塔里木山前井Φ365.13mm大尺寸套管下入技术

解析塔里木油田山前技术加速天然气开发3年前，塔里木油田在库车山前大北区块钻一口深7000米的井要两年时间。

如今，设计井深7560米的大北303井，从开钻至钻达7000米仅用182天，比设计提前了80多天，成为这一区块钻井提速的典型案例。

塔里木油田加强地质研究，依靠先进的技术对克深、大北等山前区块地质构造进行“庖丁解牛”式精确分析，为认识气藏提供精确的地质模型，助力天然气开发。

探索配套技术塔里木盆地库车凹陷蕴藏着丰富的天然气资源。

但山前井钻探是一块难啃的“骨头”，难点在于超深、高温高压、地层构造复杂、钻前地质预测难度大，导致钻进过程中井下复杂情况时常发生，是油气勘探开发难度较大的地区。

塔里木油田积极实施科技兴油战略，不断创新，开发新的勘探技术。

科研人员按照现场生产难题、基础理论认识创新、超前技术储备研究三个层次，探索成功了一套适合不同地质条件下6000米至8000米深井、超深井钻井工艺配套技术，集成了气体钻井配套技术、井下动力钻具+高效钻头配套技术、超深盐膏层与盐水层安全钻井配套技术、高温高压超深井测试改造完井一体化工程配套技术等。

随着大北—克深区带天然气勘探的突破，研究人员新发现了克深2和大北3等3个大型气藏，落实了克拉苏气田天然气储量。

破解深井难题塔里木油田大北—克深区带的井深一般在6000米至8000米，平均井深6500米左右，是我国东部油田井深的两倍多。

由于地质构造特殊，塔里木油田必须靠技术创新提高单井产量，实现高效开发。

经过近几年技术集成，垂直钻井技术已在塔里木油田形成规模化应用。

应用这项先进技术，大北203井单趟钻作业仅用337个小时，开泵循环仅用396个小时。

通过垂直钻井技术的引进、消化和改进，库车山前井应用井段平均机械钻速与常规钻井相比提高3倍至6倍，平均单井成本降低200万元至300万元。

大北302井、大北303井钻至7000米平均周期255天，与大北3井、大北301井钻至7000米平均周期523天相比缩短了268天。

塔里木山前地区超深井钻井提速技术研究李悦;李玮;许兴华;谢天;董智煜【摘要】塔里木山前地区地质条件复杂,钻井速度慢.通过优化井身结构,优选钻头,应用扭力冲击器+PDC钻头提速技术、涡轮+孕镶金刚石钻头复合钻井技术、防斜打快技术、BH-WEI钻井液体系,形成一套钻井提速配套技术.提速技术应用的9口井中,井身质量合格率100％,井斜小于0.5°,平均机械钻速1.5 m/h,较之前提高46％,平均单只进尺提高4.54倍,平均钻井周期206 d,较之前缩短27.8％,复杂时率为1.7％,较之前降低57.5％.结果表明,钻井提速配套技术能够大幅度提高机械钻速,可缩短钻井周期.【期刊名称】《中州煤炭》【年(卷),期】2016(000)007【总页数】5页(P133-136,142)【关键词】超深井;钻井提速;扭力冲击器;钻头【作者】李悦;李玮;许兴华;谢天;董智煜【作者单位】东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆 163318;东北石油大学石油工程学院,黑龙江大庆 163318;大庆油田公司第六采油厂,黑龙江大庆163318;大庆油田公司第九采油厂,黑龙江大庆163318;大庆油田公司第三采油厂,黑龙江大庆163318【正文语种】中文【中图分类】P634.5塔里木山前地区位于塔里木盆地北部，作为西气东输的源头，是塔里木油田重要的组成部分。

随着新疆地区成为国家规划建设的重点能源资源基地，塔里木地区也成为油气生产的主战场，然而该地区均为超深井，设计井深在6 000 m以上，地层岩性复杂，岩石可钻性差，使得钻井速度慢、成本高，这些在很大程度上影响了油气勘探的重大突破和勘探进程[1-3]。

因此，根据该地区的地质特点和钻井难点，结合相关文献资料对钻井提速技术进行了研究。

通过井身结构优化、钻头优选、扭力冲击器、防斜打快钻井技术以及BH-WEI三高钻井液体系的应用，逐渐形成一套适合山前地区的钻井提速配套技术。

塔里木山前构造主要是指塔里木盆地北部地区天山南缘的山前构造带，地质条件十分复杂，给钻井工程带来极大的困难[4]。

92一、钻井工程地质难点结合区域地质、现场实钻资料和岩芯室内试验结果，总结出山前地区钻井提速难点如下：（1）上部库车组、康村组与吉迪克组是典型高陡构造，地层倾角大，自然造斜能力强，井斜难以控制，并且发育砾石层和含砾地层，砾径1-10mm，最大45mm，可钻性差，导致机械钻速慢，钻井周期长。

（2）库姆格列木群盐膏层埋藏深，埋深3000～7000m，厚度变化大（200-3200m）且难以预测；压力系统复杂，盐间高压盐水层普遍发育，钻前无法预测，压力系数较高，导致井下事故复杂频发，安全钻井难度大。

（3）目的层巴什基奇克组埋深大、温度和压力高（达到180℃、120MPa），主要为砂泥岩，硬度极大；岩石可钻性7级以上，内摩擦角最大值为56°，平均值41°，研磨性5-6级，属高研磨性地层；钻头进尺小、钻井速度低，并且目的层地应力大、断层裂缝发育，易引起的井壁掉块、垮塌。

（4）库车组、库姆格列木组和巴什基奇克组地层黏土矿物含量为10%～50%，其中伊蒙混层含量40%～60%，地层极易水化膨胀导致井壁失稳，出现阻卡和漏失等复杂情况（图1）。

图1 山前井近年各层位复杂情况次数统计二、钻井技术优化1.井身结构优化技术。

库车山前以往主要采用20″×13-3/8″×9-5/8″×7″×5″的5层套管结构，随着井深增加、地质条件更复杂、膏盐岩和高压盐水层发育且纵横向变化大，该套井身结构出现了诸多问题，不能满足地质资料的录取和开发需求。

钻井作业经常因为各种复杂情况被迫采用更小的井眼，导致工程复杂、事故多，影响钻井成功率，KS1井因钻遇高压盐水损失367h，KS3井因盐层缩径卡钻损失时间1800h，KS 4井钻进至4551m卡钻，处理未果导致填井；KL4井发生多次复杂与事故，最终没有钻达目的层，造成事故完井；DB3井用小井眼结构虽钻揭目的层，但没有目的层岩心和电测等地质资料。

塔里木非常规井身结构及套管程序设计方案与可行性分析一、引言塔里木盆地是中国最大的油气盆地之一，其非常规油气资源潜力巨大。

然而，由于塔里木盆地非常规油气井的特殊性，需要采用特殊的井身结构及套管方案来满足井下环境和工程要求。

本文将对塔里木非常规井身结构及套管程序进行设计方案与可行性分析。

二、非常规井身结构设计方案1.大直径井身塔里木盆地非常规油气井具有丰富的页岩气资源，需要进行水平井施工以提高产能。

因此，井身直径需要较大，以容纳水平井段的操作设备和生产设备。

在设计方案中，需要考虑井身直径与施工操作的匹配性，同时还要考虑井身的承载能力和耐高压、耐高温的能力。

2.前驱套管在非常规井的前驱套管系统中，套管需具备良好的密封性能和承压能力，以应对井下高压和高温环境。

同时，前驱套管还需要具备良好的钻井和完井性能，以确保施工的顺利进行。

设计方案中需要考虑套管的壁厚、材质和涂层等参数，以满足前驱套管的要求。

3.支撑套管非常规井的支撑套管系统需要具备良好的抗压能力和耐腐蚀能力，以应对井下高温和高压环境。

设计方案中需要考虑支撑套管的壁厚和材质，以确保井下环境的安全和稳定。

三、套管程序设计方案1.钻井套管程序钻井套管程序设计方案主要包括上下套管的下入和固井工艺。

设计方案中需要考虑套管的固井成本和施工周期，以确保钻井的效率和质量。

2.完井套管程序完井套管程序设计方案主要包括套管的下入和固井工艺。

设计方案中需要考虑套管的固井成本和完井周期，以确保完井的效率和质量。

通过对塔里木非常规井身结构及套管程序设计方案的可行性分析，可以得出以下结论：1.塔里木非常规井身结构及套管方案在技术上是可行的。

通过合理的设计，可以满足井下环境和工程要求。

2.塔里木非常规井身结构及套管方案在经济上也是可行的。

尽管设计、施工和运营成本较高，但通过合理的投资和管理，可以获得高产能和经济效益。

3.塔里木非常规井身结构及套管方案在环境保护上也是可行的。

通过采用环保措施，可以减少对地下水资源和环境的影响，实现可持续发展。

461 概述克深9-1井位于南天山南麓，处于库车坳陷克拉苏构造带克深区带克深段克深9号构造高点的一口开发井。

该井五开目的层为巴什基奇克组，完钻最深7671m，井下温度170 ℃，采用φ168.3 mm钻头进行目的层钻进，平均扩大率0.4% ，下入φ139.7 mm尾管对目的层进行封固。

此工况对对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战。

2 技术难题本井属超深井小井眼目的层固井，井深7671m，裸眼环空间隙小，下套管至设计井深难度大，对井身质量和泥浆性能要求较高。

悬挂器与上层套管环空间隙小，施工时水泥浆可能将沉砂带至悬挂器或其它小间隙处发生蹩堵压漏地层，或造成其他复杂情况。

本井套管浮重仅有17t，井深摩阻大，准确判断悬挂器是否丢手难度大。

本井电测井底温度两次分别为165℃、170℃，压力120MPa，高温高压对水泥浆性能要求较高。

油基钻井液在套管及井壁表面附着一层“油膜”，不易驱替干净，对水泥浆胶结也有影响，直接影响固井质量。

3 固井主要技术措施3.1 下套管速度和激动压力计算通过计算，下放速度作用在井底7671m处的激动压力如下：在293.45+273.05mm套管内，下放速度0.3m/s时，激动压力为0.13MPa；在196.85+206.38mm套管内，下放速度0.13m/s时，激动压力为0.45MPa；裸眼段内，下放速度0.12m/s时，激动压力为0.5MPa。

考虑安全系数273.05+293.45mm套管内，每根套管下放速度不少于32s，每柱立柱下放时间不少于90s；进入196.85mm套管内，每柱立柱下放时间不少于300s。

3.2 优化扶正器安放根据1米1点电测数据，可知本井裸眼平均井径：Ф169m m ，平均扩大率0.4%，最大井径7.14″×7538m，最小井径6.346″×7536m。

最大井斜2.143°×7502m。

通过软件模拟，本井扶正器加放方法为1根套管加一只整体式弹扶，能够使居中度实现最优。

图1 KS13-1井三完井径KS13-1井超深技术套管固井技术难点及认识韩永建（大庆钻探工程公司钻井一公司， 黑龙江 大庆 163411）[摘 要] 新疆塔里木油田库车山前油气井存在井身结构复杂、套管尺寸大、裸眼段长，环空间隙小等难点，易造成下套管粘卡、遇阻、固井质量差等问题。

本文针对该区块超深技术套管下入、固井技术进行了简要分析。

[关键词] 固井技术；超深井；技术套管作者简介：韩永建（1982—），男，江苏盐城人，本科学历，高级工程师，从事固井技术工作。

KS13-1井是部署在新疆阿克苏拜城县境内的一口开发井，也是大庆钻探公司在新疆塔里木油田施工的第一口山前高难度井，当前处于三开完井作业。

该井设计五开，一完井深199m ，表层套管下深198.95m 固井，封固西域组以上地层；二完井深4500m ，下入365.13mm 技术套管至4500m ，采用分级固井技术，封固库车组以上薄弱地层；三完井深6863m ，下入293.45mm 及273.05mm 复合套管至井深6863m 固井，主要封固盐上薄弱地层，防止在下部高压盐层钻进时发生漏失复杂。

1 固井难点(1)下套管吨位大，三完套管净重623t ，浮重470t ，作业时间长，对设备要求高。

(2)水泥浆注、替量大，对设备、施工等方面要求高。

(3)环空间隙小，下套管过程中存在阻卡、井漏的风险。

(4)水泥浆与泥浆密度差小，差级0.05g/cm 3，顶替效率低。

(5)采用分级固井工艺，注灰及顶替量大，分级箍工具存在提前打开或关闭的风险，对工具工作稳定性要求高，(6)如果一级较多水泥浆返至分级箍以上，开孔循环无法将重合段混浆清洗干净，影响二级封固质量。

(7)裸眼段长，有可能造成一级水泥浆顶部强度发展慢，候凝时间长，影响后续施工。

(8)分级箍安放位置是关键。

2 技术要求2.1井眼准备首先根据KS13-1井钻进时采用的钻具组合，采用双螺扶通井组合，通井下钻过程中根据电测井径曲线（如图1），对小井眼及遇阻井段有针对性地采用大排量划眼，修整井壁。

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术随着石油勘探的不断深入和技术的不断发展，塔里木山前区块成为了国内石油勘探的重要领域之一。

然而，在这一区块开采过程中，困扰着勘探企业的一个重要问题就是流体和固体的井塞问题。

为了有效地解决这一问题，塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术应运而生。

塔里木山前区块的石油储量主要位于深井段，因此井筒内存在着许多高难度、高风险的技术难题。

传统的尾管锚固井技术容易产生固体堵塞、沉积物沉淀等技术问题，严重影响了勘探和开发效率。

而超深井尾管塞井技术在这一情况下表现出了优越性，它可以有效地避免流体和固体之间的交错和堆积，减少在管柱撤出过程中管柱振动和误差等问题，提高勘探的成功率。

超深井尾管塞井技术实现的关键是尾管塞的选取和尺寸优化。

通常情况下，钢制管柱与尾管之间的缝隙越大，油井流体就越容易堆积堵塞。

因此，在尾管塞的制备过程中，需要精确控制管柱直径和尾管直径之间的差距，做到加工精度达到极小尺寸误差范围。

同时，在固定尾管时需要预留一定的空间，在尾口处设置填料和极小级微孔隙，以促进流体循环和钻屑运移。

在进行尾管塞井时还需要注意一些技术细节。

首先，应与完井时的压力梯度匹配，确定井筒内的压力状态，防止压力偏差大导致井筒内堵塞。

其次，在钻井过程中应注重井控技术，正确掌握兴深钻井技术，以确保钻头畅通无阻。

此外，对于井筒中存在的固体颗粒和粘性物质，也需要加强井控管理措施，定期开展清洗、抽排和高效过滤等工作，以保证井塞井技术的可靠性和稳定性。

总之，塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术是一项非常重要的石油勘探技术，在解决深度井塞问题、提高井管清洁度和保证勘探效率等方面具有举足轻重的作用。

因此，在今后的石油勘探开发中，应继续加强对该技术的研究和应用，并不断完善该技术的操作标准和技术规范。

随着科技的不断发展，超深井尾管塞流固井技术也在不断更新和升级。

近年来，多项技术创新和革新把该技术的优势进一步加强，提高了勘探和开发效率。