罗东辉 赵凯 钟兴强 李占东 许小刚

(中海油服油田化学事业部湛江作业公司，广东 湛江 524057)

0 引言

为了充分调动涠洲油田某区块的储量，达到开发利用效率最大化，在利用平台产能下降较多的A6井老井井口装置的前提下，对该井φ177.8mm套管开窗侧钻，进行新的φ152.4mm井眼钻进，并下入φ114.3mm尾管进行固井。这种小尺寸的旋转尾管下入和固井工艺技术在南海西部属于首次应用，没有可以借鉴的经验。同时，该区块前期φ177.8mm尾管固井中，同样的地层中发生过下套管遇阻、漏失等各种问题。文中重点分析了该区块尾管下入和固井方面的技术难点，通过采取国产φ177.8mm×φ114.3mm牵制型旋转尾管固井技术，最终确保了A6S1井的φ114.3mm尾管固井顺利完成。

1 侧钻井概况

采用三开井身结构，其中一开为A6井原φ244.5mm套管，二开为A6井原φ177.8mm尾管下至3053m，三开采用旋转尾管悬挂器固井技术，油基泥浆作为钻井液，下φ114.3mm套管，φ152.4mm完井眼钻井深3128m，最大井斜38°/井底。

2 难点分析

2.1 地层压力异常可能导致下套管粘卡

A6S1井φ152.4mm井眼钻遇的储层中，各油组地层的原始压力系数都在1.40以上，均为异常高压储层，当前III油组压力系数为0.89～1.32，上部储层Ⅰ+Ⅱ油组压力系数为1.39～1.46。故A6S1井裸眼段完钻后，可能出现高低压同井段情况等，易发生压差卡钻(套管)的风险，导致φ114.3mm尾管无法下到设计井深和尾管无法旋转。

2.2 岩性容易剥落可能导致下套管发生遇阻

岩性中存在灰色泥岩易失稳定、砂泥岩互层多导致井眼不规整、页岩和油页岩易失稳，其中页岩和油页岩段占裸眼段长度达到40%，裸眼段长时间暴露，容易造成井壁剥落，掉块较多，容易发生下套管遇阻和循环憋堵[1]。……