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[摘 要]莺深X井C1-1层在进行射孔测试联作试气施工过程中，出现P—T卡瓦封隔器不能坐封，上提方余过程中指重表显示异常的情况，由于地层压力系数高，达到1.45，试气井段地层温度160℃（4380m），无法应用测井方法对井眼轨迹进行检查，对此，试采公司通过一系列物理方法对井眼进行复查，找准套管变形点后，更改施工方案，顺利完成了该层的施工。
[关键词]指重表显示异常；套管变形；井眼轨迹复查；更改施工方案
中图分类号：U416.2 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）06-0522-01
1 莺深X井基本数据
1.1 钻井气侵情况
（1）20**年5月3日13：03钻至营城组井深4388.72m发生气浸，岩性：灰黑色泥岩。全烃含量由0.4%迅速升高至61%，槽池面见大量气泡，钻井液密度由1.14 g/cm3逐渐下降，最低降至1.07 g/cm3，粘度由57s迅速升至120s。随后，钻井采用提高钻井液密度的方法进行处理，循环至05月06日00：00，密度为1.33g/cm3，粘度达到最高232s。最终于5月9日19：00，密度达到1.52 g/cm3，粘度70s。
（2）5月5-8日发生三次溢流，溢流量1.5～2.0m3。
（3）5月4-14日，井深4388.72～4391.75m期間循环钻井液过程中共点火成功14次，最长持续1429min，气测值最高达56%，一般为25%左右，火焰高度最高达8.0m。
1.2 井深结构示意图
1.3 试气井段数据
莺深X井C1-1层层位：K1yc，层号：127，射孔井段：4429.0—4420.0m，人工井底：4446.8m，套管头至补心距：10.21m，油层套管不同壁厚下深：10.21 9.17mm4474.48m。
2 套变发现过程
2.1 洗井施工简况
8月22日6：00—27日10：00下入通、洗井管柱，底部带φ114mm×194mm通井规，共计下入φ88.9mm外加厚油管474根，完成深度：4446.19m，管柱悬重：480kN。其中：24日12：00—16：00用清水60m？在3001.84m处进行反洗井；8月27日6：00—10：00用清水60m？在4446.19m处进行反洗井。
8月27日10：00—10：30井口施压30MPa，压降0.5MPa，试压合格。
8月27日10：30—11：00实探人工井底三次，探得人工井底为4446.80m。
8月27日11：00—23：00活动并起出井内全部通、洗井管柱及通井规，通井规无明显划痕，起管过程中，指重表显示异常，最高悬重：600kN，起出φ88.9mm外加厚油管80根时，指重表悬重指示正常。
2.2 测试施工情况
9月15日14：00—16日8：30下入射孔测试联作管柱，共计下入φ73mm外加厚油管44根，φ88.9mm外加厚油管424根及射孔测试工具，下至116根时环空返水，返出清水20.43m？，其中：15日15：50—16：20向封隔器以下油管内加满水2.18m？。18：50—21：30向油管内加入柴油液垫4.6m？，液垫高度1000m。
9月16日8：30—11：10射孔校深，下调管柱2.35m，上提管柱时悬重不正常。
9月16日11：10—16：10坐封封隔器不成功。其中：11：10—11：50对封隔器进行坐封操作3次，均未成功，上提管柱时指重表最大指示悬重：850kN，下放管柱最小指示悬重：310kN。12：20—12：50上提至方余，旋转16圈后下放管柱，封隔器不坐封。12：50—14：34方余由2.63m，调整至3.66m，上提方余，旋转30圈，下放管柱，封隔器不坐封。14：34—14：46上提管柱，最大悬重850kN，下放管柱，最低悬重300kN。14：46—14：53上提管柱11.42m至最大悬重850kN，下放管柱至最低悬重300kN。14：53—14：54上提管柱1.44m，指重表悬重由300kN升至500kN。14：54—15：10对管柱旋转30圈后，边旋转边下放，封隔器不坐封。16：00—16：10封隔器卡点下调2m，重新坐封封隔器，封隔器不坐封。
9月16日16：10—17日17：00起出井内全部射孔测试联作管柱。其中：9月17日12：00—12：06在井深1000m处验证封隔器，12：04封隔器坐封，坐封吨位200kN，封隔器验证完好。起管过程中，指重表显示异常，最高悬重：900kN，起出φ88.9mm外加厚油管80根时，指重表悬重指示正常。
3 套变分析处理
9月20日17：00—21日20：30下入通井管柱，底部带φ117mm×400mm通井规，共计下入φ88.9mm外加厚油管475根，通至人工井底，完成深度：4446.80m。其中每下入2根油管记录一次指重表悬重，下通井管柱指重表悬重变化情况见下图：
9月21日20：40—22日13：20起出井内全部通井管柱，通井规完好，无明显划痕，起管指重表最大悬重：940kN，起管过程中，每2根记录一次指重表悬重，指重表悬重变化情况见下图：
经过起下大外径通井规，指重表悬重显示情况的分析，探明在深度3299.57m以下，套管发生不同程度的变形，施工中应避免使用卡瓦类工具，经研究决定，该井C1-1层执行管输射孔后钢丝橇对地层测压力梯度，然后直接测气的施工方案，测得日产气36000m？。
4 总结
该井在前期通、洗井过程中，针对指重表显示异常的情况，没有引起重视，未考虑到套管变形的情况，从而导致后续测试联作施工的失败，造成直接的经济损失。经过对该井进行大尺寸通径、逐根记录悬重变化情况的分析，找准了套变的位置，为后续施工方案的制定提供了宝贵的依据。
通过该井的施工，为我们以后的高温、高压套变井施工，提供了宝贵的处理经验。在新井通、洗井过程中密切关注悬重变化情况，做到下管柱要有悬重资料记录，进行理论悬重与实际悬重的对比工作，一旦发现悬重异常，应做全面分析，避免因套变情况的出现造成不必要的经济损失。
参考文献
[1] 试油试采作业指导书（内部资料）.大庆油田有限责任公司试油试采分公司，2007.10.31
[2] 白玉、王俊亮 井下作业实用数据手册. 石油工业出版社，2007.8
[关键词]指重表显示异常；套管变形；井眼轨迹复查；更改施工方案
中图分类号：U416.2 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）06-0522-01
1 莺深X井基本数据
1.1 钻井气侵情况
（1）20**年5月3日13：03钻至营城组井深4388.72m发生气浸，岩性：灰黑色泥岩。全烃含量由0.4%迅速升高至61%，槽池面见大量气泡，钻井液密度由1.14 g/cm3逐渐下降，最低降至1.07 g/cm3，粘度由57s迅速升至120s。随后，钻井采用提高钻井液密度的方法进行处理，循环至05月06日00：00，密度为1.33g/cm3，粘度达到最高232s。最终于5月9日19：00，密度达到1.52 g/cm3，粘度70s。
（2）5月5-8日发生三次溢流，溢流量1.5～2.0m3。
（3）5月4-14日，井深4388.72～4391.75m期間循环钻井液过程中共点火成功14次，最长持续1429min，气测值最高达56%，一般为25%左右，火焰高度最高达8.0m。
1.2 井深结构示意图
1.3 试气井段数据
莺深X井C1-1层层位：K1yc，层号：127，射孔井段：4429.0—4420.0m，人工井底：4446.8m，套管头至补心距：10.21m，油层套管不同壁厚下深：10.21 9.17mm4474.48m。
2 套变发现过程
2.1 洗井施工简况
8月22日6：00—27日10：00下入通、洗井管柱，底部带φ114mm×194mm通井规，共计下入φ88.9mm外加厚油管474根，完成深度：4446.19m，管柱悬重：480kN。其中：24日12：00—16：00用清水60m？在3001.84m处进行反洗井；8月27日6：00—10：00用清水60m？在4446.19m处进行反洗井。
8月27日10：00—10：30井口施压30MPa，压降0.5MPa，试压合格。
8月27日10：30—11：00实探人工井底三次，探得人工井底为4446.80m。
8月27日11：00—23：00活动并起出井内全部通、洗井管柱及通井规，通井规无明显划痕，起管过程中，指重表显示异常，最高悬重：600kN，起出φ88.9mm外加厚油管80根时，指重表悬重指示正常。
2.2 测试施工情况
9月15日14：00—16日8：30下入射孔测试联作管柱，共计下入φ73mm外加厚油管44根，φ88.9mm外加厚油管424根及射孔测试工具，下至116根时环空返水，返出清水20.43m？，其中：15日15：50—16：20向封隔器以下油管内加满水2.18m？。18：50—21：30向油管内加入柴油液垫4.6m？，液垫高度1000m。
9月16日8：30—11：10射孔校深，下调管柱2.35m，上提管柱时悬重不正常。
9月16日11：10—16：10坐封封隔器不成功。其中：11：10—11：50对封隔器进行坐封操作3次，均未成功，上提管柱时指重表最大指示悬重：850kN，下放管柱最小指示悬重：310kN。12：20—12：50上提至方余，旋转16圈后下放管柱，封隔器不坐封。12：50—14：34方余由2.63m，调整至3.66m，上提方余，旋转30圈，下放管柱，封隔器不坐封。14：34—14：46上提管柱，最大悬重850kN，下放管柱，最低悬重300kN。14：46—14：53上提管柱11.42m至最大悬重850kN，下放管柱至最低悬重300kN。14：53—14：54上提管柱1.44m，指重表悬重由300kN升至500kN。14：54—15：10对管柱旋转30圈后，边旋转边下放，封隔器不坐封。16：00—16：10封隔器卡点下调2m，重新坐封封隔器，封隔器不坐封。
9月16日16：10—17日17：00起出井内全部射孔测试联作管柱。其中：9月17日12：00—12：06在井深1000m处验证封隔器，12：04封隔器坐封，坐封吨位200kN，封隔器验证完好。起管过程中，指重表显示异常，最高悬重：900kN，起出φ88.9mm外加厚油管80根时，指重表悬重指示正常。
3 套变分析处理
9月20日17：00—21日20：30下入通井管柱，底部带φ117mm×400mm通井规，共计下入φ88.9mm外加厚油管475根，通至人工井底，完成深度：4446.80m。其中每下入2根油管记录一次指重表悬重，下通井管柱指重表悬重变化情况见下图：
9月21日20：40—22日13：20起出井内全部通井管柱，通井规完好，无明显划痕，起管指重表最大悬重：940kN，起管过程中，每2根记录一次指重表悬重，指重表悬重变化情况见下图：
经过起下大外径通井规，指重表悬重显示情况的分析，探明在深度3299.57m以下，套管发生不同程度的变形，施工中应避免使用卡瓦类工具，经研究决定，该井C1-1层执行管输射孔后钢丝橇对地层测压力梯度，然后直接测气的施工方案，测得日产气36000m？。
4 总结
该井在前期通、洗井过程中，针对指重表显示异常的情况，没有引起重视，未考虑到套管变形的情况，从而导致后续测试联作施工的失败，造成直接的经济损失。经过对该井进行大尺寸通径、逐根记录悬重变化情况的分析，找准了套变的位置，为后续施工方案的制定提供了宝贵的依据。
通过该井的施工，为我们以后的高温、高压套变井施工，提供了宝贵的处理经验。在新井通、洗井过程中密切关注悬重变化情况，做到下管柱要有悬重资料记录，进行理论悬重与实际悬重的对比工作，一旦发现悬重异常，应做全面分析，避免因套变情况的出现造成不必要的经济损失。
参考文献
[1] 试油试采作业指导书（内部资料）.大庆油田有限责任公司试油试采分公司，2007.10.31
[2] 白玉、王俊亮 井下作业实用数据手册. 石油工业出版社，2007.8