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大港油田大位移井完井管柱下入技术研究

一、引言

（一）研究背景与意义

随着全球能源需求的持续攀升，高效开发油气资源成为能源领域的核心任务。在这一背景下，大位移井技术凭借其独特优势，在海上及滩涂油田开发中占据了关键地位。以大港油田埕海区域为例，该地区油气资源丰富，但随着开发向深海推进，传统钻井技术逐渐暴露出局限性，大位移井技术应运而生，成为实现“少井高产”、降低平台建设成本的核心手段。

大位移井通常定义为水平位移与垂深之比大于或等于2，且水平位移超过3000米的井。在大港油田埕海一区，已实施的大位移水平井斜深在4100-6000m之间，垂深为1009-1660m，水平位移达到2920-5453m，部分井的水垂比高达5.4，最大井斜角达到91.3°。这些大位移井能够在较大范围内控制含油面积，有效提高油气采收率，减少钻井平台数量，降低开发成本，是海上和滩涂油田开发的重要技术手段。

然而，大位移井的特殊井身结构也带来了一系列世界级难题。由于井斜角大、水平位移长、水垂比高，完井管柱下入过程中面临着诸多挑战。摩阻过大是首要问题，在斜井眼中，管柱运动产生的摩擦阻力由裸眼段和套管段摩擦阻力组成，随着井斜角和水平位移的增加，摩擦阻力显著增大，这不仅增加了管柱下入的难度，还可能导致管柱损坏。套管居中度差也是一个关键问题，在大斜度井段，套管在重力作用下易偏向井眼下侧，导致环空偏心，影响固井质量。此外，固井质量不稳定也是大位移井完井面临的挑战之一，复杂的井眼条件和管柱下入问题可能导致水泥浆顶替效率低、窜槽等问题，从而影响固井质量，威胁油气井的长期生产安全。

针对这些问题，本文通过对大港油田埕海一区15口大位移水平井的完井管柱下入技术进行深入研究，结合实际工程案例，综合运用力学分析、工艺优化和材料创新等手段，构建了一套完整的技术体系。旨在解决大位移井完井管柱下入过程中的关键技术难题，提高完井质量，为深层油气藏的高效开发提供理论支持和工程范例，推动我国海上油气开发技术的进步。

二、大港油田大位移井地质与工程特征

（一）工区地质条件剖析

地层结构复杂性

大港油田埕海一区作为主力开发区域，其地层结构呈现出显著的复杂性。主力开发层位涵盖明化镇、馆陶、东营组及沙河街组，垂深范围处于1009至1660米之间。地层以泥岩、砂岩互层为主，这种互层结构本身就增加了地层的不稳定性。其中还夹杂着松散砂层与胶结薄弱带，进一步削弱了地层的强度。

在第四系平原组，黄色黏土及散砂层分布其中，这些地层物质具有较强的吸水性，一旦与钻井液中的水分接触，就容易吸水膨胀，导致井眼缩径。例如，在庄海8断块的部分井中，就曾因第四系地层的吸水膨胀问题，使得井眼直径缩小，影响了后续的管柱下入和钻井作业。而沙河街组的泥岩段则存在硬脆性剥落风险，由于泥岩的硬脆性，在钻井过程中受到机械扰动或地应力变化时，容易发生剥落，进而引发井眼坍塌。这种井眼缩径与坍塌问题，直接对管柱下入的安全性构成严重威胁，增加了管柱下入过程中的阻力和卡阻风险。

井身参数挑战性

该区域的大位移井在井身参数方面也极具挑战性。设计井斜深在4100至6000米之间，水平位移达到2920至5453米。部分井的水垂比表现异常突出，14口井的水垂比处于2至5之间，其中一口井更是高达5.4，这一数值远超常规井1.5的临界值。如此高的水垂比，使得井身轨迹更加复杂，管柱在井眼中所受的重力分力和摩擦力大幅增加。

长稳斜段（超3000米）在井身结构中占比达60%。在长稳斜段，套管自重沿井壁法向分力显著增加，这使得套管与井壁之间的摩擦力急剧增大，导致摩阻扭矩呈指数级增长。据实际工程数据统计，常规管柱下入工艺在这种情况下的失效风险高达40%。在张海502FH井的施工中，由于稳斜段过长，摩阻过大，导致管柱下入过程中多次出现卡阻现象，最终不得不采用特殊的降摩减阻措施才完成管柱下入作业。

（二）现有技术瓶颈

管柱力学行为异化

在大斜度井段，管柱与井壁的接触模式发生了根本性转变，从常规井眼中的“点接触”转变为“面接触”。这种接触模式的改变，使得摩阻系数从0.3大幅升至0.55。实际工程中的测量数据显示，最大下入载荷常常超过理论值30%。传统的静力学计算模型在这种情况下误差高达25%以上。这是因为传统模型未能充分考虑到大斜度井段管柱与井壁接触模式改变、摩阻系数变化以及管柱在复杂受力状态下的非线性变形等因素。以某大位移井为例，在采用传统静力学模型计算管柱下入载荷时，计算结果与实际测量值相差甚远，导致在管柱下入过程中，由于对载荷估计不足，险些造成管柱断裂事故。

固井施工风险集聚

大位移井的固井施工面临着诸多风险。施工压力窗口狭窄，仅为0.8至1.2MPa