米桑油田布澤干區塊尾管遇卡原因及應對措施分析
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摘 要：下套管是鉆井施工中的重要環節，直接關系到油氣井能否順利完成。某公司在伊拉克南部米桑油田布澤干區塊施工的兩口水平井BUSC-69H井和BUCS-75H井，在下6-5/8'' 尾管的過程中均發生了卡尾管復雜，兩起復雜層位相同，類型相同，采取多種措施均未解卡，最終選擇就地固井。卡尾管復雜處理困難，風險大，嚴重影響作業時效。本文結合兩起復雜實例，對該區塊卡尾管復雜原因、處理方法及預防措施進行探討。
關鍵詞：伊拉克；布澤干；水平井；卡尾管
1 作業背景及基本情況
1.1 油田概況
米桑油田群位于伊拉克米桑省東南部，毗鄰兩伊邊界，由阿布、布澤干和法奇三個區塊組成。該油田由中海油作為主承包商，與米桑石油公司、土耳其國家石油公司米桑有限公司和伊拉克鉆井公司于2010年共同簽署了為期20年的技術服務合同。
1.2 儲層特征
白堊系Mishrif碳酸鹽巖儲集層是布澤干區塊的主要目的層，主要為開闊臺地相沉積，巖性主要為生物顆?；規r和泥晶灰巖，儲層具有連片性好，有效厚度大，物性好等特征。Mishrif被劃分為MA、MB11、MB12、MB21、MB22、MC1和MC2等7個產層，主要產層是MB21。
1.3 井身結構
BUCS-69H井和BUCS-75H井均為“直井段--增斜段--穩斜段--增斜段--穩斜段”六開五段制水平井。一開φ914.4mm井眼下入φ762mm導管；二開φ660.4mm井眼下入φ508mm套管；三開φ444.5mm井眼下入φ339.7mm套管；四開φ311.2mm井眼下入φ244.5mm套管；五開φ209.6mm井眼采用尾管懸掛器懸掛方式下入φ168.3mm套管；六開φ142.88mm井眼打開設計油層。
2 發生經過及處理過程
2.1 BUSC-69H井尾管遇卡發生經過及處理過程
2.1.1 發生經過
下鉆具送6-5/8”尾管至4079.83m，施工正常。接下一柱用時2.5min，接立柱后上提有拉力，原懸重157t，上提至懸重187t，過提30t后下放，至懸重130t，超壓27t，未壓開，判斷套管遇卡。
2.1.2 處理過程
①在懸重220-100t范圍內逐漸反復上提下放6次未能解卡；②接頂驅建立循環后在懸重220-100t范圍內活動鉆具，上提下放數次仍不能解卡；③經協商，甲方同意就地固井，復雜結束。
2.2 BUSC-75H井尾管遇卡發生經過及處理過程
2.2.1 發生經過
下鉆具送6-5/8"尾管至4184m，施工正常。接下一柱用時2.3min，接立柱后上提有拉力，原懸重145t，上提至懸重180t，過提35t后下放，至懸重126t，超壓19t（第三方尾管現場工程師要求過壓不能超過20t），未壓開，判斷套管遇卡。
2.2.2 處理過程
?、俳禹旘尳⒀h，在懸重180-90t范圍內活動鉆具，逐漸反復上提下放數次不能解卡；②卸開立柱后接場地單根，將懸重活動范圍增大至190-80t，上提下放數次仍不能解卡；③向3900-4184m井段泵入7m3解卡漿，浸泡期間在懸重180-90t范圍內活動鉆具，反復上提下放數次不能解卡；④向3984-4184m井段泵入4m3酸液，浸泡期間在懸重180-90t范圍內活動鉆具，反復上提下放數次不能解卡；⑤連接地面震擊器，設置最大下擊釋放力60t多次震擊未能解卡；⑥向3470-4184m井段泵入14m3解卡漿，浸泡期間在懸重190-80t范圍內活動鉆具，反復上提下放數次不能解卡；⑦經協商，甲方同意就地固井，復雜結束。
3 尾管遇卡原因分析
3.1 井眼曲率
在施工過程中，著陸控制段由于油層垂深不確定，甲方未按設計施工，均多次調整井眼軌跡。造斜率較高，井眼曲率偏大，使套管產生彎曲變形，同時井眼軌跡不平滑，水平段長，形成波浪起伏，增大了摩阻，造成下套管困難。
3.2 管串剛性
?、傥补艽M成：井眼直徑φ209.6mm，尾管外徑φ168.3mm，尾管與井眼環空間隙小，使得管串結構整體剛性相對較強；②扶正器安放；扶正器安放多，增加了管串的剛性，同時在下套管的過程中扶正器刮蹭井壁，會產生井壁掉塊，有發生掉塊卡的可能；③地層因素；Mishrif地層主要為致密灰巖與灰泥巖互層，巖性較硬。
4 結論與建議
?、僭诠吠榷却蠡蜃兓蟮木慰刂葡路潘俣?，不超過0.5m/s；下套管遇阻切記不可硬壓，控制遇阻噸位不超過10t；②地質導向應兼顧井眼軌跡，盡量滿足安全生產施工需要。建議狗腿度變化范圍控制在4°/30m以內；③定向要根據地層造斜趨勢控制好滑動井段，盡量控制井眼軌跡平滑，尤其要盡量減少波浪型井眼的出現；④進行下套管模擬通井和模擬分析。考慮使用二扶、三扶進行通井，盡可能的模擬尾管管串剛性，保障井眼暢通；⑤斜井段應考慮使用滾輪式剛性扶正器或小尺寸扶正器，以減少摩擦和刮蹭井壁。下部灰巖井段可考慮加大扶正器放置距離。
參考文獻：
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