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塔河油田膨脹管井鉆井技術

文檔作者：胥豪崔海林張玲董志輝劉建剛文檔來源： 1石油工程有限公司鉆井工藝研究院		點擊數：	更新時間： 2025年09月22日
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上一篇：新疆油田呼圖壁儲氣庫鉆井技術實踐

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第35卷第4期
2013年7月
石 油 鉆 采 工 藝
0IL DRILLING &amp;amp; PRODUCT10N TECHN0L0GY
V01．35 No．4
July 2013
文章編號：1000—7393(2013)04—0026—04
塔河油田膨脹管井鉆井技術
胥豪崔海林張玲董志輝劉建剛
(勝ft．1石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營257017)
引用格式：胥豪，崔海林，張玲，等．塔河油田膨脹管井鉆井技術[J]．石油鉆采工藝，2013，35(4)：26—29．
摘要：塔河油田奧陶系碳酸鹽儲層石油資源豐富，隨著開采周期的延長，采出量的增加，開采成本也相應增加，老井側鉆是
降低油氣開發成本的有效途徑之一，但塔河油田受制于井眼尺寸、避水要求、不穩定泥巖、復雜的壓力體系等原因，套管開窗側
鉆難度極大。鑒于膨脹管技術在處理復雜地層和壓力體系方面具有獨特的優勢，并可節約套管層次，因此在塔河油田進行了3
口井試驗，均取得成功。對3口試驗井情況進行了總結，對井身結構設計、井眼軌道設計、套管開窗方式、擴眼方式、鉆具組合和
鉆井參數等進行了詳細的闡述，試驗證明膨脹管技術能夠解決該區塊側鉆井面臨的難點，對于老井改造具有重要意義，但還需
加強配套工具設備研制，以進一步提高膨脹管鉆井經濟性。
關鍵詞：膨脹管；側鉆；擴眼；小井眼；避水；泥巖；壓力體系
中圖分類號：TE257 文獻標識碼：B
Expandable tubular drilling technology in Tahe Oilfield
XU Ha0，CUI Hailin，ZHANG Ling，DONG Zhihui，LIU Jiangang
(DrillingTechnologyResearchInstitute，ShengliPetroleumEngineeringCo．，Ltd．，SINOPEC，Dongying 257017，China)
Abstract：Carbonate reservoirs in ordovician strata of Tahe Oilfield are rich in hydrocarbon resources．With the extension of pro—
duction cycle and the increase of oil production，the cost of development increases accordingly．Sidetracking technique on old wells is
one ofthe most effective ways to reduce the cost ofoil and gas development．However,window milling and sidetracking in Tahe Oilfield
is dificult，because of the limited hole size，water avoidance requirement，unstable mudstone and complicated pressure system，etc．
In view of expandable tubular technology has advantage in dealing with complex formation and pressure system and reducing casing
program，it has been deployed on three pilot wells in Tahe field with success．The paper analyzed the casing program，hole trajectory,
casing window,reaming method，drilling assembly and drilling parameter ofthree pilot wells．The tests show that the expandable tubular
technology can solve the dificulties in this area，and has great significance for old well reformation．But the research of supporting tools
should be enhanced to further improve the economical eficiency．
Key words：expandable tubular；sidetrack；reaming；slim hole；water avoidance；mudstone；pressure system
塔河油田是以奧陶系碳酸鹽巖為主要儲集層的
油氣藏，儲層發育、儲量富集、是以縫洞系統為基本
單元發育分布的¨ 。隨著油田采出量的不斷增加，
油藏地質條件更加苛刻，鉆完井作業難度和成本亦
隨之增加，因此降低鉆井費用、合理利用老井實施小
井眼開窗側鉆技術是一個挖潛增效、提高原油開采
效益行之有效的手段。
近年來隨著底水錐進的影響，多數老井側鉆有
避水要求，因此不得不上提造斜點，增大井眼軌跡
位移，但上部石炭系桑塔木組和巴楚組泥巖易出現
縮徑、垮塌等問題，導致鉆進困難，曾有多口井因鉆
遇泥巖導致井下復雜，造成卡鉆甚至井眼報廢的情
基金項目：國家863科技重大項目“膨脹管鉆井技術”(編號：2006AA06A105)資助
作者簡介：胥豪，1982年生。2004年畢業于西南石油大學石油工程專業，現主要從事特殊工藝井技術服務和鉆井工藝研究工作，工程師。
電話：0546-8797402。E—mail：xuhaoswpu@163．corn。
胥豪等：塔河油田膨脹管井鉆井技術 27
況 ，另一方面，石炭系地層和奧陶系地層壓力體
系不一致，呈現上高下低的形勢，容易出現噴漏共
存，導致側鉆井施工困難。膨脹管技術在處理復雜
地層和壓力體系方面具備獨特的優勢，隨著膨脹管
技術的應用，該類鉆井難題得到了較好的解決。膨
脹管技術用膨脹錐以液力或機械力的方法使管材
永久變形，從而達到增大內徑的工程目的 ，為
此，塔河油田試驗采用了膨脹管技術。
1 塔河油田膨脹管技術方案
1．1 利用膨脹管技術擬解決的問題
塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏直井主要有四級
和三級井身結構，受地質條件約束， 1 77．8 mm油層
套管多下在奧陶系頂部，管鞋距產層50～80 m，若在
套管下部直接進行側鉆，一方面造斜率高，施工難度
大；另一方面隨著直井開發周期的延長，較多直井
都存在底水錐進現象 ，因此側鉆時通常要求避水，
套管下部直接側鉆無法達到避水要求。另外由于部
分老井下部井眼存在多次側鉆，或者落魚，已經無法
再利用，因此不得不將造斜點深度上提，但上部石炭
系卡拉沙依組和巴楚組含有大量不穩定泥巖，容易
造成井下復雜情況；并且石炭系地層壓力高，奧陶
系地層壓力低 ，因此，必須采用一層套管將上部
不穩定泥巖和不一致的壓力體系封閉，若直接采用
0149．2 mm鉆頭側鉆，下入O127 mm無接箍套管，
則通徑為108 mm，受制于工具、設備、及水力參數限
制，施工難度極大，采用膨脹管技術正好能夠解決這
一系列的難題。
1．2 套管膨脹管方案
采用膨脹管封固不穩定地層和壓力體系，套管
開窗側鉆之后鉆進至合適的井深，利用鉆后擴眼／隨
鉆擴眼的方式，使得井眼尺寸大于165 mm，確保膨
脹管及相應的接箍和配套工具能夠順利下人，下一
開次利用0130 mm鉆頭進行鉆進至完鉆井深。膨
脹管主要性能及參數見表1。
表1 膨脹管施工前后參數及性能對比
． ? 膨脹套管系統(近似尺寸) 膨脹后機械性能
膨
I
脂
12TI
抗
M
內
P
壓
a M Pa
×152 !．5 ×124 ． 2 7．‘72 x134 i．5 ?l31～．3 ? ≥25
膨脹管管串結構：膨脹工具組合+對扣接頭
+安全接頭+擋泥器+073 mm加厚油管+擋泥器
+073 mm加厚油管+擋泥器+073 mm加厚油管+
轉換接頭+088．9 mm鉆桿。
施工流程：管柱下入到位一注前置液一注水泥
漿一投塞一替鉆井液一碰壓一膨脹套管施工一膨脹
結束一反循環一候凝。
2 膨脹管鉆井技術應用
塔河油田先后部署了3口膨脹管試驗井，分別
是TK6．463CH、TK7．640CH、T816KCH2井，目前均
已試驗成功，下面將具體介紹其試驗應用情況。
2．1 井身結構設計
井身結構設計方面，3口井一致，從 177．8 mm
套管側鉆，側鉆層位都在石炭系卡拉沙依組地層，
TK6—463CH井和TK7—640CH井以奧陶系鷹山組
為目的層，采用膨脹管封固卡拉沙依組和巴楚組。
T816KCH2井以奧陶系一問房組為目的層，采用膨
脹管封固石炭系卡拉沙依組和巴楚組，以及奧陶系
桑塔木組和良里塔格組。二開均采用0130 mm鉆
頭鉆至完鉆井深，井身結構設計示意圖如圖1。
原井套管：Ol77．8 mill
! ：!坐 奎篁 !：!
鉆頭直徑：0149．2 mm
二開鉆頭直徑：a130mm
圖1 井身結構
2．2 井眼軌道設計
井眼軌道設計時應充分考慮膨脹管施工的特殊
性，由于膨脹管下人井段造斜率不得超過l0(。)／30
m，最大井斜不超過60。，因此設計時造斜率需小于
10(。)／30 m，膨脹管下人最大深度井斜小于60。，另
外應當考慮井深、井眼小等因素的影響，避免軌跡控
制難度過大。
三口井均設計為“增一穩一增”軌道類型，膨脹
管下至穩斜段接近結束位置。TK6—463CH井是第
1口試驗井，一開造斜率設計為4．5(。)／30 m；由
于需要鉆后擴眼，而鉆后擴眼工具在該區應用的最
大井斜為33。，為了避免過大的井斜增加擴眼難度，
因此設計穩斜角31．46。，第2增斜段屬于該區第1
次應用0130 mm井眼，因此造斜率設計也較低，為
1 2(。)／30 m。TK7．640CH井和T816KCH2井是在
TK6—463CH井試驗成功后又部署的2口膨脹管井，
為了縮短段長，節約鉆井成本，第1增斜率適當增加，
設計為7(。)／30m，并且設計為隨鉆擴眼，鑒于膨脹
28 石油鉆采工藝 2013年7月(第35卷)第4期
2．3 側鉆方式的選擇
第1口試驗井TK6．463CH為了確保窗口位置
采用了鍛銑開窗的方式，在第1口井成功的基礎上，
為了節約鉆井周期，TK7—640CH井采用了斜向器開
窗的方式。2口井均試驗成功，證明膨脹管鉆井時對
于套管開窗方式沒有嚴格的限制，目前的兩種側鉆
方式均適用。后來第3口施工井T816KCH2井再次
采用了套管鍛銑開窗，也獲得了成功。
2．4 擴眼方式的選擇
鉆后擴眼技術對鉆進沒有影響，工藝和工具都
比較成熟，但多應用于直井和小角度定向井，對造斜
率和最大井斜有一定的限制¨ 。 ，目前塔河油田鉆
后擴眼井斜最大33。。TK6．463CH井施工時采取了
鉆后擴眼的方式，利用YK152—178型號的擴眼器進
行擴眼，經過9 d 20 h，先后下入5趟鉆，最終順利完
成擴眼任務，擴眼后井徑滿足膨脹管下人要求。
TK7—640CH井和T816KCH2井采用了隨鉆擴
眼鉆頭。結合國內外隨鉆擴眼工具和工藝現狀，選
擇使用CSDR5211S-B2型隨鉆定向擴孔鉆頭。該鉆
頭由1個5刀翼的領眼鉆頭和1個擴眼刀具組成雙
心鉆頭總成，擴眼刀具由3個全尺寸擴眼刀翼和2
個半尺寸擴眼刀翼組成，通過獨特的偏斜結構設計
進行擴眼，與擴眼刀翼相對的一側是一個導向穩定
塊。鉆進時，O120．65 mm的領眼鉆頭首先鉆進，鉆
頭上面的導向塊接觸導向井眼壁并抵消由擴眼刀片
產生的不平衡力，使得工具按照設計的擴孔內徑來
鉆進。這種偏心配置的特點是穩定塊和擴眼刀片為
一個整體，無運動件。由于其一側對中心的半徑較
小，有效直徑可以通過現有的套管，并在套管下擴出
比套管直徑大的井眼。
2．5 動力鉆具的選擇
TK6-463CH井選擇了5LZ120 X 7．0型螺桿。TK7．
640CH和T816KCH2井最終選用了美國PAISANO
公司生產的475K4570型可調單彎螺桿鉆具，該動力
鉆具具有排量范圍廣，壓降低，功率高，轉速高的特
點，能夠滿足隨鉆擴眼施工需要。
2．6 鉆具組合和鉆井參數優化
2．6．1 149．2 irlin井眼段TK6—463CH井一開井眼
O149．2 min，鉆具組合為O149．2 mm牙輪鉆頭
+O120 ITI1TI(1．5。)單彎螺桿+ 120 mmMWD坐鍵
短節+088．9 mm無磁鉆桿+088．9 mm加重鉆桿
+088．9 mm鉆桿；鉆壓20～40 kN，鉆井液排量9～10
L／s，前期造斜率偏低，約2～3(。)／30 m，隨著井斜增
大，造斜率逐漸增加，可達到5(。)／30 m，滿足井眼
軌跡控制的需要。
2．6．2 O146 mm~O165 mm井眼段即隨鉆擴眼鉆
進井段，TK7．640CH井和T816KCH2井采用隨鉆擴
眼工藝，鉆具組合為O146 IIlII1 x O165 mmCSDR5211S
隨鉆擴眼鉆頭+O120 illnl(1．5～1．83。)可調單彎動
力鉆具+O120 mmMWD坐鍵短節+088．9 mm無
磁鉆桿+088．9 mm加重鉆桿+088．9 mm鉆桿；鉆
壓20～40kN，TK7—640CH井鉆井液排量11．75 L／s，
T816KCH2井受制于設備能力限制，鉆井液排量為
10．5 L／s，由于隨鉆擴眼鉆頭為PDC結構，扭矩較大，
2口試驗井均較深，因此造斜初期工具面難以穩定，
對造斜率形成較大影響，當單彎度數為1．5～1．75。
時，造斜率僅3～7(。)／30 113．，后來將單彎動力鉆具
度數調整為1．83。，隨著井斜增加，造斜率逐漸增加，
能夠達到7～10(。)／3o Ill，根據2口井實鉆情況分析，
20。井斜以前宜采用1．8。左右度數單彎，20。井斜以
后宜采用1．50。單彎鉆進，即可滿足7(。)／30 1TI造
斜率的需要。
2．6-3 130 mm 井眼段3口施工井二開均為
l30 mm井眼，因此其鉆具組合和施工工藝差
別不大，鉆具組合為 130 mmPDC鉆頭+ 105
mm (1．5-2。)單彎螺桿+ 105 mmMWD坐鍵短
節+ 105 mm無磁鉆鋌+088．9 mm特殊鉆桿
+088．9 mm加重鉆桿+088．9 mm鉆桿； 鉆井液
排量9～11 L／s。主要工藝包括采用了 105 mm
單彎螺桿鉆具，同時定制了 108 mm接箍外徑
的非標準鉆桿，確保能夠順利通過膨脹管封固井
段，另外還采用了美國Boreview公司生產的小徑
MWD儀器；在鉆頭選型方面，由于小尺寸單牙輪
鉆頭存在進尺慢，壽命短，易掉牙輪的特點，因此
采用了PDC鉆頭鉆進，由勝利鉆井院專門制作了
PK6167M型號PDC鉆頭，滿足了施工的需要，最
胥豪等：塔河油田膨脹管井鉆井技術 29
終3口井均順利完鉆。
3 應用效果及存在的問題
3．1 應用效果
目前3口井均已經完鉆，膨脹管均下人到位并
膨脹成功，形成了一整套針對塔河油田O177．8 mm
套管開窗側鉆膨脹管鉆井技術及配套工藝。TK6．
463CH井是應用成功的首口井，是利用自主技術完
成膨脹管施工的首口井。TK7．640CH創O130 mm
小井眼水平段最長394．72 m紀錄；T8 1 6KCH2井創
膨脹管下入深度最深、膨脹長度最長紀錄。膨脹管
下入主要技術指標見表3。
表3 膨脹管下入主要指標
3．2 存在的問題
(1)鉆井液排量偏低。塔河地區奧陶系地層深度
大約在5 800～6 000 m，受制于井身結構和井眼深度
的影響，鉆井液排量普遍較小，以試驗井為例，TK7．
640CH井鉆井液排量1 1．75 L／s時，泵壓高達24～26
MPa，T8l6KCH2井鉆井液排量10．5 L／s時，泵壓高
達22～25 MPa。若鉆井設備性能老化，則會影響鉆
井液排量。
(2)動力鉆具優選困難。隨鉆擴眼鉆頭對動力鉆
具性能提出了較高的要求，而低排量下能夠提供較
高功率和轉速的國產動力鉆具又較少，且在功率、轉
速、排量范圍、壓降等方面與進口動力鉆具存在較大
差距，難以適應隨鉆擴眼的需要，而進口鉆具又存在
施工費用高、組織協調困難的情況。
(3)隨鉆擴眼效果不佳。由于井眼深度、井身結
構、設備能力限制了鉆井液排量，而動力鉆具選型又
比較困難，因此隨鉆擴眼效果較差，特別是在鉆時比
較快的井段，鉆頭擴眼不充分，導致井徑不能滿足膨
脹管下入要求，還需進行鉆后擴眼。
(4)小井眼工具性能有待提高。O130 mm井段
施工時，采用了O105 mm動力鉆具，受制于鉆具尺
寸、加工精度、材料性能等因素的影響，動力鉆具普
遍存在使用壽命短、鉆時慢、傳動軸易斷等現象。導
致小井眼井段起下鉆頻繁，延長了施工周期。
4 結論及建議
(1)利用自主技術完成塔河油田膨脹管井鉆井施
工，解決了目前奧陶系油藏O177．8 mm套管側鉆難
題，塔河油田大量直井存在側鉆需求，膨脹管技術的
成功應用對塔河油田奧陶系油藏老井改造具有重大
意義。
(2)膨脹管鉆井配套工具性能還需進一步提升，
特別是動力鉆具和擴眼鉆頭，以克服深井小井眼水力
參數不足的問題，并提高隨鉆擴眼可靠性。
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(修改稿收到日期2013—06．13)
[編輯薛改珍]

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