文档介绍：膨胀套管钻井封堵技术研究及应用
1成果背景
随着油田开发的不断深入，深井、复杂井将越来越多,其井身结构也越来越 复杂。针对复杂地质条件和复杂深井，在常规套管井身结构设计不能满足的情况 下，开展非常规套管井身结构设计和相关技术的研究，确保非常规套管井身结构 的实施。当钻遇高压层、盐膏层等复杂地层时，膨胀套管技术可为非常规套管井 身结构提供有效的技术手段，利用它可封隔异常高压层、漏失层等，实现不增大 开眼直井、不缩小完井直径、但可以多下2~3层套管层次的目的，对解决复杂 深井难题，具有良好的应用前景。
塔河油田碳酸盐岩油藏埋藏深度在5500〜7000m,以碳酸盐岩油藏为钻探目 的直井主要有四级和三级井身结构，0177. 8mm油层套管下至储层顶部，管鞋距 产层50〜80m,采用0149. 2mm井眼终孔，裸眼完井；因此实施侧钻井井眼尺寸 受到限制。
图1塔河油田直井井身结构示意图
“近井筒避水”的要求, 并遭遇泥岩不稳定的难题。开窗侧钻层位主要集中在石炭系巴楚组和奥陶系桑塔 木组，由于侧钻井眼尺寸受到限制，采取短半径裸眼侧钻及侧钻井眼***完井的 方式完钻，无法下入技术套管避水，导致泥岩一直裸露在钻完井施工和采油生产 中，泥岩的不稳定带来一系列问题。
钻井安全难以保证
由于石炭系地层压力高(1. 21~1. 24g/cm3),奥陶系地层压力低(1. 08〜1. 10 g/cn?),且两套压力系统安全密度窗口窄，实钻若钻遇裂缝、溶洞，易发生井漏， 堵漏成功率低，无法钻至设计靶点；同时石炭系巴楚组和奥陶系桑塔木组泥岩不 稳定，掉块问题比较严重，钻井和完井过程显示为阻卡严重，管柱难以到位。
完井及后续作业困难
0177. 8mm套管开窗，，只能下中114. 3mm套管或 ①88. 9mm油管完井，接箍外径为127mm,固井质量难以保证；且管柱内径很小 (小于98mm),后续作业的钻杆接箍外径86mm,间隙小，难以实现扫水泥塞作业 和措施作业。
因此，塔河油田0177. 8mm套管开窗侧钻井无法下入技术套管，导致无法满 足避水要求，采用***方式完井，使后期完井采油面临巨大困难。由于上述原因， 目前该类侧钻井无法实施，导致塔河油田奥陶系剩余油多年来无法解放。
2技术方案
膨胀套管作为应急套管应用，中石化西北油田分公司与美国亿万奇公司合 作，2008年在塔河油田TK1051井临时决定下入膨胀套管进行应急封堵。该井为 直井，因0177. 8mm套管未下至设计井深，应急采用①139. 7mm膨胀套管封固下 部裸露的石炭系高压层，后续采用①127mm钻头钻进时发生漏失而提前完钻［2］。
针对塔河油田0 177. 8mm套管开窗侧钻井所面临的因井漏和泥岩坍塌而难 以钻达目的层等技术难题，以塔河油田TK6-463CH井为例，进行了钻井技术方案 优选，分别针对0139. 7mm膨胀套管固井及常规中127无接箍套管固井两种方式 进行了分析。考虑到①127mm无接箍套管内径仅有①108mm,下步钻井过程无法 实施；因此，采用膨胀套管固井技术方案，具体方案为：0177. 8mm套管内进行 开窗侧钻后，0149. 2mm井眼钻进至奥陶系顶部，