漂浮下套管在自贡区块的实践与认识

摘要： 本文详细介绍了漂浮下套管技术在自贡区块的实践应用情况。通过对自贡区块地质特征及常规下套管作业难点的分析，阐述了漂浮下套管技术的原理与优势。结合实际工程案例，深入探讨了该技术在自贡区块实施过程中的技术要点、应用效果以及遇到的问题与解决措施。实践表明，漂浮下套管技术在自贡区块能有效提高下套管作业效率，保障固井质量，对类似复杂地质条件下的钻井作业具有重要的参考价值。

关键词：自贡区块；漂浮；下套管技术；固井质量

自贡区块作为重要的油气资源开发区，其地下地质条件复杂，给钻井及下套管作业带来诸多挑战。传统下套管作业在该区块常面临摩阻大、套管下入困难、固井质量难以保证等问题。漂浮下套管技术作为一种创新的下套管工艺，近年来在自贡区块得到了广泛应用，为解决上述难题提供了有效途径。深入研究该技术在自贡区块的实践情况，对于进一步优化钻井作业流程、提高油气开采效益具有重要意义。

一、自贡区块地质特征

（一）地层结构复杂

自贡区块地层经历了多期构造运动，地层倾角大且频繁变化。以 201H69 平台下半支 6 口井为例，其设计水平段平均超 2400 米，在这样长的水平段钻进过程中，由于甲方对铂金靶体钻遇要求高，致使轨迹调整频繁，难以实现轨迹平滑，易形成波浪状轨迹。同时，该区域地层存在多套软硬交错的地层组合。从浅部地层到深部地层，依次分布着不同岩性的地层，如砂岩、泥岩、页岩及灰岩等。其中，龙潭组铝土质泥岩水敏性强，易水化膨胀，发生剥落，形成掉块，甚至垮塌；龙潭组夹煤层，质地破碎，钻进过程中也易产生掉块，大大增加了卡钻风险。此外，高硅层钻进时还易造成掉块剥落，进一步导致卡钻风险上升 。

（二）地层压力异常

该区块存在明显的地层压力异常，部分层段呈现高压特征，而有些区域则为低压区。像龙潭组、茅口组、栖霞组等地层裂缝、孔洞发育，在钻井过程中极易发生井漏，且存在漏转溢的井控风险，这给下套管作业过程中的泥浆密度控制带来了极大困难。

二、漂浮下套管技术原理与优势

（一）技术原理

漂浮下套管技术是在套管柱下部安装漂浮接箍和浮箍。在下套管过程中，通过控制管内注水或注气，使套管柱在井筒内处于近似漂浮状态，大大降低了套管柱与井壁之间的摩擦力。当下套管到位后，通过打开漂浮接箍，使管内与环空连通，实现固井作业。

（二）技术优势

降低摩阻：显著减小套管下入过程中的摩阻，使套管能够顺利下入预定深度，尤其是在长水平段或大斜度井中效果更为明显。例如，在自贡区块某井的作业中，采用漂浮下套管技术后，下套管摩阻降低了约 40%，原本难以下入的套管顺利到达设计位置。在 201H69 平台相关井中，复杂的波浪状轨迹使得起下钻摩阻增加，漂浮下套管技术能有效应对这一难题。

提高套管下入效率：由于摩阻降低，下套管速度得以提高，缩短了作业时间。以某井为例，传统下套管作业需要 3 天时间，而采用漂浮下套管技术后，仅用了 1.5 天就完成了下套管作业，极大地提高了作业效率。在长水平段的 201H69 平台井中，高效的下套管作业对于整体工程进度意义重大。

保障固井质量：漂浮状态下的套管在井筒中居中效果更好，有利于水泥浆在环空的均匀分布，从而提高固井质量，增强套管与地层之间的密封性能。在后续的固井质量检测中，采用漂浮下套管技术的井段，水泥环的胶结质量明显优于传统下套管方式的井段。这对于井壁稳定性差、存在诸多复杂地质因素的自贡区块来说，对保障井筒长期稳定性至关重要。

三、漂浮下套管在自贡区块的实践案例

（一）案例基本情况

以 201H69 平台某典型井为例，该井设计井深处于复杂地质条件区域，水平段长度超 2400 米。该井所在区域地层倾角约为 30° 且变化频繁，存在高压页岩层和低压砂岩漏失层。在前期的钻井作业中，井眼轨迹控制难度极大，由于轨迹调整频繁形成波浪状轨迹，井壁稳定性较差。同时，四开水平段长，存在断层、破碎带、挠曲、褶皱等不确定因素，井壁稳定性无法保证，易形成岩屑床，防卡、防塌等要求高。此外，四开井底温度高，最高循环温度高达 145℃，致使定向仪器易出现信号异常或丢失，故障率高，影响施工效率，还导致起下钻频繁，增加了卡钻的发生率。

（二）技术实施过程

套管柱设计：根据井眼轨迹和复杂地层情况，合理设计套管柱结构。在套管柱下部安装了漂浮接箍和浮箍，并在合适位置设置扶正器，以确保套管在井筒中的居中效果。针对该井水平段长、轨迹复杂的情况，特别优化了扶正器的分布密度与位置。

下套管作业：考虑到本井地层倾角频繁变化，井眼轨迹复杂，下套管难度高，通过模拟计算，计划采用 “漂浮 + 旋转下套管” 的方式保障套管顺利到位。在下套管前，对套管进行严格的检查和清洗，确保其质量合格。在下套管过程中，通过控制管内注水，使套管柱逐渐进入漂浮状态。同时，密切监测下套管过程中的摩阻和套管下放速度，根据实际情况调整注水排量。当套管下至预定深度后，通过投球打开漂浮接箍，使管内与环空连通。

固井作业：固井前，对井筒进行充分的循环清洗，确保井内干净无杂质。采用合适的水泥浆体系，控制水泥浆的密度、流变性能等参数，以满足该井复杂地层的固井要求。在固井过程中，保持合适的泵注压力和排量，确保水泥浆能够顺利顶替到位。

（三）应用效果

套管顺利下入：该井采用 “漂浮 + 旋转下套管” 技术后，套管顺利下至设计深度，未出现卡套管等异常情况。下套管作业时间较预期缩短，提高了作业效率。

固井质量良好：通过声波变密度测井等固井质量检测手段，结果显示该井固井质量优良，水泥环与套管及地层之间的胶结紧密，封隔效果良好，有效保障了井筒的密封性和完整性。

（四）施工应对措施

针对常规 LWD 钻进测斜与伽玛零长均达到 10m 以上，数据滞后，增加轨迹控制难度，且地层倾角频繁变化，复合钻进难以满足轨迹调整要求的问题，采用了 6 + 2 的钻进模式（滑动钻进 6m，复合钻进 2m）。同时，认真对比测斜数据，根据井眼轨迹位置、上下切关系、钙元素含量、硅元素含量及时通过调整参数来进行轨迹调整，与甲方密切沟通强化过程跟踪。

为解决施工中井下渗漏问题，有效提高了钻井液随钻封堵能力，在钻进施工过程中对预防井下渗漏起到了良好效果。

针对井底高温导致仪器故障问题，有效的使用钻井液降温设备，使井底温度由 145℃降至 121℃，减少了井下仪器的故障率。

构建 “工程力学、水力学、温度场” 模型，从井眼轨迹、摩阻、扭矩、井筒 ECD、井眼清洁等方面对井眼状况进行全过程实时模拟分析与监测，实时优化施工参数及现场风险预警。

针对定向托压严重、钻井排量受限和高密度钻井液三者之间的矛盾，通过科学计算，全水平段使用钻柱双向扭转系统 + 水力振荡器 + 远端 LWD + 螺杆，实现密度 2.08g/cm³、排量 32L/s 和泵压 40MPa 下安全钻进。

四、实践过程中遇到的问题及解决措施

（一）漂浮接箍打不开

在部分井的作业中，出现了漂浮接箍打不开的情况。这主要是由于漂浮接箍内部零件在运输或下套管过程中受到损坏，或者球座与球之间存在杂质堵塞。解决措施为在下套管前，对漂浮接箍进行严格的检查和测试，确保其性能可靠。同时，在投球前，对管内进行充分的清洗，避免杂质进入漂浮接箍。若漂浮接箍仍无法打开，可采用井下工具进行强行打开或进行打捞作业。

（二）套管居中效果不理想

由于地层起伏和井眼不规则等原因，部分井在漂浮下套管过程中出现套管居中效果不理想的问题。这可能导致水泥浆在环空分布不均匀，影响固井质量。解决措施为根据井眼轨迹和地层情况，合理增加扶正器的数量和优化其位置。同时，在套管下入过程中，通过旋转套管等方式，改善套管的居中情况。

五、结论

通过在自贡区块的实践应用，漂浮下套管技术展现出了显著的优势。它有效解决了该区块因地层结构复杂、压力异常导致的下套管困难和固井质量难以保证等问题。在实践过程中，虽然遇到了一些如漂浮接箍打不开、套管居中效果不理想等问题，但通过采取相应的解决措施，均得到了妥善处理。特别是在 201H69 平台井的作业中，面对长水平段、复杂轨迹、地层复杂等诸多难题，通过一系列技术改进和应对措施，配合漂浮下套管技术，取得了良好的作业效果。随着技术的不断完善和创新，漂浮下套管技术有望在自贡区块及其他类似复杂地质条件的区域得到更广泛的应用，为油气资源的高效开发提供有力支持。未来，还需进一步加强对该技术的研究和优化，提高其适应性和可靠性，以更好地满足钻井工程的需求。