套管钻井技术在苏北工区的探索与规模化应用

摘要：

针对常规钻杆钻井起下钻频繁、复杂地层风险高的问题，中国石化华东油气分公司在苏北工区开展套管钻井技术系统性探索与实践。以吉2-2-6井为先导试验井，完成2261-2430m油层段套管钻井试验，通过套管优选、钻具组合优化、钻井参数匹配及钻井液性能调控，攻克井斜大、环空间隙小、油气侵等难题，验证套管抗扭强度及技术可行性；后续在向1-7平台4口井推广全井套管钻井技术，形成成熟应用模式。实践证实，该技术应用后单井完井周期节约率20.9%-56%，综合成本降低20%-36%，有效遏制井塌、井漏等复杂情况，井身与固井质量均达优质。本文总结两项工程实践技术细节与成效，为复杂地质条件下套管钻井技术规模化推广提供技术依据与实践经验。

关键词：套管钻井；苏北工区；套管抗扭试验；参数优化；降本增效；复杂地层治理

1 引言

苏北工区是中国东部重要油气产区，地质条件复杂：浅部第四系东台组、新近系盐城组以松散流砂层、淤泥质粘土层为主，易漏失、坍塌；中深部油层段存在井斜大、油气侵活跃、环空间隙狭窄等问题。常规钻杆钻井采用“钻进-起钻-下套管-固井”分步模式，作业繁琐、建井周期长，且裸眼井壁暴露久、井控风险高、劳动强度大，严重制约工区油气开发效率与效益。

套管钻井技术以套管替代钻杆传递扭矩与钻压，完钻后套管直接留井作完井套管，可开展全谱测井，从根源减少起下钻工序。华东油气分公司分两阶段推进探索：第一阶段以吉2-2-6井为先导试验，突破关键技术；第二阶段在向1-7平台规模化推广，形成“表层+油层”全井段套管钻井应用模式。本文梳理两项实践的技术方案、难点、措施及效果，构建复杂地层套管钻井应用体系，为油气勘探开发降本增效提供支撑。

2 吉2-2-6井套管钻井先导试验

2.1 井况概况

吉2-2-6井是溱潼坳陷北斜坡汉庄油田吉沟区块定向采油井，也是苏北工区首口套管钻井先导试验井，设计井深2450m。井身结构：一开Φ311mm井眼钻至234m，下Φ244.5mm技术套管；二开Φ215.9mm井眼钻至2261m后，开展2261-2430m油层段套管钻井，下入Φ139.7mm生产套管。井眼轨迹为“直-增-稳”设计，定向点600m，实际最大井斜67.38°，钻遇东台组、盐城组、三垛组及阜宁组地层，阜三段（1922m处）油气侵强烈，油气显示32%，全烃值70-80%，存在井控与井壁失稳双重风险。

2.2 施工难点分析

2.2.1 套管力学稳定性风险

套管柔韧度低于钻杆，高井斜工况下同时承受拉、扭、弯应力，易弯曲变形、螺纹脱扣甚至折断，对套管材质、螺纹及强度要求严苛。

2.2.2 钻具组合与参数匹配难度大

需兼顾破岩效率与套管保护，平衡扭矩传递、轨迹控制与磨损防护；且环空间隙小，钻井液携砂难，易形成岩屑床引发卡钻。

2.2.3 油气侵与井壁稳定难题

油气侵导致钻井液性能异常，井壁易垮塌；接单根后效明显，井控风险突出，对钻井液抑制、封堵、润滑性能要求更高。

2.3 关键技术措施

2.3.1 套管优选与强度校核

优选Φ139.7mm×N80Q×9.17mm BGTS梯形扣套管，其承载强、密封优、抗振好，螺纹适配高强高扭工况，抗扭强度较圆形扣提升30%以上。按完钻井深2500m、最大井斜70°极限工况，校核4t-10t钻压下扭矩，地面最大扭矩12.03kN·m，远低于套管28.2kN·m抗扭强度，满足施工要求。

2.3.2 钻具组合与破岩工具优化

采用“钻头+螺杆+套管钻井工具+套管串”极简组合：Φ215.9mm PDC钻头（18mm×5喷嘴）+Φ172mm中空直螺杆（等壁厚、强抗疲劳）+浮阀接头+变扣接头+Φ139.7mm油层套管。该组合扭矩传递效率提升25%，结构简单、故障率低，适配高井斜施工。

2.3.3 钻井参数精细化调控

采用“大排量、低转速、低钻压”体系：钻压40-60kN防套管弯曲与轨迹偏移；转速40-50r/min减摩擦磨损；排量40L/s强携砂清岩屑，实现井眼稳定、套管保护与钻进效率协同优化。

2.3.4 钻井液性能优化处理

采用金属两性离子聚合物防塌钻井液体系，三步优化：①补1%有机硅腐植酸钾与改性沥青，增强抑制封堵性；②补1-1.5%金属两性离子聚合物、聚丙烯酰胺胶液及水解聚丙烯腈铵盐，提升包被性、调控粘切；③保润滑剂2-5%，泥饼摩擦系数≤0.08，配合四级固控稳密度。成功控油气侵，无垮塌、卡钻事故。

2.4 试验效果

试验井段一趟钻完成169m钻进，完井周期节约率25%，全井周期节约率20.9%，实现安全高效钻进。固井采用低温早强防窜水泥浆，无漏失、压稳效果好，固井质量优质，为规模化应用奠定基础。

3 向1-7平台套管钻井规模化应用

依托先导试验成果，华东油气分公司在向1-7平台4口井（向1-7至1-10井）推广套管钻井，实现“表层+油层”全井段一体化作业，破解浅部地层易漏易塌、周期长难题。

3.1 平台地质与工程概况

平台位于苏北浅部复杂地层区，表层0-300m为松散流砂层、淤泥质粘土层及水敏性泥岩，易漏、塌、缩径；油层段井深2400-2500m，井斜30-45°，油气显示活跃。4口井均设计Φ244.5mm表层套管（下深300m）、Φ139.7mm油层套管，实现“钻进-下套管-固井”一体化。

3.2 表层套管钻井技术体系

3.2.1 技术原理与关键设备

采用“钻下同步”模式，核心设备：套管驱动工具（CDT，传扭密封）、高强度可钻套管鞋（PDC齿、易钻除）、ZT-HTC扣J55套管（抗挤17.7MPa、螺纹强化）、井下止回阀（防钻井液倒流、保井控）。

3.2.2 施工流程优化

①一开准备：装转换接头，连首根带钻鞋、浮箍的Φ244.5mm套管；②钻进：钻压40-80KN、转速40-60rpm、排量50-60L/s，用1.05-1.10g/cm³低固相聚合物钻井液；③接单根：CDT坐挂卸扣，接新套管并扶正紧扣，复钻；④固井：钻至300m洗井2周，泵送水泥浆固井，候凝24小时启二开。

3.3 油层段套管钻井技术升级

三项升级：①沿用Φ139.7mm×N80Q BGTS梯形扣套管，与表层配套；②钻具组合加定向接头，强化轨迹控制；③钻井液用“金属两性离子聚合物+复合封堵剂”体系，提前补防塌剂与润滑剂，强井壁稳定与井控。

3.4 规模化应用效果

4口井均一次成功，成效显著：

3.4.1 作业效率大幅提升

表层段总作业时间11.5小时，较常规节约56%；油层段周期缩短20.9%，全井周期节约35%-56%，消除起下钻耗时。

3.4.2 复杂情况有效遏制

全程无漏、塌、卡钻，浅部井壁暴露时间缩90%，井径扩大率≤8%；油层段井控风险低，井身轨迹平滑，最大狗腿度≤3°/30m。

3.4.3 经济与安全环保效益突出

单井直接成本增3.8万元，间接成本节约超10万元，综合成本降20%-36%；作业简化降风险，工时缩短减碳排放，套管封隔含水层防污染，效益显著。

3.4.4 固井质量优质

井眼规则、环隙均匀，4口井固井合格率、优质率均100%，保障后续开发。

4 技术对比与经验总结

4.1 技术迭代特征

吉2-2-6井聚焦油层段技术突破，形成基础体系；向1-7平台实现全井段规模化应用，技术成熟度与适应性显著提升。

技术维度 吉2-2-6井（先导试验） 向1-7平台（规模化应用）

应用井段 油层段（2261-2430m） 表层+油层全井段

套管扣型 BGTS梯形扣（N80Q） 表层ZT-HTC扣+油层BGTS扣

钻具组合 极简基础型 定向优化型

钻井参数 低钻压、低转速、大排量 分层适配参数体系

钻井液体系 金属两性离子聚合物防塌型 表层低固相+油层防塌型

作业规模 单井试验 4口井规模化推广

4.2 关键技术经验

1. 套管选型：表层选J55材质ZT-HTC扣套管（抗挤），油层选N80Q材质BGTS梯形扣套管（抗扭密封）；

2. 参数匹配：高井斜段低钻压低转速，环隙小井段大排量，浅部松散地层中钻压中转速；

3. 复杂治理：油气侵地层用“抑制+封堵+润滑”钻井液，浅部易漏塌地层用“套管支撑+低固相钻井液+大排量携砂”组合。

5 结论与建议

5.1 结论

1. 套管钻井技术在苏北工区实践成功，吉2-2-6井验证可行性，向1-7平台实现全井段规模化应用，形成适配工区地质的技术体系；

2. 该技术缩短建井周期20.9%-56%、降综合成本20%-36%，遏制复杂情况，提升固井质量与安全环保水平，是降本增效核心技术；

3. 梯形扣套管与中空螺杆组合、专属参数体系、针对性钻井液配方等技术，可为同类复杂地层提供借鉴。

5.2 建议

1. 扩大应用范围，推广至苏北工区其他复杂区块；

2. 深化技术研发，优化钻头与套管鞋结构，开发智能化套管驱动工具；

3. 完善标准规范，制定操作规程、选型标准与质量评价体系；

4. 拓展应用场景，探索与水平井、页岩气钻井结合，助力油气开发高质量发展。

参考文献

[1] 刘伟，张建华，李涛. 套管钻井技术在国内外的应用现状与发展趋势[J]. 石油钻探技术，2020,48(4):1-7.

[2] 王海波，高飞，赵明亮. 表层套管钻井技术在渤海湾盆地的实践与认识[J]. 钻井液与完井液，2021,38(3):110-115.

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