(1)三段型井身结构及中大斜度使得完井管串下入难度大^[6-7]。南堡陆地油田三段型定向井采用Ø139.7 mm油层套管完井，井斜角30°~60°，油藏埋深1 000~2 500 m，潜力层跨度156~632 m，完井管串长度最大可达732 m。对于这种类型井，二次完井施工既要考虑完井管串顺利下入，又要确保套管承压和通径，以满足后期生产及作业要求。

(2)生产层漏失易造成完井后固井质量不合格、射孔后地层出砂等问题。生产时间较长的油井通常存在漏失、出砂现象，固井水泥循环漏失易造成水泥无法上返至悬挂器或膨胀器坐挂后环空水泥充填不满，致使环空出现“白区”，直接影响固井质量，无法达到封隔各潜力层的目的，甚至影响完井措施的成败。由此，漏失井完井过程中须先采取有效堵漏措施，确保完井后固井质量，同时，也可以防止完井后射孔生产层出砂。

(3)小套管固井对施工要求高^[8]。原井套管与完井直连套管环空体积小，固井水泥浆用量小，但挤注施工排量较高，施工前需对水泥浆性能进行全面系统评价，而且完井施工过程中，需要实施水泥浆顶替胶塞投入、管柱上提、悬挂器坐挂等工序。因此，整个固井施工过程必须保持连续性、紧凑性和精准控制，才能确保固井质量。

针对长井段定向井二次完井施工过程中管串下入困难、固井质量难以保证等技术难点优化措施方案，形成相应的配套技术。

小套管二次完井技术是将直连型套管及附件悬挂在膨胀悬挂器下，下入原井筒再实施固井的一种完井技术^[9-10]。依靠膨胀器的橡胶挤压和固井水泥环形成有效密封，建立全新井筒，实现井筒重塑。小套管二次完井管柱主要由膨胀悬挂器、直连小套管、碰压座、浮箍、引鞋等组成，如图1所示。

图  1  小套管二次完井管柱示意图

Figure 1.  Schematic diagram of the well of secondary well completion

技术优势：(1)小套管二次完井工艺满足不同程度套损井内通径要求，操作简单，套管承压高，适应面广。(2)实现地质纵向多层系封隔及归位开发，侧钻井及套管井均可应用。(3)膨胀悬挂器膨胀特定部位，施工风险小，密封性能可靠。(4)可用于套管错断、破漏、缩径严重及长井段套损修复。

小套管二次完井工艺措施前，要对井筒进行处理，确保井筒畅通。根据井斜及下入管串长度，采用合适的打通道工具，优化处置方案。一是通过钻磨铣方式处理井筒，保证井筒内通径，对于Ø139.7 mm套管要求使用Ø118 mm磨铣工具扩眼；二是在Ø116 mm通井规通井无异常情况下，增加Ø114 mm×30 m直连套管模拟通井，确保完井管串顺利下入。井筒处理过程中主要采用钻磨铣打通道技术和液压滚珠整形技术，为此，设计了防开窗的探针铣锥和高效液压滚珠整形器。

对于套管严重变形、错断等套损井，研制了防开窗探针铣锥。探针铣锥为两段式， 硬质合金分段镶嵌，底端材质采用硬质钢体且取消镶嵌合金，可起到引导铣进的作用，同时避免钻铣过程中对套管的伤害。底部一级锥度2°~3°，加大上部稳铣段长度，其作用是稳定修复段。上部二级锥度6°~10°，起到逐级缓慢增大的作用，不易卡钻，便于返屑。同时本体侧向增加了3个锥孔，提高冲洗效率并降低磨铣接触处温度(图2)，在钻冲过程中大幅度降低了套管开窗风险，提高削铣效率。

图  2  防开窗探针铣锥结构示意图

Figure 2.  Schematic diagram of the structure of the anti-window pilot tapered mill

针对套管缩径的套损情况，设计了可退可回缩液压滚珠整形器，结构见图3。该工具外径小(投影外径98 mm)，整形范围大(85~112 mm)，可实现对缩径套管的高效整形，恢复套管内通径，达到安全下入完井管串要求。

图  3  可退可回缩液压滚珠整形器结构示意图

Figure 3.  Schematic diagram of the structure of the backoff-allowed retractable hydraulic rolling swage

该工具连接在油管管柱下端，上方加水力锚，将工具下入井筒套管变形段，循环洗井后投球至球座处实现密封，打液压使水力锚锚定，继续打压剪断剪钉，活塞产生的液压力推动整形器下行，滚珠强行胀开套变缩径套管段，实现套管内径整形，恢复套管内通径。每次打压可胀套280 mm，泄压后重新下放工具，重复打压胀套，可逐步胀开变形缩径套管。回退工具时上提油管管柱，滚珠在套管内壁触碰或挤压下把挤压力通过球座传递至芯轴上的锥面，推动芯轴上行，球托移至芯轴小径处，滚珠向内回缩，整形器外径变小，便于工具离开套管整形段和起出。

若套管整形过程中由于胀套阻力过大导致整形器本体被卡死在套管缩径段，则下压并正转油管管柱，剪钉座上的凸齿会插入连接套上的对应槽内，增压器整体正转，在螺杆反扣处与整形器脱开并分离，增压器可从井筒起出，整形器留在井内，可通过大修措施打捞或处理掉，避免井筒问题复杂化。

为保证施工过程中建立循环，减少因地层漏失对固井质量的影响，固井前采用微泡暂堵技术封堵漏失层。微泡液中微泡是水、表面活性剂和处理剂通过物理化学作用形成粒径较小的囊状泡^[12]。遇漏失地层，微泡被迫通过低压地层的孔洞，此时微泡中的一部分能量被释放，微泡开始膨胀，直到气泡内、外壁的压力达到平衡。微泡工作液静态堵漏试验结果显示，0.85 kg/L微泡液封堵强度达5 MPa以上，可满足现场施工要求，见表1。

采用有效体积计算公式确定微泡液用量

式中，V为微泡液用量，m³；r为处理半径，根据漏失量确定挤注半径r，通常取值0.8~1.2 m；$\varphi $为射孔层平均孔隙度，%；h为射孔层垂向厚度，m。

根据施工井段井温，优选出稳定性好、防窜性强、胶结强度高、封堵性能强的水泥浆配方。为保证施工安全，在失水量、抗压强度、渗透性等参数达标的基础上，施工前重点就稠化时间开展室内评价实验(表2)。表2中BXF-200L、BCR-260L为水泥浆添加剂，检测结果显示稠化时间不低于300 min。

小套管固井水泥浆用量少，需要精确计算用量，在两层套管环空体积的基础上附加一定量，一般为0.5~1.0 m³。现场根据挤注压力调整挤注排量，参考排量范围400~700 L/min。

在小套管二次完井方案前期论证的基础上，采用膨胀悬挂器悬挂Ø108 mm直连套管，实现定向井完井管串下入、固井及射孔、防砂配套，完成井筒重塑，满足逐层上返开发需求。该技术已成功完成3口井现场试验(表3)。以高59-10井为例简要介绍该技术的试验情况。

G59-10井为南堡凹陷一口定向井，最大井斜43°，油层套管内径124.26 mm，潜力层井段1 700~2 330 m，共11层，跨度630 m，措施前因高含水关井。四十臂井径测试结果显示套管最小缩径至109.78 mm，为进一步挖潜各小层剩余油，决定先采用二次完井工艺建立全新井筒，然后逐层上返补孔潜力层并实施吞吐。

原油层套管经过多次套磨铣整形后，2020年1月先后下入Ø116 mm×2 m通井规、Ø114.3 mm×30 m直连套管通井至设计深度，均无遇阻显示。下刮削试压一体化管柱进行刮削，并对钻杆试压35 MPa，合格后上提管柱至悬挂器卡点深度，记录管柱悬重为280 kN。下入完井管柱(自下而上)：Ø95 mm引鞋+Ø95 mm套管×1根+Ø95 mm球式浮箍+Ø95 mm套管×1根+Ø95 mm弹簧浮箍+Ø108 mm碰压座+Ø108 mm直连套管+膨胀悬挂器+变扣+钻杆至井口。循环洗井脱气后上提管柱至悬重300 kN，正转15圈倒扣，试提管柱0.7 m，此时悬重280 kN，判断倒扣成功，继续上提管柱至悬重330 kN后开始固井施工。正替前置液5 m³，正替固井水泥浆2.8 m³，投入钻杆胶塞，挤注顶替液8.9 m³后碰压，继续升压至24.8 MPa，上提管柱2.6 m悬挂器丢手，压力突降至3 MPa，完成悬挂器坐挂，正循环洗出多余水泥浆后候凝，施工结束。

该井在原Ø124.26 mm套管内下入Ø114 mm悬挂器底带Ø108 mm直连套管及附件实现二次完井，完井后使用Ø90 mm通井规通井无异常，套管试压15 MPa合格，RBT固井质量评价结果显示环空水泥胶结良好。随后实施补孔及二氧化碳吞吐作业，均顺利施工，未见漏失及出砂。

(1)针对定向井开发过程中的井筒问题，提出了小套管二次完井技术，配套形成了高效打通道、液压滚珠整形、漏失层暂堵及小套管固井等关键技术，为油田老井井筒重塑提供了一种全新的技术解决方案。

(2)现场应用表明，定向井小套管二次完井后，井筒条件能够满足油藏井网重构、逐层上返的开发需求。

(3)膨胀悬挂器悬挂直连套管二次完井在定向井上实施在国内尚属首次，为同类型油藏定向井实施精细挖潜提供了技术支撑。