井下修井作业中连续油管技术的应用

李 志

（大庆油田有限责任公司井下作业分公司，黑龙江 大庆 163000)

摘 要：针对某油田在井下修井作业中应用连续油管技术的效果进行了系统分析。对作业方案的设计、作业参数的详细规划以及作业效果进行了评价，结果表明，连续油管技术在高温高压环境下，能够有效提高油气产量，降低作业成本，并确保井下作业的安全性。现场数据表明,在72h的作业时间内,抽取油气150m°,返排压力拉制在<0.05MPa,渗透率恢复值达到95%;作业流体在长时间静置后，流变性和沉降稳定性保持良好，充分体现了该技术在井下修井作业中的应用优势。提出了推进连续油管技术创新、优化技术管理体系和强化技术宣传的策略，以促进该技术的进一步发展和应用。

关键词：井下修井作业；连续油管；技术应用

某油田位于西部地区，储层温度约为130℃，压力系数为1.5～1.8 之间,渗透率为0.0197 ～0.148μm²，部分区域表现出低渗透特性。随着油气资源开发的深入，井下修井作业的复杂性不断增加。传统的修井技术在高温高压环境下面临诸多挑战，尤其是在连续油管作业中，井下压力波动和流体特性变化导致作业效率降低和安全隐患加大。为应对这些挑战，某油田在修井作业中广泛应用连续油管技术。该技术能够有效降低作业成本，提高油气抽采效率，且在高温高压条件下表现出良好的适应性。尽管如此，连续油管技术在该油田的应用仍面临诸多技术难题，尤其是在高温环境下，流体的流变性调控和沉降稳定性要求极高。同时，井下作业的特殊性也要求油基钻井液具备优异的封堵性能和储层保护能力，以防止固相堵塞储层孔隙，确保油气的顺利释放。基于此，将对某油田井下修井作业中连续油管技术的具体应用进行深入探讨，分析其在高温高压环境下的作业效果与技术优势，并提出相应的优化建议，以期推动该技术在井下修井作业中的广泛应用，助力油田的高效开发。

1 连续油管技术难题

该油田在进行连续油管作业时，遇到了一系列技术难题。该油田的储层自上而下依次为上部砂岩层、中部泥岩层和下部碳酸盐岩层，目的层为下部碳酸盐岩，岩性特征上部为中厚层状灰色砂岩，下部则以灰色泥质岩和灰色碳酸盐岩为主，夹杂少量细砂岩。

（1) 作业过程中，储层温度约为120℃，在高温高压环境下，地层压力系数约为1.5，地层破裂压力当量约为1. 85g/cm³。由于连续油管作业的特殊性，现场使用的油基钻井液密度需保持在>1.65g/cm³。高温条件下，油基钻井液的流变性调控难度加大，尤其是在连续油管作业中，井下压力波动导致井漏现象，给作业安全带来极大挑战。

（2)在该油田的开发中，连续油管作业模式被广泛应用。在完成上部砂岩层的作业后，进人中部泥岩层和下部碳酸盐岩层的作业，导致部分井段的油基钻井液在井下长时同静置，甚至>3个月。这就要求油基钻井液在高温环境下具备良好的沉降稳定性，以防止固相沉降造成的堵塞和井下作业困难。

（3)下部碳酸盐岩层总体为中孔低渗透地层，部分区域表现为超低渗透层。由于高密度油基钻井液的固相含量较高，在压差作用下，固相易堵塞储层孔隙，严重影响油气的产能释放。因此，必须确保油基钻井液具备较低的返排压力，以减少对储层的损害，同时提高储层的保护效果。

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