张 佳， 杨 辉， 刘 练， 胡 勇， 王博伟， 程 婷

(中国石化股份有限公司西北油田分公司塔河采油二厂)

塔河油田奥陶系油藏是大型碳酸盐岩不整合一古岩溶缝洞型油气藏[1-4]。通过老井侧钻来沟通周边缝洞型储集体是目前行之有效的开发方式之一，是提高奥陶系油藏采收率主要手段之一[5]。

塔河油田老井侧钻上提造斜点至石炭系巴楚组或奥陶系桑塔木组泥岩井段，泥岩在井内液体浸泡下存在失稳问题，易坍塌、掉块，给钻井、完井及采油工程带来了巨大安全隐患[6]。

针对以上问题，形成了一套科学、实用的模拟通井和酸压完井管柱，在很大程度上减轻了完井管柱的遇阻卡现象。

一、穿长泥岩段开窗侧钻井完井工艺现状

1.常规完井工艺

1.1 常规完井管柱结构

在石炭系和奥陶系上统开窗侧钻井采用常规完井管柱(自下而上)：引鞋+盲堵(或球座)+刚性扶正器+PIP封隔器+安全接头+斜坡油管+水力锚+油管。

1.2 常规完井工艺

先下模拟通井管柱进行通井，替井内钻井液为盐水，在盐水中组下酸压完井管柱。同时，模拟通井管柱与酸压完井管柱往往有差异。

2.现场应用情况

通过对TK480CH、TK475CH2和TH10113CH井在组下酸压完井管柱过程中的遇阻情况分析可知，TK480CH井由于遇阻频繁,座封井段被迫上移；TK475CH2因下入管柱过程中遇阻吨位过大，导致封隔器坐封失败；TH10113CH井开窗点在石炭系巴楚组，因遇阻吨位过大(加压8 t未通过)而上提完井管柱，提出封隔器损坏情况严重(见表1)。

3.工艺失败原因

通过对以上完井管柱结构及工艺进行分析，总结该套完井工艺存在的问题如下：