高磨地区水平井下完井管柱遇到的问题及解决方法

曾宪举，曾鸿，王欣，罗双平

中国石油西南油气田分公司 工程技术研究院（四川 成都 610017）

1 高石梯-磨溪地区的地质特征及勘探现状

乐山-龙女寺古隆起区是盆地内加里东期形成的巨形鼻状古隆起，是一个长期继承性发育的巨型古隆起，受桐湾运动、加里东运动影响，二叠系以下地层均遭受了不同程度的剥蚀或缺失，特别是对震旦系灯影组和寒武系-奥陶系风化剥蚀，形成了两套岩溶改造型储层。根据地震构造处理解释成果，从宏观上看，安岳气田深层（龙王庙组-灯影组底）构造格局表现为在乐山-龙女寺古隆起背景上的北东东向大型鼻状隆起，由西向北东倾伏，呈多排、多高点的复式构造特征[1-4]。高石梯潜伏构造主轴轴向北北西向，长度25.1 km，构造宽度10.3 km，构造圈闭主高点位于圈闭西部高石1井西侧附近的4010线道，2730 扫描线，高点海拔-4 618 m，高石1 井区最低圈闭线海拔-4 710 m，圈闭面积162.3 km2，闭合高度92 m。高石梯-磨溪构造在龙王庙组顶主要发育高石梯、磨溪东高点、磨溪西高点。其中高石梯构造龙王庙顶高点海拔-4 170 m，闭合高度90 m，闭合面积132 km2；磨溪东高点龙王庙顶高点海拔-4 250 m，闭合高度100 m，闭合面积234 km2；磨溪西高点龙王庙顶高点海拔-4 210 m，闭合高度130 m，闭合面积128 km2。

2011年以来，中石油先后部署的高石1井、磨溪8 井，分别在震旦系和寒武系获得超过百立方米高产天然气，古隆起勘探取得历史性突破。磨溪8 井龙王庙组气藏在2012年9月获得重大历史性发现，揭开了四川盆地油气勘探开发新的一页，随后在高石梯-磨溪区块连续获得4 口超过百万立方米的气井，展示了该区域广阔的资源前景和巨大的勘探开发潜力。2014年2月，国家国土资源部公布，中石油安岳气田磨溪区块特大整装气藏，新增天然气探明储量，通过国土资源部组织的评审，确定天然气探明地质储量4 363 亿m3，其中新增探明技术可采储量3 054亿m3，是截至2014年内地发现的最大单个、单层整装气藏[5]。

随着勘探开发力度的加大，目前高石梯-磨溪地区（以下简称高磨地区）主要在高石1井区、磨溪8井区和磨溪9井进行钻探，并采用裸眼完井，完井后转入试油。高磨地区裸眼水平井完井井身结构如图1所示。

2 高磨地区下完井管柱遇到的问题

完井后一般由原钻机转入试油，经过刮管、通井、洗井等工序用钻杆下裸眼封隔器，裸眼封隔器上面带有悬挂封隔器[5]。裸眼封隔器下到位后用清水替出悬挂封隔器以下压井液，然后投坐封球坐封封隔器并进行环空验封。环空验封合格后投丢手球丢手，然后替出悬挂封隔器以上的压井液。起钻后下回插管柱，回插管柱最下面是回插管，然后是完井封隔器。回插管柱回插到位后，坐油管挂于特殊四通上，拆防喷器组，安装采油树，再投球坐封完井封隔器并对其进行环空验封[6]。高磨地区裸眼水平井完井管柱如图2所示。

图1 高磨地区裸眼水平井完井井身结构

图2 高磨地区裸眼水平井完井管柱示意图

2016 年高石001-XXX 井用钻杆送裸眼封隔器到位投球坐封封隔器，但环空验封不合格，丢手也不成功，最后进行油管切割，然后进行打捞、钻磨，共损失试油时间177 d，造成巨大的人力、物力浪费。2018年高石1井区出现2口完井封隔器验封不合格、1 口井出现无法丢手现象，磨溪地区008 井区1口井也出现了完井封隔器验封不合格的情况。根据近几年的施工总结，在高磨地区区块的长裸眼水平井下裸眼封隔器中主要存在以下问题:完井管柱下不到位或送入困难；封隔器坐封不严；送入管柱无法丢手；回插管密封不严。

由于完井封隔器、悬挂封隔器和裸眼封隔器坐封后无法解封，一旦出现封隔器坐封不严、环空验封不合格的情况，将给下步施工带来重大影响。处理井下事故复杂往往消耗大量的人力物力，情况特别严重者更有可能使得整口井报废，造成有限资源的浪费与国有资产的损失。

3 解决办法

按照西南油气田分公司天然气与页岩气大发展的总体部署，在公司决胜300亿战略大气区、实现上产700 亿发展目标和“三步走”战略部署的征程中，按时完成产量测试、储量提交，试油工序中完井管柱的顺利下入是关键的一环。

2011年开始大规模开发高磨地区龙王庙、灯影组气藏，2016 年川西北双鱼石构成双探1 井投产并拉开双鱼石构造大开发的序幕，裸眼封隔器、完井封隔器和RTTS测试用封隔器在四川盆地大规模应用，梳理完井管柱中遇到的问题并提出针对性的解决方案是一项紧迫而有重要意义的项目。

1）下完井管柱前充分做好刮管、通井工作。刮管主要用来刮掉套管壁上的水泥块、毛刺及其他黏贴性杂物，尤其是在封隔器胶皮坐封的位置更要反复刮管。通井是用钻管或油管送具有一定刚度和长度的通井规入井，目的是检验井对于入井工具的通过性。对于长裸眼水平井，刮管和通井显得尤为重要[7-8]。由于完井封隔器和悬挂封隔器坐封后无法解封，坐封后一旦出现验封失败问题处理起来非常麻烦，给井工程质量造成重大影响，影响井下管柱的生产年限，所以在下完井管柱前必须进行充分的刮管。水平井狗腿度较大，如果没有进行充分的通井（三铣柱模拟管柱通井），对于刚性较大的工具本身就存在下入困难的风险，如果泥浆性能较差，容易产生沉淀，从而使得完井管柱的下入更加困难。施工作业队必须增强关于刮管、通井重要性的意识，做好前期准备工作。

2）优化泥浆性能，确保泥浆不发生沉淀。泥浆性能的好坏对于下完井管柱主要体现在下入和坐封两个过程。如果泥浆性能不好，在较短的时间内发生大量沉淀，又由于井眼容积较小，再加上封隔器外径较大及保护封隔器的要求，使得完井管柱很难下入到位。高石001-X9 井就因为泥浆性能极差，在1 天内泥浆沉淀就把管柱埋掉，造成巨大的财产损失。由于封隔器下到位后需要投球坐封，如果泥浆性能不好发生沉淀，会产生三方面影响：①如果在球座处发生泥浆沉淀，球和球座密封不严，正眼打压无法剪短销钉，封隔器无法坐封；②如果泥浆沉淀将封隔器的液缸堵到，打压坐封时由于液缸行程不到位使得封隔器无法坐封或坐封不充分；③如果泥浆沉淀物落在封隔器的胶皮筒处或套管壁上，将有可能导致封隔器坐封不严。

3）优化井下工具结构。龙016-H1 井完井管柱下完后原钻机搬家换试油队作业，在准备酸化时发现油管不通，用连续油管通井在悬管封隔器处遇阻。由于该井完井管柱中最上面滑套的球座内径只有35.56 mm，没有合适的连续油管继续向下通井，而滑套的内径为66.68 mm。所以，对于完井封隔器+悬管封隔器+裸眼封隔器这样复杂的井下工具，设计方在现有加工工艺基础上应充分考虑井下的复杂性，为有可能出现的井下复杂留出处理的空间，或者在工具结构设计之初就应该由采购方的工程技术部分参与并提出相关的技术要求。

4）工具入井前仔细检查。为了将人为影响因素降到最低，井下工具在入井前应该对销钉、液缸、封隔器胶皮、球座、破裂盘等进行认真检查，同批产品应该有车间检测报告。

4 结束语

通过跟踪分析高磨地区近几年下完井管柱时常见的井下事故复杂，给出了提高该区块试油效率的解决方案，在实际应用中取得了良好的效果。引起井下事故复杂的原因主要分为3 类：工具本身的质量缺陷、操作上的失误、井下环境恶劣。从施工现场的角度来考虑，按照操作规程进行操作，确保工具下车、组装、上钻台、入井过程中平稳柔顺，前期进行充分的通井、刮管，并确保压井液性能的稳定，对顺利下完井管柱有很大帮助。