海古1井小间隙长封固段固井实践
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主题词：探井 深层 长封固段 小间隙 尾管固井
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一、海古 1 井工程简况
海古 1 井是大港油田公司在岐口凹陷张东潜山构造部署的一口深层预探井，钻探目的是 预探张东背斜奥陶系含油气情况，由渤海钻探第三钻井公司承钻。该井设计井深 4980m，实 际完钻井深 4846m，提前完成勘探目的。该井钻遇地层为平原组、明化镇组、馆陶组、东营 组、沙河街组、中生界、上古生界石炭系、下古生界奥陶系。由于钻遇地层多，地层压力体 系差异大，井身结构设计为四开井，其井身结构如图 1。
2、电测完成后，先以原钻具通井，再用足尺寸双扶正器通井，去除虚泥饼，保证井眼 畅通，补充润滑剂，保证井壁具有良好的润滑性，减小尾管下入阻力。
3、按完井管柱设计连接管串，根据模拟设计每三根套管安放一只弹性扶正器，提高套 管居中度。
4、控制尾管下放速度，平稳下入尾管。尾管下放速度不超过 30m/min，防止波动压力 压漏薄弱地层。
5、连接送入工具后，禁止猛提猛放，控制尾管下放速度不超过 18m/min，防止悬挂器 提前坐挂事故。
6、由于裸眼段长，为减小开泵压力，避免压漏地层，实施分段小排量顶通循环，破坏 钻井液静态下的结构力，降低循环阻力，保证井筒安全，以利于尾管顺利下到设计井深。
四、注水泥施工主要措施：
1、尾管下到设计位置后，采用水泥车以 0.1m3/min～0.2m3/min 的小排量顶通井内钻井
3、小间隙固井水泥环薄，要求固井水泥胶结好、强度高。对于Ф215.9mm 井眼下Ф 177.8mm 套管，其套管本体处水泥环的理论厚度只有 19.05 mm。如此薄的水泥环若胶结差、 强度低，在油井投产作业时，由于井下工具的撞击等原因将会使水泥环造成裂纹、破碎，导 致地层油气水窜槽，影响正常生产。
4、沙二段泥岩与粉砂岩互层段有垮塌现象；石炭系中部煤层夹薄层泥岩段有垮塌现象， 下部泥岩段有缩径现象。最大井径 450.9mm，最小井径 198.1mm，平均井径 273.63mm。不规 则的井径将影响顶替效率。
Φ215.9mm 钻头×4509m Φ177.8mm 尾管×（2826.52-4507.07m） 固井水泥返至 2828m
177.8mm×127mm 悬挂器
Φ152.4mm 钻头×4846m Φ127mm 套管×(4377.09-4841.22m) 水泥返至 4377m
图 1 海古 1 井井身结构
二、海古 1 井Φ215.9mm 井眼下入Φ177.8mm 尾管固井难点分析
海古 1 井小间隙长封固段固井实践
杨士明 1 王佐忠 2 尹 伟 3 （1.中油集团渤海钻探工程技术研究院 天津滨海新区黄海路 170 号 300280；
2. 中油集团渤海钻探第三钻井工程公司生产技术科； 3. 中油集团渤海钻探第二固井公司研究所）
摘要：海古 1 井是大港油田公司在岐口凹陷张东潜山构造部署的一口深层预探井，钻探 目的是预探张东背斜奥陶系含油气情况，完钻井深 4846m。为更好的发现和保护油气层，工 程设计要求在奥陶系目的层实施欠平衡控压钻井。由于目的层埋藏深，井身剖面岩性复杂， 压力体系异常，该井采用四开井身结构。二开下入Ф244.5mm 套管封固东营组；三开下入Ф 177.8mm 尾管封至奥陶系顶部，为实施欠平衡控压钻井奠定基础。三开Ф215.9mm 钻头钻进， 完钻井深 4509m，裸眼井段长 1508.79m，水泥要求返至东营组。因此形成了Ф215.9mm 井眼 下Ф177.8mm 尾管、长封固段小间隙尾管固井完井难题。技术人员认真分析施工难点，制定 施工措施，精细施工设计，严密组织施工，注入密度为 1.58 g/cm3 的双凝水泥 75.45 m3， 水泥封固段长 1681m，固井质量合格，取得了深井长封固段、小间隙固井的成功经验。
钻探中，三开井段采用硅基防塌钻井液体系，最高钻井液密度为 1.45 g/cm3，钻遇沙河 街组、中生界、上古生界石炭系地层，岩性剖面复杂，胶结程度不一。沙二段砂泥岩互层段 和石炭系中部煤层夹薄层泥岩段均有垮塌现象，下部井段泥页岩有缩径现象，造成井眼不规 则。井深 3010m 模拟地层压力系数为 1.38，地层破裂压力系数为 1.57；井深 4000m 模拟地 层压力系数为 1.39，地层破裂压力系数为 1.60。三开井段存在钻井液密度窗口窄，固井发 生漏失的风险。因此，三开井段如何在Φ215.9mm 井眼安全下入Φ177.8mm 尾管和如何保障 小间隙、长封固段、窄密度窗口环境下的固井质量成为完井施工的关键。
五、固井施工效果
1、下尾管作业 尾管串结构：177.8mm 浮鞋+177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根梯扣套管+177.8mm ×梯 扣浮箍+177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根梯扣套管+177.8mm ×梯扣浮箍+177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根 梯 扣 套 管 + 球 座 +177.8mm ×P110 ×11.5mm × 梯 扣 套 管 串 + 密 封 短 节 +177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根梯扣套管+244.5mm×177.8mm 悬挂器总成+送入工具+127mm 钻杆 尾管下深 4507.07m，每 3 根套管加装 1 只弹性扶正器，共 49 只。投球憋压 15Mpa，悬 挂器成功座挂。悬挂器下深 2831.55m，回接筒顶深 2826.52m。
46
含砂(%)
0.3
0.3
滤失量(mL)
5
5
泥饼厚(mm)
0.5
0.5
旋转粘度计读数θ3
17
4
旋转粘度计读数θ300
70
31ห้องสมุดไป่ตู้
旋转粘度计读数θ600
88
46
塑性粘度（mPa.s）
18
15
动切力（Pa）
26
8
n值
1.09
0.57
2、优化固井前置液组合和性能。采用化学冲洗液和高效隔离液组合，占环空高度 804m，
六、结论认识
1、对于长封固段小间隙井固井，井眼准备比常规井固井尤为重要。做到压稳油层、井 眼清洁畅通、井壁稳定润滑、完井液低粘低切防漏等，是保障顺利下套管和成功固井的前提。
力最大 12.24 MPa，见图 4。模拟施工井底压力见图 5，井底压力当量密度 1.53g/cm3，在安全
施工压力范围内。
图 3. 注水泥过程注入与返出流量变化
图 4. 注水泥过程井口压力变化
图 5. 注水泥过程井底压力变化 7、在尾管送入管串内合理运用间隔液，防止中心管提出后顶替液与水泥浆直接接触造 成污染，利于多余水泥浆安全洗出井外。 8、校正好流量计和泵排量，卡准替量，安全碰压。
缓凝段的静液柱压力可以起到补偿作用；当缓凝段降至水柱压力时，下部速凝段已经凝固，
从而可有效的防止气窜。双凝水泥浆设计及性能见表 3。
表 3. 海古 1 井双凝水泥浆设计及性能
项
目
速凝水泥浆
缓凝水泥浆
密度（g/cm3）
1.58
1.58
设计长度（m）
560
1120
实验温度（℃）
130
130
失水量(mL/7MPa30min)
Φ215.9mm 井眼
Φ215.9mm 井眼
19.05mm 10.72mm
Φ177.8mm 套管接箍
a. 本体处间隙
b. 接箍处间隙
图 2. Φ215.9mm 井眼下入Φ177.8mm 套管环空间隙示意图
2、四开实施欠平衡钻井，奥陶系地层可能含有 H2S 等有害气体，要求水泥返至悬挂器， 属长封固段小间隙固井。由于环空间隙小（特别是尾管悬挂器处），即环空过流面积小，导 致固井施工中水泥浆的流动阻力增大，注替压力升高，易造成井漏和憋泵。
Φ508mm 导管×31m
Φ444.5mm 钻头×797m Φ339.7mm 表层×796.85m 水泥返地面
Φ177.8mm 套管回接至井口 水泥返深 2110m
244.5mm×177.8mm 悬挂器 回接筒顶深 2826.52m
Φ311.1mm 钻头×3003m Φ244.5mm 套管×3000.21m 水泥返深 573m
32
40
抗压强度(Mpa/72h)
≥14
≥14
100Bc 稠化时间(min)
354
390
5、采用过渡罐混合配浆，以增强水泥浆混和能，减小水泥浆密度的波动范围，保证注
入水泥浆密度均匀，使水泥浆的性能指标达到设计要求。
6、采用小排量、塞流顶替，尽量降低施工压力，减轻薄弱地层漏失风险。设计注入排
量 0.8 m3，顶替排量 1.2 m3，模拟注水泥过程注入与返出流量变化见图 3。模拟施工井口压
由于奥陶系目的层可能含 H2S 等有毒气体，工程设计要求各开次固井水泥返高要与上层 套管相接。二开Φ244.5mm 技术套管下深 3000.21m，固井水泥返至上层表层套管内。三开以 Φ215.9mm 钻头钻至奥陶系顶部，完钻井深 4509m，悬挂Φ177.8mm 尾管固井完井。Φ177.8mm 尾管与上层Φ244.5mm 技术套管重合 173.69m，尾管下深 4507.07m，固井水泥返高 2828m。 其后回接Φ177.8mm 尾管至井口，注水泥封固。四开采用欠平衡控压钻井方式、Φ152.4mm 钻头钻探奥陶系目的层，完钻井深 4846m，下入Φ127mm 尾管固井完井。
2、注水泥作业 固井前，按照固井技术规程进行地面管汇试压 20MPa，保证设备运转正常。 用一台水泥车连续注入密度为 1.03g/cm3 的冲洗液 8m3 和密度为 1.52g/cm3 的隔离液 19 m3，注入排量 0.8 m3/min。倒闸门连续注入领浆和尾浆。注入领浆 50.30 m3，注入尾浆 25.15 m3，注入排量 0.8 m3/min ～0.9m3/min，水泥浆密度最大 1.60g/cm3，最小 1.56g/cm3，水泥 浆密度波动为±0.02g/cm3，平均密度 1.58 g/cm3。 压胶塞，替入隔离液 4m3。替钻井液 57m3，替浆密度 1.45 g/cm3，顶替排量 1.2m3/min， 碰压排量 0.7-0.5m3/min，碰压压力 13MPa。泄压观察，放空正常。拔出尾管送入工具，循 环清洗出多余水泥浆。 候凝 72h 后，CBL 和 VDL 测井，水泥返高 2828m，封固段长 1681m，固井质量合格。
1、Φ215.9mm 井眼完钻井深 4509m，裸眼井段 1508.79m，下入Φ177.8mm 尾管，其套管 本体处理论环空间隙为 19.05 mm，在接箍处理论环空间隙仅为 10.72mm。环空小间隙，特别 是缩径井段，使完井管柱下入阻力增大，易造成卡套管和尾管提前座挂事故。
Φ177.8mm 套管本体
确保取得良好的冲洗、隔离和提高顶替效率的效果，创造良好的界面胶结环境。固井前置液
设计用量与性能见表 2.
表 2. 固井前置液设计用量与性能
前置液 密度 塑性粘度 动切力 设计长度 用量
类型 (g/cm3) (mPa.s) （Pa）
(m)
(m3)
冲洗液 1.03
/
/
240
8
隔离液 1.52
52
16
564
5、固井封固段长，水泥浆失重影响大。工程设计要求水泥浆返至东营组，封固段长 1680m。水泥封固段越长，失重影响越严重，压稳地层越困难，造成油气水窜的可能性越大。
6、沙三底有断层，石炭系有煤层，奥陶系风化壳胶结差，钻进中有渗漏现象，地层压 力安全窗口窄，固井有漏失的风险。
三、下尾管主要措施
1、钻到设计井深后循环洗井两周以上，短起下钻具至上层套管内，修整井壁，确保井 眼畅通，依油气上窜速度调整钻井液性能，控制油气上窜速度符合规定要求。补充防漏材料 和润滑剂，振动筛无钻屑返出，含砂量不大于 0.3%。保证中完电测顺利，为尾管下入打好 基础。
液，逐步提高排量，建立循环，然后转换钻井泵大排量循环洗井（钻进时排量），开启所有
净化设备，调整钻井液性能，降粘降切，保持钻井液良好的流动性能，压稳油气层，达到固
井施工要求。钻井液性能见表 1
表 1. 钻井液性能
项目
完钻前钻井液性能 调整后钻井液性能
密度(g/cm3)
1.44
1.45
漏斗粘度(s)
64
19
3、采用密度为 1.60g/cm3 的抗高温抗高压防窜轻质水泥浆体系固井。该体系稠化过渡
时间短、油气防窜性能强、低失水、浆体性能稳定、流变性好、水泥石韧性好。
4、采用双凝水泥浆固井技术，减小失重影响。为克服长封固段固井水泥浆失重的影响，
下部井段为速凝水泥浆，上部井段为缓凝水泥浆。当下部速凝段处于失重危险状态时，上部
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一、海古 1 井工程简况
海古 1 井是大港油田公司在岐口凹陷张东潜山构造部署的一口深层预探井，钻探目的是 预探张东背斜奥陶系含油气情况，由渤海钻探第三钻井公司承钻。该井设计井深 4980m，实 际完钻井深 4846m，提前完成勘探目的。该井钻遇地层为平原组、明化镇组、馆陶组、东营 组、沙河街组、中生界、上古生界石炭系、下古生界奥陶系。由于钻遇地层多，地层压力体 系差异大，井身结构设计为四开井，其井身结构如图 1。
2、电测完成后，先以原钻具通井，再用足尺寸双扶正器通井，去除虚泥饼，保证井眼 畅通，补充润滑剂，保证井壁具有良好的润滑性，减小尾管下入阻力。
3、按完井管柱设计连接管串，根据模拟设计每三根套管安放一只弹性扶正器，提高套 管居中度。
4、控制尾管下放速度，平稳下入尾管。尾管下放速度不超过 30m/min，防止波动压力 压漏薄弱地层。
5、连接送入工具后，禁止猛提猛放，控制尾管下放速度不超过 18m/min，防止悬挂器 提前坐挂事故。
6、由于裸眼段长，为减小开泵压力，避免压漏地层，实施分段小排量顶通循环，破坏 钻井液静态下的结构力，降低循环阻力，保证井筒安全，以利于尾管顺利下到设计井深。
四、注水泥施工主要措施：
1、尾管下到设计位置后，采用水泥车以 0.1m3/min～0.2m3/min 的小排量顶通井内钻井
3、小间隙固井水泥环薄，要求固井水泥胶结好、强度高。对于Ф215.9mm 井眼下Ф 177.8mm 套管，其套管本体处水泥环的理论厚度只有 19.05 mm。如此薄的水泥环若胶结差、 强度低，在油井投产作业时，由于井下工具的撞击等原因将会使水泥环造成裂纹、破碎，导 致地层油气水窜槽，影响正常生产。
4、沙二段泥岩与粉砂岩互层段有垮塌现象；石炭系中部煤层夹薄层泥岩段有垮塌现象， 下部泥岩段有缩径现象。最大井径 450.9mm，最小井径 198.1mm，平均井径 273.63mm。不规 则的井径将影响顶替效率。
Φ215.9mm 钻头×4509m Φ177.8mm 尾管×（2826.52-4507.07m） 固井水泥返至 2828m
177.8mm×127mm 悬挂器
Φ152.4mm 钻头×4846m Φ127mm 套管×(4377.09-4841.22m) 水泥返至 4377m
图 1 海古 1 井井身结构
二、海古 1 井Φ215.9mm 井眼下入Φ177.8mm 尾管固井难点分析
海古 1 井小间隙长封固段固井实践
杨士明 1 王佐忠 2 尹 伟 3 （1.中油集团渤海钻探工程技术研究院 天津滨海新区黄海路 170 号 300280；
2. 中油集团渤海钻探第三钻井工程公司生产技术科； 3. 中油集团渤海钻探第二固井公司研究所）
摘要：海古 1 井是大港油田公司在岐口凹陷张东潜山构造部署的一口深层预探井，钻探 目的是预探张东背斜奥陶系含油气情况，完钻井深 4846m。为更好的发现和保护油气层，工 程设计要求在奥陶系目的层实施欠平衡控压钻井。由于目的层埋藏深，井身剖面岩性复杂， 压力体系异常，该井采用四开井身结构。二开下入Ф244.5mm 套管封固东营组；三开下入Ф 177.8mm 尾管封至奥陶系顶部，为实施欠平衡控压钻井奠定基础。三开Ф215.9mm 钻头钻进， 完钻井深 4509m，裸眼井段长 1508.79m，水泥要求返至东营组。因此形成了Ф215.9mm 井眼 下Ф177.8mm 尾管、长封固段小间隙尾管固井完井难题。技术人员认真分析施工难点，制定 施工措施，精细施工设计，严密组织施工，注入密度为 1.58 g/cm3 的双凝水泥 75.45 m3， 水泥封固段长 1681m，固井质量合格，取得了深井长封固段、小间隙固井的成功经验。
钻探中，三开井段采用硅基防塌钻井液体系，最高钻井液密度为 1.45 g/cm3，钻遇沙河 街组、中生界、上古生界石炭系地层，岩性剖面复杂，胶结程度不一。沙二段砂泥岩互层段 和石炭系中部煤层夹薄层泥岩段均有垮塌现象，下部井段泥页岩有缩径现象，造成井眼不规 则。井深 3010m 模拟地层压力系数为 1.38，地层破裂压力系数为 1.57；井深 4000m 模拟地 层压力系数为 1.39，地层破裂压力系数为 1.60。三开井段存在钻井液密度窗口窄，固井发 生漏失的风险。因此，三开井段如何在Φ215.9mm 井眼安全下入Φ177.8mm 尾管和如何保障 小间隙、长封固段、窄密度窗口环境下的固井质量成为完井施工的关键。
五、固井施工效果
1、下尾管作业 尾管串结构：177.8mm 浮鞋+177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根梯扣套管+177.8mm ×梯 扣浮箍+177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根梯扣套管+177.8mm ×梯扣浮箍+177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根 梯 扣 套 管 + 球 座 +177.8mm ×P110 ×11.5mm × 梯 扣 套 管 串 + 密 封 短 节 +177.8mm ×P110 ×11.5mm ×1 根梯扣套管+244.5mm×177.8mm 悬挂器总成+送入工具+127mm 钻杆 尾管下深 4507.07m，每 3 根套管加装 1 只弹性扶正器，共 49 只。投球憋压 15Mpa，悬 挂器成功座挂。悬挂器下深 2831.55m，回接筒顶深 2826.52m。
46
含砂(%)
0.3
0.3
滤失量(mL)
5
5
泥饼厚(mm)
0.5
0.5
旋转粘度计读数θ3
17
4
旋转粘度计读数θ300
70
31ห้องสมุดไป่ตู้
旋转粘度计读数θ600
88
46
塑性粘度（mPa.s）
18
15
动切力（Pa）
26
8
n值
1.09
0.57
2、优化固井前置液组合和性能。采用化学冲洗液和高效隔离液组合，占环空高度 804m，
六、结论认识
1、对于长封固段小间隙井固井，井眼准备比常规井固井尤为重要。做到压稳油层、井 眼清洁畅通、井壁稳定润滑、完井液低粘低切防漏等，是保障顺利下套管和成功固井的前提。
力最大 12.24 MPa，见图 4。模拟施工井底压力见图 5，井底压力当量密度 1.53g/cm3，在安全
施工压力范围内。
图 3. 注水泥过程注入与返出流量变化
图 4. 注水泥过程井口压力变化
图 5. 注水泥过程井底压力变化 7、在尾管送入管串内合理运用间隔液，防止中心管提出后顶替液与水泥浆直接接触造 成污染，利于多余水泥浆安全洗出井外。 8、校正好流量计和泵排量，卡准替量，安全碰压。
缓凝段的静液柱压力可以起到补偿作用；当缓凝段降至水柱压力时，下部速凝段已经凝固，
从而可有效的防止气窜。双凝水泥浆设计及性能见表 3。
表 3. 海古 1 井双凝水泥浆设计及性能
项
目
速凝水泥浆
缓凝水泥浆
密度（g/cm3）
1.58
1.58
设计长度（m）
560
1120
实验温度（℃）
130
130
失水量(mL/7MPa30min)
Φ215.9mm 井眼
Φ215.9mm 井眼
19.05mm 10.72mm
Φ177.8mm 套管接箍
a. 本体处间隙
b. 接箍处间隙
图 2. Φ215.9mm 井眼下入Φ177.8mm 套管环空间隙示意图
2、四开实施欠平衡钻井，奥陶系地层可能含有 H2S 等有害气体，要求水泥返至悬挂器， 属长封固段小间隙固井。由于环空间隙小（特别是尾管悬挂器处），即环空过流面积小，导 致固井施工中水泥浆的流动阻力增大，注替压力升高，易造成井漏和憋泵。
Φ508mm 导管×31m
Φ444.5mm 钻头×797m Φ339.7mm 表层×796.85m 水泥返地面
Φ177.8mm 套管回接至井口 水泥返深 2110m
244.5mm×177.8mm 悬挂器 回接筒顶深 2826.52m
Φ311.1mm 钻头×3003m Φ244.5mm 套管×3000.21m 水泥返深 573m
32
40
抗压强度(Mpa/72h)
≥14
≥14
100Bc 稠化时间(min)
354
390
5、采用过渡罐混合配浆，以增强水泥浆混和能，减小水泥浆密度的波动范围，保证注
入水泥浆密度均匀，使水泥浆的性能指标达到设计要求。
6、采用小排量、塞流顶替，尽量降低施工压力，减轻薄弱地层漏失风险。设计注入排
量 0.8 m3，顶替排量 1.2 m3，模拟注水泥过程注入与返出流量变化见图 3。模拟施工井口压
由于奥陶系目的层可能含 H2S 等有毒气体，工程设计要求各开次固井水泥返高要与上层 套管相接。二开Φ244.5mm 技术套管下深 3000.21m，固井水泥返至上层表层套管内。三开以 Φ215.9mm 钻头钻至奥陶系顶部，完钻井深 4509m，悬挂Φ177.8mm 尾管固井完井。Φ177.8mm 尾管与上层Φ244.5mm 技术套管重合 173.69m，尾管下深 4507.07m，固井水泥返高 2828m。 其后回接Φ177.8mm 尾管至井口，注水泥封固。四开采用欠平衡控压钻井方式、Φ152.4mm 钻头钻探奥陶系目的层，完钻井深 4846m，下入Φ127mm 尾管固井完井。
2、注水泥作业 固井前，按照固井技术规程进行地面管汇试压 20MPa，保证设备运转正常。 用一台水泥车连续注入密度为 1.03g/cm3 的冲洗液 8m3 和密度为 1.52g/cm3 的隔离液 19 m3，注入排量 0.8 m3/min。倒闸门连续注入领浆和尾浆。注入领浆 50.30 m3，注入尾浆 25.15 m3，注入排量 0.8 m3/min ～0.9m3/min，水泥浆密度最大 1.60g/cm3，最小 1.56g/cm3，水泥 浆密度波动为±0.02g/cm3，平均密度 1.58 g/cm3。 压胶塞，替入隔离液 4m3。替钻井液 57m3，替浆密度 1.45 g/cm3，顶替排量 1.2m3/min， 碰压排量 0.7-0.5m3/min，碰压压力 13MPa。泄压观察，放空正常。拔出尾管送入工具，循 环清洗出多余水泥浆。 候凝 72h 后，CBL 和 VDL 测井，水泥返高 2828m，封固段长 1681m，固井质量合格。
1、Φ215.9mm 井眼完钻井深 4509m，裸眼井段 1508.79m，下入Φ177.8mm 尾管，其套管 本体处理论环空间隙为 19.05 mm，在接箍处理论环空间隙仅为 10.72mm。环空小间隙，特别 是缩径井段，使完井管柱下入阻力增大，易造成卡套管和尾管提前座挂事故。
Φ177.8mm 套管本体
确保取得良好的冲洗、隔离和提高顶替效率的效果，创造良好的界面胶结环境。固井前置液
设计用量与性能见表 2.
表 2. 固井前置液设计用量与性能
前置液 密度 塑性粘度 动切力 设计长度 用量
类型 (g/cm3) (mPa.s) （Pa）
(m)
(m3)
冲洗液 1.03
/
/
240
8
隔离液 1.52
52
16
564
5、固井封固段长，水泥浆失重影响大。工程设计要求水泥浆返至东营组，封固段长 1680m。水泥封固段越长，失重影响越严重，压稳地层越困难，造成油气水窜的可能性越大。
6、沙三底有断层，石炭系有煤层，奥陶系风化壳胶结差，钻进中有渗漏现象，地层压 力安全窗口窄，固井有漏失的风险。
三、下尾管主要措施
1、钻到设计井深后循环洗井两周以上，短起下钻具至上层套管内，修整井壁，确保井 眼畅通，依油气上窜速度调整钻井液性能，控制油气上窜速度符合规定要求。补充防漏材料 和润滑剂，振动筛无钻屑返出，含砂量不大于 0.3%。保证中完电测顺利，为尾管下入打好 基础。
液，逐步提高排量，建立循环，然后转换钻井泵大排量循环洗井（钻进时排量），开启所有
净化设备，调整钻井液性能，降粘降切，保持钻井液良好的流动性能，压稳油气层，达到固
井施工要求。钻井液性能见表 1
表 1. 钻井液性能
项目
完钻前钻井液性能 调整后钻井液性能
密度(g/cm3)
1.44
1.45
漏斗粘度(s)
64
19
3、采用密度为 1.60g/cm3 的抗高温抗高压防窜轻质水泥浆体系固井。该体系稠化过渡
时间短、油气防窜性能强、低失水、浆体性能稳定、流变性好、水泥石韧性好。
4、采用双凝水泥浆固井技术，减小失重影响。为克服长封固段固井水泥浆失重的影响，
下部井段为速凝水泥浆，上部井段为缓凝水泥浆。当下部速凝段处于失重危险状态时，上部