全，难以充分保障勘探作

业质量；同时，这种传统的勘探作业模式也大幅提升了勘探作

业成本，在一定程度上损害了石油企业的社会效益、经济利益，

不利于石油工业的长久稳定发展。

石油勘探人员在实际的地质勘探作业进程中，可依托GIS

技术，提升勘探效率，强化勘探作业效果。GIS技术在石油勘探领

域中的应用主要包括以下两点：第一、运用空间数据信息；第二、

参考文献：

[1]胡锦博，高少锋.石油地质勘探中新技术的应用[J].化工

设计通讯，2020, 46(10): 189-190.

[2]封强.石油勘探三维地质构造建模技术应用研究[J].科学

与信息化，2020 (21): 14.

[3]赵景锟，曹中宗.数字化测绘技术在石油地质勘探中的

应用[J].福建质量管理，2020 (14): 297.

作者简介

：

彭小江(1997-)

，

男

，

汉族

，

四川内江人

，

研究生在读

，

研究

方向

：

矿物学岩石学

、

矿物学

。

(上接第194页)

参考文献：

[1]赵宝祥，陈江华，等.高压窄密度窗口油基钻井液固井

技术[J].石油钻采工艺，2016, 38(06): 808-812.

[2]阮臣良，王小勇，张瑞，等.大斜度井旋转尾管下入关键

技术[J].石油钻探技术，2016, 44(04): 52-57.

[3]魏浩光，桑来玉，杨红歧，等.雅达油田高含硫小井眼尾

管固井技术[J].石油钻采工艺，2014, 36(04): 47-49.

[4]马兰荣，马开华，郭朝辉.旋转尾管悬挂器的研制与应用[J].

石油钻探技术，2011, 39(04): 103-106.

196 |  2020年12月

[5]阮臣良，张瑞，张国安，等.旋转尾管固井技术在南海

WZ12-2油田的应用[J].石油机械，2016, 44(07): 60-64.

[6]张金龙，阮臣良，郭朝辉.旋转尾管固井关键技术分析[J].

石油机械，2011, 3(05): 88-91.

[7]冯丽莹，郭朝辉，陈志峰，等.尾管固井用牵制短节的研制

与应用[J].石油钻探技术. 2014, 42(06): 106-110.

[8]郭朝辉，徐明会，孙文俊.巴基斯坦UEP油田牵制型旋转

尾管固井关键技术[J].钻采工艺，2018, 41(06): 30-33, 6-7.

作者简介

：

罗东辉(1980-)

，

高级固井工程师

，

研究方向

：

固井管理

和技术支持

。