小井眼及高温高压井的固井设计与施工特点

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小井眼修井技术的特点及其应用研究

小井眼修井技术的特点及其应用研究作者：李亚彤来源：《科教导刊·电子版》2017年第24期摘要小井眼开发技术可以降低建井成本，对于低产油气田的经济有效开发具有重要意义。

而小井眼修井技术由于其成本低、综合效益显著的特点，得到了较好的应用。

本文介绍了辽河油田小井眼修井技术的特点，对小井眼修井技术的实际应用进行了探讨，针对小井眼修井技术的进一步应用提出了认识与建议。

关键词小井眼修井技术特点应用研究中图分类号：TE358 文献标识码：A1小井眼修井技术的特点（1）技术难度大。

辽河油田在油田开采的过程中，为了降低开采的成本以及保护周边的环境，常常采用丛式井组开发，并且斜井多以小井眼为主。

这些斜井以及丛式井组的存在，从根本上增加了修井的难度。

在实践的过程中，主要表现为作用点很难送到卡点上，这一困难直接导致了打捞入鱼困难，上提力很难充分的作用到卡点上。

（2）砂卡井多。

由于井眼容积小，再加上井内有一定容积的管柱，井眼内空间就变得更小。

当遇到少量的砂，井眼内也会出现较大的柱状砂体，从而导致砂卡现象的发生。

这种现象还经常发生在刮削作业、通井中、通井规以及井口落物卡等中。

（3）配套工具可靠性差。

在辽河油田的小井眼中，主要是以 101.6mm为主，它的套管内径也就仅有 86mm。

这种明确的规格在很大的程度上就对修井作业配套工具的外径尺寸起了一个限制作用，市面上大部分的常规修井工具都不符合，无法满足小井眼的修井作业。

因此，就必然造成了小井眼修井工作的配套工具品种少，无法满足井下工作的强度，可靠性变差。

2小井眼修井技术的实际应用（1）小套管化学堵漏工艺。

这种工艺的应用，要按照一定的顺序进行，首先得由工程测井和双封找漏手段来确定漏失的位置，然后将HT101套管堵漏剂用下油管挤封或管内平推的方法注入到这个位置，最后才能实现堵漏。

这种工艺已经应用到了多口小井眼油井中，并且取得了良好的效果。

（2）活动解卡技术。

在辽河油田的开发过程中，必定少不了解卡技术。

小井眼修井技术的特点及其应用研究

小井眼修井技术的特点及其应用研究小井眼修井技术在油田开发和生产的过程中有着非常广泛的应用，当井眼出现问题时，该技术可以快速高效的恢复油田的生产。

本文主要针对小井眼修井技术所具有的特点以及小井眼修井技术的具体应用两个方面的问题进行了详细地探讨和分析。

标签：小井眼；修井技术；应用策略随着经济的不断发展和科技的不断进步，我国很多产业在进行生产的过程中需要石油作为能源物质，因此油田的开发和生产工作对于我国社会的进步来说有很重要的作用。

小井眼修井工作能够在油井出现问题时帮助其尽快恢复生产，因此对小井眼修井技术的特点及其应用进行分析是一项非常重要的工作。

1、小井眼修井技术所具有的特点分析1.1小井眼修井技术具有一定的难度由于丛式井组可以在很大程度上节约土地面积，提高资源的利用效率以及实现油田开发工作的简化和优化，因此在很多油田中都会存在丛式井组。

相关人员在克拉玛依油田进行生产的过程中，会发现油田中存在数量不少的丛式井组，同时克拉玛依油田的小井眼中还有许多斜井，虽然斜井和丛式井组在油田开发的过程中能够发挥一定的作用，但是由于斜井以及丛式井组在油田中的数目过多，导致小井眼修井技术的复杂度在很大程度上有所提高，那么与此同时修井工作的难度就会增加。

工作人员在油田进行具体实践工作的过程中，必须尽可能准确地将作用力疏导在规定的卡点上，但是与其他工作相比，这项工作的难度非常大，是小井眼修井技术中的重点，同时也是修井工作中的难点。

如果工作人员在工作的过程中不能保证其精确度，那么就会在一定程度上影响打捞工作的正常操作。

1.2小井眼修井技术容易出现砂卡的现象大部分小井眼的容积相对来说都较小，井眼里面还有必须要占据一定容积的管柱部分，这样井眼内部的空间就会进一步变小。

在这种情况下，相关工作人员在进行小井眼修井工作的过程中，即便是使用数量非常小的工业用砂，井眼的位置还是会出现柱状的砂体，而且这种砂体无论是体积还是长度都比较大，这样工作人员在对小井眼进行修缮的过程中就非常容易出现砂卡的情况。

小井眼固井工艺技术研究及现场应用

小井眼固井工艺技术研究及现场应用小井眼固井工艺技术与常规井固井有着很大的不同，需要做好固井工艺技术研究和试验。

本文对小井眼固井工艺技术存在的难点进行分析，并针对难点提出相应的解决措施，并对小井眼固井泥浆体系进行了研究，然后对固井施工过程中的压力控制进行了探讨。

标签：小井眼进固井;水泥环;工艺技术小井眼钻井技术主要应用在低压力、低渗透性和产量较低的油气田开发，可以更好地降低钻井成本，提升钻井作业效率。

小井眼固井质量直接影响到油气井使用寿命和油气产量，采取的固井工艺技术成为保证正常地油气开采发挥出重要作用。

1小井眼固井工艺技术存在的难点小井眼形成的井筒空间比较小，会比常规井筒固井施工存在着更多的困难，主要的难点有：1）固井形成的水泥环厚度较小，水泥不具备较高的强度，水泥环与地下储层、套管相互间建立起的胶结质量无法得到保证。

2）小井眼钻井技术采取的套管和井筒形成环状空间，会比普通钻井形成的井眼尺寸要小许多，某油田开发区块，应用6英寸钻头进行钻井作业，对井筒中下放4英寸的套管，油套环形空间的间隙要比普通8英寸钻头进行钻井作业采用的5英寸油套管缩小一倍，油气储层中的流体在环形空间中产生上返现象，环空循环压力会存在着较大的损耗，防漏方面存在着较大的困难。

3）对小井眼钻井形成的井筒进行固井作业，所采用的水泥浆数量为普通钻井的30%，注入的水泥浆会和地下储层产生短时间的接触。

环形空间的间隙尺寸较小，保证套管处于中心位置难度较大。

受到地下储层承受压力方面的制约，需要以较小的排量进行实现注替作业。

如果无法实现有效地顶替出钻井液，会对水泥浆固井质量造成不利的影响。

2小井眼固井工艺技术难点解决措施对小井眼固井采取的泥浆配比、前置液及隔离液进行改进和完善，优化泥浆具备的流变怀能，减小固井液流动时形成的阻力。

针对G级油气井，需要水泥浆中添注一定数量的外加剂，改进水泥浆硬化时产生的物性改变，不断加强水泥环具备的胶结强度。

针对小井眼施工所采取钻井液、固井液具备的力学特点进行分析和研究，优选水泥砂浆来改进顶替流态，确定最为合理泥浆排量，对地下储层流体的环空返速进行有效控制，减小环空压力产生损耗，从而起到有效的渗透作用。

小井眼固井技术

小井眼固井技术09级钻井2班付波摘要本文分析了辽河油田侧钻井固井质量差、寿命短的原因，以及解决方法；介绍了提高侧钻井小井眼固井质量理论成果和综合技术措施，并从小井眼与套管环空间隙、微台阶扩孔技术、小井眼固井技术、固井配套工具几个方面展开了具体论述；通过理论研究与现场应用，形成了适合辽河油田特点的提高侧钻井固井质量配套工艺技术。

侧钻井技术具有减少新开发井眼数量，相应减少钻井进尺，合理布局油田开发井网，减少环境污染，降低开发成本等优点。

辽河油田自90年代初期开始应用该项技术来提高采收率、延长油气井的生产周期，至今已完成各类侧钻井1800多口，实现了经济有效地提高老油田储量动用程度的目标。

但是，随着时间的推移，侧钻井自身存在的问题逐渐暴露出来，最明显的特征是固井质量差、寿命短，其寿命远低于普通生产井寿命，平均仅为2年左右，直接影响到侧钻井技术的应用前景。

本文针对存在的问题，通过研究和实践，探索出一套适合本地区特点的提高侧钻小井眼段固井质量技术，为侧钻井技术的进一步应用提供了技术支持。

一、侧钻井小井眼段固井质量影响因素分析针对不同区块，不同岩性对固井工艺的要求不同，提高固井质量的方法也不尽相同。

为了增强解决问题的针对性，我们选择了侧钻井问题比较严重的锦45块进行研究，并对造成锦45块侧钻井停产的原因进行了调查。

该区块自1992年开始实施侧钻作业，到2001年底已累计完成侧钻井320口，完成的320口侧钻井中已有188口井关井，占侧钻井总数的58.8％，188口关停井中96口井因高含水关井，占停产井总数的51.1％；套管损坏停产井42口，占22.3％；落物停产井24口，占12.8％；因地层原因造成的停产井为26口，占13.8％。

侧钻井平均寿命为2.5年。

统计结果表明，高含水和油井套管损坏是造成其停产的主要原因。

综合研究分析，侧钻井高含水和油井套管损坏主要是水泥石封固质量不好，引起层间互窜和套管错位扭曲损坏，最终导致油井停产，综合分析侧钻井固井质量影响因素有四个方面：1、环空间隙小" (Φ137.9mm)套管侧目前辽河油田的侧钻井主要有7" (Φ177.8mm)套管侧钻井和51/2钻井两类。

高温高压井固井设计原则

高温高压概念
塔里木油田油气井一般比较深，塔里木油田油气井一般比较深，地层压力较高，温度梯度较低。结合油田实际，力较高，温度梯度较低。结合油田实际，认定地层孔隙压力＞ (10000psi)，认定地层孔隙压力＞69MPa (10000psi)，或地层孔隙压力系数＞1.80，或地层孔隙压力系数＞1.80，井底温度＞130℃（BHCT＞110℃）都为高温高压 130℃（BHCT＞110℃）井。
水泥、水泥、外加剂品种多
12 1/4″ 9 5/8″ 8 1/2″ 7″ 5 7/8″ 5″
3.95mm
11.1mm
气窜的潜在性
一高温高压深井固井设计基本原则
1 高温高压深井固井设计的基本原则包含对如下问题的考虑 1）高温高压深井固井的难点分析井底循环温度（BHCT） 2）井底循环温度（BHCT）的准确计算 3）高密度水泥浆的稳定性设计 4）提高技术套管固井质量问题大段、 5) 大段、多套岩盐层复合盐层固井关键技术的应用 6）提高深井固井成功率的有效措施窄压力窗口（易喷易漏） 7）窄压力窗口（易喷易漏）井固井要求 8）深井尾管长水泥段温差过大如何固井的问题
高温高压深井固井设计基本原则
稠花时间=泵送时间+1小时的安全余量。 +1小时的安全余量 5. 稠花时间=泵送时间+1小时的安全余量。 6. 对尾管固井都根据尾管顶部的BHST和压力做水泥浆强度试验从而规对尾管固井都根据尾管顶部的BHST和压力做水泥浆强度试验从而规 BHST 定最短的候凝时间。顶部强度不得低于500psi/24hr 3.5MPa/24hr）。 500psi/24hr（定最短的候凝时间。顶部强度不得低于500psi/24hr（3.5MPa/24hr）。控制水泥浆失水量。用于层间的封隔， 7. 控制水泥浆失水量。用于层间的封隔，不管是技术套管还是生产套管规定水泥浆失水量在100mL以下；尾管固井30mL以下。 100mL以下 30mL以下水泥浆失水量在100mL以下；尾管固井30mL以下。尾管顶部按国外的先进方法留60~152m的水泥塞。 60~152m的水泥塞 8. 尾管顶部按国外的先进方法留60~152m的水泥塞。顶替速度应小于1.5m/min 1.5m/min。符合国外专家提出的低替速技术, 9. 顶替速度应小于1.5m/min。符合国外专家提出的低替速技术,他们已经验证过,如果泵速在0.79~1.29m /min,可能破坏井眼激动压力压漏地层。可能破坏井眼, 证过,如果泵速在0.79~1.29m3/min,可能破坏井眼,激动压力压漏地层。隔离液密度低于水泥浆而高于钻井液至少0.12g/cm 10. 隔离液密度低于水泥浆而高于钻井液至少0.12g/cm3，隔离液长度占环形空 230m接触时间不少于10min。接触时间不少于10min 间230m接触时间不少于10min。处理泥浆按国外的最佳要求：泥浆塑性粘度≦5.7帕泥浆屈服值≦ 11. 处理泥浆按国外的最佳要求：泥浆塑性粘度≦5.7帕；泥浆屈服值≦2.39 泥浆失水量≦5mL。帕；泥浆失水量≦5mL。如果地层含有H 12. 如果地层含有H2S和CO2应按复杂井处理 13. 如果是大套盐膏层或长尾管长水泥浆段固井应使用新的固井方法

高温高压井固井设计原则

高温高压概念
哈里巴顿提出
温度：地层温度＞150℃（大于300℉）属于高温度：地层温度＞150℃（大于300℉） 300℉ 温，地层温度＞180℃属于超高温；地层温度＞180℃属于超高温；属于超高温压力：地层孔隙压力＞压力：地层孔隙压力＞69MPa(10000psi) 或地层孔隙压力系数＞1.80为高压。层孔隙压力系数＞1.80为高压。为高压
水泥浆性能设计要求
失水实验。在失水实验中是在1000psi 7MPa)的压差进 1000psi（ 6. 失水实验。在失水实验中是在1000psi（7MPa)的压差进行的。控制失水就是控制滤饼的渗透率。行的。控制失水就是控制滤饼的渗透率。动态条件下的失水量比静态的失水量高，失水量比静态的失水量高，目前可在动态中测量失水量。在作业中控制失水的要求和程度是很关键的，在作业中控制失水的要求和程度是很关键的，下面给出了挤水泥失水量的具体要求，了挤水泥失水量的具体要求，也适用于套管固井。
抗压强度实验。 5. 抗压强度实验。恢复钻进、恢复钻进、射孔等对于抗压强度的要求是非常重要的。当井下循环温度大大地超过水泥柱顶部温度水泥柱顶部强度的增长可能成问题。时，水泥柱顶部强度的增长可能成问题。当固尾管时常常发生这种现象。时常常发生这种现象。在这种情况下还应该测量水泥柱顶部抗压强度的增长。泥柱顶部抗压强度的增长。
结合油田实际认定地层孔隙压力69mpa10000psi或地层孔隙压力系数180井底温度130bhct110都为高温高压地层孔隙压力破裂压力窗口窄钻井液密度安全窗口小井漏井身结构复杂小间隙固井工艺复杂水泥浆体系复杂水泥外加剂品种多气窜的潜在性121417121338395mm111mm高温高压深井固井设计的基本原则包含对如下问题的考虑1高温高压深井固井的难点分析2井底循环温度bhct的准确计算3高密度水泥浆的稳定性设计4提高技术套管固井质量问题大段多套岩盐层复合盐层固井关键技术的应用6提高深井固井成功率的有效措施7窄压力窗口易喷易漏井固井要求8深井尾管长水泥段温差过大如何固井的问题高温高压深井固井设计基本原则抗高温水泥浆设计注意配方性能水泥量

高温高压小井眼尾管固井技术应用

3 固井综合配套技术措施及施工
龙 16 井 127 mm 尾管固井作业前井下条件十 3 分复杂 ,钻井液密度高达 2134 g / cm 仍有强烈的油气显示 ,井底温度 13916 ℃。同时 ,小井眼、小套管、小环空间隙、深井、超高钻井液密度条件下尾管固井 ,其地层压力高 ,井底温度高 ,油气显示频繁强烈 , 喷漏同存 , 地质情况十分复杂。同时 , 由于 17718 mm 套管未能全部封固 21519 mm 井眼 , 人为留下了 53166 m 大尺寸井眼段 , 工程地质问题突出 , 压稳、防漏十分困难 ,固井质量很难得到保证。概括而言 , 127 mm 尾管固井施工的主要难点有 4 点。 2. 1 套管顺利下至预计井深难度大尾管悬挂器入井后 ,除不能转动套管外 ,受送入钻具能力的影响 ,送尾管遇阻卡后采用上下活动的范围也有局限。提前开泵易造成尾管中途坐挂。随着相对于井眼较大尺寸带双浮箍套管串的下入 , 环空间隙进一步减小 ,送尾管时若下放速度稍快 ,可能引起过大激动压力而导致井漏 ,从而诱发井下气侵、井漏复杂 ,处理难度和风险均较大。
1 龙 16 井井身结构
龙 16 井
31112 mm 井眼以上 , 实际井身结构
与设计井身结构一致 , 66014 mm ×102 m ( 508 mm ×100125 m ) + 44415 mm ×1700 m ( 33917 mm × 1688119 m ) + 31112 mm × 4752 m ( 24415 mm × 4749166 m ) , 24415 mm 套管采用分级固井。 31112 mm 井眼以下 , 21519 mm 井眼原设计钻 6250 m ,下 17718 mm 尾管至 6248 m , 24415 mm 套管内采用 19317 mm 套管回接。实际 17718 mm 下深 5775116 m , 17718 mm 套管采用悬挂 , 19317 mm 回接固井。因此 , 只有采用 14912 mm 钻头钻达井深 5988 m , 下入 127 mm 套管 , 在 14912 mm 井眼中完成 127 mm 固井工作。钻井过程中 ,直接发现油气显示层 37 个 , 其中 3 21519 mm 井眼采用钻井液密度 2114 g / cm 钻至井深 5826 ～5828 m 发生严重气侵、井漏 , 后经复合桥浆及注水泥堵漏成功 ,为防止再次出现上喷下漏、又喷又漏的复杂情况 ,决定不钻开 5826 ～5828 m 主要涌漏层 , 17718 mm 套管下至井深 5775116 m。

小井眼开窗侧钻井固井工艺技术

小井眼开窗侧钻井固井工艺技术发布时间：2022-09-01T12:46:32.653Z 来源：《科技新时代》2022年2月3期作者：徐志明[导读] 石油是我国重要的能源，徐志明中海油服钻井事业部;天津300452摘要：石油是我国重要的能源，而对于石油开采技术方面的研究一直没有停止。

我国的科技水平在时代的发展中有了显著提升，我国在石油开采技术研究方面也有了重大突破，要想在石油开采工作过程中将固井效果达到最佳，需要采用科学有效的石油开采技术，而小井眼开窗侧钻井固井技术就是我们现阶段需要重点研究的技术手段，这项技术能够有效提升固井的效果。

基于此，本文针对小井眼开窗侧钻井固井工艺技术进行分析研究，主要研究这项工艺技术在应用过程中的局限性和应用策略，希望能为国家相关工作提供一些理论参考。

关键词：小井眼；开窗测钻井；固井技术我国在整体经济高质量发展的过程中，科学技术也在不断进步，我国钻井技术也得到了有效提升。

在钻井固井的施工过程中，通过使用小井眼开窗侧钻井固井工艺技术，不仅能够提高石油开采的工作效率，同时还能有效降低工程施工过程中的成本。

这项技术随着时代的发展，已经逐渐出现不能够满足现代化开采工程发需求，因此需要对小井眼开窗侧钻井固井工艺技术进行改革和创新，结合着我国石油的生产规模来对这项技术进行针对性的升级和创新，从而让这项技术能够在新时代背景下为我国石油开采工作创造更高的价值。

1小井眼固井工艺技术的应用局限性分析固井工艺技术不同于其他生产技术，它具有特殊性质。

在采用固井工艺技术的过程中，首先需要全面分析矿井开采的具体工作流程，从不同的角度去分析固井工艺技术的应用情况以及技术特点，这项技术的局限性也是我们需要重点考虑的内容，从而能够更加有效的提升固井工程的效率和质量[1]。

下面是对小井眼固井工艺技术局限性的分析：1.1使用不配套工具对小井眼固井工艺技术的运用造成的影响在进行小井眼矿井的开采工作时，想要将小井眼固井技术的作用充分发挥出来，首先就需要找到与这项技术形成高度配合的工具[2]。

龙16井高温高压小井眼尾管固井技术

中图分类号：Ｔ２６．Ｅ５４文献标识码：Ｂ文章编号：１００６—７８２０）４— ０７—０６Ｘ（０８００２３
九龙山构造位于四川盆地北部山区，油气勘其
５７５１。１７８ｍ套管固井后，用１９２７．６ｉ７．ｍｎ采４．
志留系
组地层完钻并固井，为储层产能评价提供依据管采用悬挂、２４５ａ１７８ｎｎ套回接固井。
、
井的基本情况
表２龙１实际井身结构６井钻头程序
６．ａｍ ×１２ｍ６０４ｒ０４．ｌｌ ×１０４４５ｌｌ７０ｍ３１．ａｍ ×４５１２ｒ７２ｍ
地层仅２口，明程度低，造飞仙关以下地层，探构压力系数在１９２０．５～．２之间，向裂缝发育，漏频纵井繁，井液密度安全窗口窄，易出现 “ 喷同存 ” 钻极漏复杂情况。龙ｌ钻井过程中因井下情况过于复６井杂，前下入１７８ｍ油层套管固井，改钻井设提７．ｍ更
１．ａｍ ×５８８４９２ｒ９ｍ
１７ｍｍ ×５９４．６ｍ２７６
注：４．ｍ２５ｍ套管采用分级固井、７．ｒｍ套管采用悬挂、１７８ａ回接固井，完钻层位茅口纽。
钻至井深５８６～２发生严重气侵、２５８８Ｉｎ井漏，后经
摘
要：龙１６井是四川盆地川北低平褶皱带九龙山构造上的一口重点预探井，设计四开四完井身结构，原

小井眼开窗侧钻井中固井工艺的控制要点

随着科学技术的发展，能源生产技术也有了相应提升，小井眼开窗侧钻技术就是其中一种新型能源开采技术。

该技术与传统技术相比，可以改善传统技术中套管等相关设备容易受到损坏的问题，不仅可以提高能源的生产效率，同时可以有效的降低生产成本，促进我国能源产业的稳定持续发展。

但是在目前的小井眼开窗侧钻井技术中，其固井工艺方面还存在许多问题，在施工中需要加以注意。

1 当前固井工艺中存在的问题1.1 固井工艺相关的设备不完整目前我国的石油开采工作中，深井和超深井的开采难度较大并且在这方面一直没有相关技术的支持。

在不断的技术研发中，固井技术对于深井和超深井的开采有了些许实际应用价值。

但是固井技术的成功实施是以相关设备工具配套完整为前提，固井技术不同于传统技术，对配套设备以及施工规范有着很高的要求，设备是否配套与能源开采能否顺利进行有着直接关系，工具不配套会阻碍施工进程。

1.2 钻井井眼的曲率半径不满足施工要求在实行固井技术时，如果钻井井眼的速率半径过小，会给套管的置入增加难度。

因为在实行开窗侧钻井的过程中，其钻取会发生不同程度的弯曲，导致水平井或者定向井的形成。

钻具在钻井时会产生下压力，同时这个下压力将钻具推入高曲率井段中，导致井具损坏，之后在取出钻具的过程中，由于曲率半径过小无法将其取出，从而导致套管置入难度加大。

2 固井工艺中的控制要点2.1 施工因素固井技术的施工情况与施工环境有着直接联系，所以在实施固井技术时应对施工环境进行控制。

水泥石的强度、水泥环的厚度以及水泥浆的用量都是控制要点。

小井眼固井工艺与传统井眼相比较而言，水泥石强度过低、水泥环较为薄弱时其套管、井筒之间的环形空间较小，导致流体上返时产生较大的环空循环压，增大了防侧漏难度。

固井技术中使用到的水泥浆量仅为传统技术中水泥浆用量的三分之一，这直接导致地层和水泥浆两者之间没有接触时间和接触空间，环空过小不利于套管的扶正，增大了水泥封固的难度。

2.2 井眼轨道控制小井眼开窗侧钻的主要施工难度就是井眼的曲率半径比常规井眼小很多，分析原因是在实施小井眼开窗侧钻技术时，开窗处的上层套管会被穿透，导致曲线狗腿的产生并且井网以及开窗点的位置也会直接影响井眼轨迹。

小井眼开窗侧钻井中固井难点分析与对策

技术与检测Һ㊀小井眼开窗侧钻井中固井难点分析与对策田振华摘㊀要:侧钻方式的选择决定着油井的开发水平ꎬ侧钻方式主要有段铣侧钻及开窗侧钻两种ꎮ近年来ꎬ大多数钻井工作稳步推进ꎬ大大减少了劳动力的消耗ꎬ小井眼开窗侧钻井固井施工可以有效降低生产成本ꎬ不同程度地提高生产质量ꎮ当前油田的生产模式多数为开放性生产ꎬ会对套管造成变形和损坏ꎬ给生产造成很大的困扰ꎬ同时也不利于发展ꎬ这时小井眼开窗侧钻井固井技术就显得尤为重要了ꎮ关键词:固井工艺ꎻ小井眼开窗侧钻ꎻ固井难点ꎻ解决措施㊀㊀小井眼开窗侧钻水平井钻井技术是一种新兴的开采技术ꎬ是一种综合型技术ꎬ包括定向井技术㊁水平井技术㊁小井眼钻井技术等ꎬ是当下应用最为广泛的技术ꎬ这项技术对于处理老化的油井效率非常高ꎬ而且不会耗费大量的成本ꎬ但是必须拥有较高的技术水平ꎬ否则难以针对地下油井瞬息万变的情况做出具体的调整措施ꎮ该项技术不只是处理油田老化的情况ꎬ还对油井的各种情况都有较强的治愈效果ꎬ能够恢复各种油井的生产情况ꎬ包括停产井㊁套损井㊁报废井㊁低产井等ꎬ能够有效地处理油井中发生的各种情况ꎮ随着现代化技术的快速发展ꎬ小井眼开窗钻井固井技术的应用也越来越广泛ꎬ其应用可以降低投入成本ꎬ提高生产质量ꎬ文章通过分析固井工艺的现状及发展前景ꎬ同时就固井工艺中存在的问题展开讨论ꎬ找出固井工艺中的控制难点和解决措施ꎬ从而提高施工质量ꎮ一㊁浅析固井工艺的现状及发展固井工艺的应用可以提高油田的开采速度ꎬ对深井和超深井的开采有着独到的应用方式ꎬ在应用过程中ꎬ尾管固井技术的采用提高了施工速度ꎬ同时在安全性上也有很大的保证ꎮ目前我国固井技术逐渐向着分支井和大位移动水平井的方向发展ꎬ在顶替效率和泥浆性能方面有着很大的保障ꎬ并逐渐形成了完整的工艺配套ꎬ提高了开采产量ꎮ二㊁固井工艺中存在的问题(一)固井工艺使用的工具不配套当前我国石油的开采在深井和超深井方面一直处于薄弱环节ꎬ在多数小井眼的开采过程中ꎬ固井工艺技术所使用的工具将会和施工规范有着很大的差别ꎬ工具的配套使用是高技术应用的关键和基础ꎬ工具不配套使用将会导致施工进度无法达到规划要求ꎬ此外还会导致相关问题出现ꎬ尤其是在深井和超深井的应用中出现ꎮ(二)钻井井眼的速率半径小钻井井眼的曲率半径小也是固井工艺生产中的一个主要问题ꎬ开窗侧钻井的钻取在操作过程中会发生弯曲ꎬ井眼会形成水平井或定向井ꎮ钻具钻井过程中ꎬ下压力会推动钻具进入高曲率井段ꎬ容易造成井具的失效破坏ꎬ同时ꎬ在钻具提取过程中ꎬ也会造成钻具无法取出ꎮ在具体固井中ꎬ经验速率半径小将会导致下管难度较大ꎮ三㊁固井工艺中的控制难点小井眼固井工艺受到其自身环境的影响ꎬ在正常施工中其难度将会大大增大ꎬ主要表现在水泥环较薄ꎬ水泥石的强度较低水泥石与套管的胶结质量达不到施工要求ꎬ和常规井眼相比较ꎬ小井眼的套管和井筒的环形空间小ꎬ流体上返产生的环空循环压耗大ꎬ防侧漏难度较大ꎬ给施工造成很大的技术难题ꎮ此外小井眼固井时所用的水泥浆用量是常规经验施工时所用水泥量的三分之一ꎮ水泥浆和地层接触的时间较短ꎬ环空过小ꎬ给套管扶正造成很大影响ꎬ此种情况给水泥的封固带来很大负担ꎮ施工中小井眼固井难度大ꎮ其中一条重要的因素是小井眼开窗侧钻井眼的曲率半径过小ꎬ其原因在于小井眼开窗侧钻井的位置ꎬ开窗将上层套管穿透后ꎬ将会形成一个曲线狗腿ꎬ井眼轨迹发生变化ꎬ同时也和井网有很大关系ꎮ井眼轨道控制是钻井控制中的重中之重ꎬ严格控制井眼的增斜段和水平施工段也是保证完成钻井任务的必要措施手段ꎬ在设置过程中ꎬ要根据螺杆钻具方位角的变化程度来完成计算ꎬ同时也要根据现场施工情况来调整钻井参数ꎮ地层压力过低造成固井质量不合格也是固井工艺施工中常见的一种现象ꎬ此种现象在固井工艺技术控制中的重点和难点ꎬ在侧钻井部位ꎬ油层部位层底压力多低于静夜柱压力ꎬ而水泥浆的密度通常保持在１.８ｇ/ｃｍ３以上ꎬ在环空较大阻力情况下ꎬ水泥浆多数注入到油层ꎬ从而造成水泥返高达不到要求ꎬ故而影响固井ꎮ四㊁固井工艺难点的解决措施由于小井眼的套管和井筒的环形空间小ꎬ造成侧漏现象严重ꎬ所以文章就侧钻井管和环空间隙进行分析时ꎬ可以通过控制固井施工中的两个压力ꎬ小胶塞和大胶塞的复合对碰以及大胶塞与球座的碰压来提高固井质量ꎮ在控制侧钻井井眼曲率时ꎬ其曲率过小将会增加动力钻具造斜井段以及扭方位井段的井眼长度ꎬ侧面增大了井眼轨迹控制的工作量ꎬ影响钻井速度ꎮ井眼曲率也不宜过大ꎬ曲率过大造成钻具偏磨㊁增大摩擦力以及起落钻难度ꎬ更会造成键槽卡钻ꎮ施工中ꎬ曲率最佳控制在７ʎ~１６ʎ/１００米ꎬ最大不超过２０ʎ/１００米ꎮ针对地层压力过现象造成的固井质量问题ꎬ在具体施工时ꎬ可在离碰压２ｍ３时ꎬ将排量降至０.２~０.３ｍ３/ｓꎬ可以提高质量和安全ꎬ进一步解决此类问题ꎮ此外ꎬ还应对洗井程序进行优化ꎬ可以通过固井卸压后ꎬ补压５ＭＰａꎬ避免悬挂器上方留塞ꎮ合理地选择环空间隙ꎬ可以有效增加水泥环的厚度和韧性ꎬ从而提高水泥浆的承载力ꎬ最终达到水泥环封固油井的目的ꎮ在固井技术的选用控制上ꎬ应该按照实际生产条件ꎬ结合各项技术的优缺点和质量要求来选用ꎬ在参数设计过程中ꎬ也要结合具体的地质环境和现场施工要求ꎬ从而减少因设计片面而造成应用存在安全隐患ꎮ五㊁结语小井眼开窗侧钻固井工艺直接关系到石化企业的生产效果和质量ꎬ必要技术的采用和关键性技术的控制至关重要ꎬ在正常施工中ꎬ要根据具体的生产情况ꎬ合理采取应对措施ꎬ减少过多不利因素对生产的影响ꎮ参考文献:[１]冯克满.小井眼开窗侧钻井固井工艺技术[Ｊ].化工管理ꎬ２０１４(２):１９６.[２]刘鹏ꎬ牛卫斌ꎬ程欢.开窗侧钻井固井技术研究与应用[Ｊ].中国石油和化工标准与质量ꎬ２０１８(２):５３.作者简介:田振华ꎬ中原石油工程有限公司固井公司ꎮ７６１。

各类修井作业的技术特点及安全技术要求

各类修井作业的技术特点及安全技术要求修井作业是指对已经完成钻井的井口进行各类维护、改造、修复或加强的作业。

根据修井的具体需求和施工方式的不同，可以分为清井、固井、插管、改造、裸眼井等不同类型的修井作业。

下面将对各类修井作业的技术特点和安全技术要求进行详细介绍。

一、清井作业清井作业是指对已完钻井井口进行清扫、清洗、清除井壁杂质等作业。

它的技术特点和安全技术要求如下：1. 技术特点：(1) 装备简单：清井作业通常是利用高压水射流进行清除井壁杂质，因此所需的设备较为简单，主要包括高压水泵、水管、喷嘴等。

(2) 施工速度快：清井作业不需要进行复杂的井口改造，通常只需要进行清洗、清扫等工作，因此施工速度较快。

2. 安全技术要求：(1) 防护措施：作业人员应佩戴好防护眼镜、手套等个人防护装备，确保作业安全。

(2) 高压水泵的安装：高压水泵应稳固安装，水管连接牢固，以免发生水压不稳、漏水等问题。

(3) 排水通畅：清井作业会产生大量废水，应确保井口周围的排水通畅，防止积水导致滑倒等意外。

(4) 工作区域隔离：作业区域应设置明显的警示标志和隔离措施，防止他人误入作业区域造成伤害。

二、固井作业固井作业是指在井口进行水泥浆注入，形成井壁与套管之间的固定结构，以确保井口的完整和安全。

固井作业的技术特点和安全技术要求如下：1. 技术特点：(1) 实施简单：固井作业通常是通过钻井液泥浆排出后，再用水泥浆进行注入，施工过程相对简单。

(2) 作用明显：固井后可以提高井口的完整性和耐磨性，避免井内外井壁的流体交换和破坏，确保井口的安全。

2. 安全技术要求：(1) 泥浆处理：在固井作业前，应对钻井液进行充分处理，确保泥浆的质量和性能达到固井要求。

(2) 注入技术：注入过程中需要控制好注入速度和压力，避免过快或过慢导致固井效果不佳。

(3) 井口区域清洗：在固井前，应对井口和井眼进行清洗，确保泥浆注入的质量和效果。

(4) 安全操作：井口作业区域应设置明显的警示标志和隔离措施，作业人员应佩戴好防护装备，遵守操作规程，避免发生意外。

浅谈小井眼开窗侧钻井固井工艺技术

浅谈小井眼开窗侧钻井固井工艺技术随着现代化技术的不断发展，小井眼开窗侧钻井固井技术的应用范围也逐渐扩大，应用效果比较好。

在本次研究中将以小井眼开窗侧钻井固井工艺技术应用中存在的问题为基础，结合实际情况，对工艺技术的后续应用进行详细的分析。

标签：小井眼开窗侧钻井；固井技术；控制要点近些年来多数钻井工作取得了突出的进步，在应用中能有效减少劳动力的消耗，降低生产成本。

小井眼开窗侧钻井固井施工能降低生产成本，在不同程度上提升生产质量，近些年来油田的生产模式多数为开放性生产，会直接对套管造成影响，甚至给生产造成困扰。

基于该技术形式的特殊性，需要及时对工艺技术进行分析，考虑到不同工艺模式的要求，优化技术类型，达到理想的应用效果。

1 固井工艺应用现状分析针对固井工艺的特殊性，在后续应用过程中，要考虑到矿井开采的具体化要求，从不同的角度对其进行分析。

固井工艺对工具有一定的要求，需要工作人员了解具体工艺形式。

以下将对固井工艺应用现状进行分析。

1.1 工具不配套在小井眼矿井开采过程中，固井工艺技术对工具有一定的要求，在应用阶段，要考虑到技术形式的变化，提升技术的应用水平。

工具不配套应用会耽误施工人员的工程进度，同时也会对固井质量造成影响。

施工管理人员要强化对配套施工工具的认识，提供全面的施工技术保障，尽量不受到外来因素的影响，达到理想的施工目的[1]。

1.2 井眼的半径比较小开窗侧钻井的钻取是在原本矿井开窗后钻取的过程，开窗后，钻井会将上层的套管穿透，然后继续向下钻取，在这个过程中，井口会出现弯曲的现象，井眼也会变成定向传输的形式，加强了井网对钻取工作的限制。

由于曲径本身比较小，钻取难度也比较大。

1.3 难度比较大老井开窗技术指的是在原有的矿井基础上打开新的井眼，经过长时间的演变之后，上层套管的管壁受到严重的磨损，影响了套管的后续应用。

如果损伤比较严重，管壁会出现腐蚀的现象，严重影响悬挂器的正常坐挂。

2 小井眼开窗侧钻井固井技术的控制要点分析小井眼开窗侧钻井固井技术的应用范围比较大，在应用阶段必须掌握控制要点，及时对各类技术进行分析，达到理想的控制目标。

探析小井眼钻井技术特点及应用

互动空间208 2015年09期探析小井眼钻井技术特点及应用孙君君胜利油田钻井工艺研究所，山东东营 257000摘要：随着我国钻井技术的飞速发展，传统的钻井技术已经不能够满足人们的需求，为了降低我国石油开发的开采成本，同时提高石油的开采量，将小井眼钻井技术应用到我国的石油开采中是一种必然趋势，小井眼钻井技术包含了十分精湛的工艺，它不单单涵盖了钻井，探井，修井等一系列开采相关的操作程序，同时还需要与之相对应的石油设备和辅助工艺技术加以共同应用。

小井眼技术在国际上已经有50多年的发展历史，目前，我国的小井眼钻井技术的尚不成熟，所以我们要学习国外石油企业较为先进的钻井技术，引进良好的小井眼钻井设备和工具，有效促进我国小井眼钻井技术的发展。

关键词：小井眼；钻井技术；应用；发展中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1671-5659（2015）09-0208-011 小井眼钻井施工的特点小井眼钻井技术是指利用小尺寸钻头，对井眼尺寸偏小的钻井，配套小井眼早期井涌预警，检测技术液等一系列相应的措施，针对规模比较小的油井实施钻采作业的新技术，在对老井的二次开采中，小井眼钻井技术发挥了功不可没的作用。

小井眼钻井施工的程序有以下几个方面：1.1 井眼轨迹的设计对于要开窗进行侧钻的水平井来说，对井眼轨迹的形状实施准确计算的预测，是顺利进行小井眼钻井施工的基本保障。

小井眼钻井技术除了考虑常规钻井的特点外，还应该考虑井眼小，开窗，井段短，等因素的限制。

1.2 进行开窗，修窗和试钻全面检查地面仪器和钻井定向的工具，螺旋仪器，下井过程中一次成功下到井底。

进行开窗，铣锥初铣套管时，降低压力和转速，还应测试，保证窗口没有异常情况，修窗后的工作是试钻，试钻是正式进行钻井前的一项必要工作。

，应该保证此项工作的顺利进行。

1.3 保证钻井液的润滑性通常情况下，小井眼的井斜较大，造斜率偏高，对钻井液的粘度要求比较高，带沙率偏高，润滑性能较好，为了更好的保护油气层，加大环境的接受力能力，应该选择用相对稳定的润滑液，这对小井眼钻井技术能否获得成功起着十分重要的作用。

小间隙高压气井固井技术

1 毛坝 1 井完钻情况
1. 1 完钻情况该井三开钻井液类型为多元醇聚黄钻井液 ,设
计密度 1. 40 g/ cm3 , 三开钻进在井深 4321 m 以前发
当量密度 : 堵漏前 1. 8 g/ cm3 ,堵漏后 2. 0～2. 05 g/ cm3 ;高压气层位置 :4321～4334 m ;井底温度 120 ℃; 完钻前累计漏钻井液 600 m3 。完钻时井身结构参数见表 1 。
钻头直径 215. 9 mm ;钻井液密度 :压井前 1. 40
侏罗系自流井组一段 (J 1Z1) 。完钻层位是下三叠系 g/ cm3 ,压井后 2. 02 g/ cm3 ;最大井径 355. 6 mm ,最小
飞仙关组一段 ( T1F1) 。
井径 215. 9 mm ;平均井径 242. 57 mm ;井底破裂压力
0. 06 1. 39
177. 8 259. 1 1900 1. 08 1. 95 合计
0. 06 1. 59 4. 39
表 1 毛坝 1 井井身结构参数
项目
导管一开二开三开
钻头直径 / mm 660. 4 444. 5 311. 2 215. 9
完钻深度 /m 12. 5
308. 1 2764. 5
4365
套管直径 / mm 508. 0 339. 7 244. 5 177. 8
套管下深 /m 12. 5
308. 1 2763. 4
断褶带黄金口构造带毛坝场双庙场潜伏背斜带毛 cm3 ,气层还没有压稳 ,经研究决定钻至 4365 m 提前
坝场背斜南西翼。该井设计井深 4500 m ,以下三叠完钻。
系飞仙关组二、三段 ( T1F2～3) 为主要目的层 ,兼探上 1. 2 完钻参数

小井眼及高温高压井的固井设计与施工特点

– 水泥浆体系与水泥石性能要求 – 顶替效率的提高 – 施工难度与风险
小井眼水泥浆面临的问题
• 环空间隙小、水泥环薄、水泥环抗后续作业冲击载荷能力低；
• 高压气井，水泥浆凝结过程防气窜问题 • 水泥环薄，与地层和套管的胶结强度较低剪切速率/混配能力对水泥浆性能的影响；小容积内水泥浆的处理。
小井眼固井工艺措施
扩眼: 扶正器使用:
窗口限制，要下入有效居中的扶正器很困难，能下入的刚性扶正器的外径也必须小于或接近窗口尺寸，即便如此，对于扩孔后的井眼套管居中度也只有20～40%，顶替效率得不到保证，解决侧钻井扩孔后井眼的套管居中是一个难题。对此，研制出了一种液压扶正器，利用液体压力使扶正系统轴向压缩，径向扩大，迫使套管居中，形成均匀的环形空间，利于清洗、顶替，合理布放，充分保证套管居中，固井后形成厚薄均匀的水泥环，避免窜槽，为提高固井质量延长侧钻井寿命提供了技术支撑。
概述
进入90年代，小井眼技术在钻井、固井、测井、测试和采油等方面取得了很大进展。理论和技术日趋成熟。最近Texaco在巴拉圭钻了一口深3000m的 76.2mm(3”)的探井。又在坦桑尼亚钻了一口1940m深井，井经3”的小井眼。
新疆管理局在1961-1974年用191mm 钻头钻了几千口井深500m，下 114mm套管的井。
研究了提高水泥石韧性的技术原理与方法
增塑的技术原理
纤维增塑；聚合物乳液增塑；弹性颗粒增塑；复合（二元或多元）增塑。
2）水泥石增塑性能的评价
描述水泥石弹塑性参量：
（a）冲击破碎能（各种增塑）（b）抗折强度（主要适宜纤维增塑）（c）抗弯曲强度（主要适宜纤维增塑）（d）弹性模量（主要适宜聚合物乳液、弹性物增塑和
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小井眼固井技术攻关

小井眼固井技术公关
攻关内容：
一、井眼轨迹的平滑
1、优化施工设计：井位初过后，工程、地质充分结合，在不影响钻达地质目的的前提下，优化井眼轨迹，尽量降低施工难度；
2、做好水井调研工作，及时停注影响钻井施工的注水井，并按规定泄压；
3、选择专业施工队伍施工。

目前，钻井公司专业侧钻队仅三支，其余为工作量不饱满时的客串。

二、水泥环质量
1、水泥环厚度：按设计要求井径达到140毫米才能满足要求，我厂目前仅达125毫米左右，扩眼工具的应用和改进为攻关方向；
2、套管的居中：目前没有合适的套管扶正器，套管在裸眼内处于贴边状态，需要研制开发扶正器解决该类问题；
3、水泥浆质量，做好几个方面：水泥及添加剂的质量、配方的研究和改进、水泥浆的质量监测；施工设备性能也应得到保证。

主要技术指标：目的层优质封固率大于60%；油、气、水、干层之间应各自封隔（中等封固以上视为封隔）。

科研攻关时间：2009年-2010年
实验地点：我厂油区内的所有开窗侧钻井。

达到的目的：固井质量合格率100%，优质率50%以上（以局评定公报为准）。

各类修井作业的技术特点及安全技术要求范文

各类修井作业的技术特点及安全技术要求范文修井作业是指进行开凿、修复、维护和改进油气井及其周围设施的工作。

它是油田开采过程中不可或缺的一环，涉及到石油勘探开发领域的多个方面。

本文将从技术特点和安全技术要求两个方面对各类修井作业进行探讨。

一、技术特点1. 钻井修井钻井修井是指通过钻井设备和工具对油气井进行开钻、修装和固井操作。

其技术特点如下：（1）多层次操作：钻井修井包括井下和井上多个层次的操作，涉及到钻井设备的动力传递、固井材料的输送和井下工具的操作等。

（2）高度自动化：钻井修井作业中的钻井设备、自动钻井控制系统和传感器等多种技术设备的应用，使得作业过程实现了高度自动化和智能化，提高了作业效率和安全性。

（3）复杂环境：钻井修井作业大多处于恶劣环境下，如高温、高压、高含硫等，因此对钻井设备和工具的耐高温、耐腐蚀等性能要求较高。

2. 测井修井测井修井是指通过测井技术和工具对油气井进行地层性质测定、储层评价和井筒完整性检测等作业。

其技术特点如下：（1）多参数测量：测井修井作业中所采集的信息包括地层的物理性质、流体性质和井筒内部的压力、温度等多个参数，对测井仪器的精度和稳定性提出了较高要求。

（2）实时监测：测井作业需要实时监测井筒内部的地层情况和油气含量变化等信息，因此需要高精度、高频率的测井工具和数据处理系统。

（3）作业范围广：测井修井作业不仅适用于新井施工前的预测和设计，还可以用于井筒修井、开采过程中的优化及井筒完整性检测等方面。

3. 抽油机修井抽油机修井是指通过抽油机设备对油气井进行地下钻井液的抽取和产油设备的维护等作业。

其技术特点如下：（1）高效节能：抽油机修井中使用的抽油机设备要求具备高效的油气抽取能力和低能耗特点，以提高井口产量和节约能源。

（2）安全稳定：抽油机修井作业涉及到油井设备的安装和维护，因此对抽油机的安全性和稳定性要求较高，以防止人员和设备的损害。

（3）维修维护：抽油机修井作业还包括对抽油机设备的定期检修和维护工作，以确保设备的正常运行和延长使用寿命。

TY1X井高温深层小井眼小间隙短尾管固井技术

TY1X井高温深层小井眼小间隙短尾管固井技术摘要：TY1X井Ф139.7mm尾管裸眼封固井段不同压力系数共存同一裸眼、井深、环空间隙小，在固井过程中易出现层间互窜，井漏等复杂情况。

针对以上难题开展了技术攻关，提出综合利用加重隔离型清洗液，弹韧性防气窜水泥浆及动态压力平衡固井技术，有效解决了TY1X井尾管固井过程中层间互窜、顶替效率低、水泥环整体密封性的技术难题。

关键词：深井；高温；小间隙尾管；固井引言TY1X井是一口重点探井，设计井深为6 929.34m，四开用Ф149.2mm钻头钻进施工，在6 497m～6 605m井段“上喷下漏”，被迫改变井身结构，下入Ф139.7mm尾管。

裸眼地层承压能力低、温度高、环空间隙小，给固井施工带来了极大的挑战。

通过应用固井软件对浆体流变学进行模拟设计，强化井眼准备，优选水泥浆体系，严格细化施工技术措施，保证了尾管施工安全，获得了满意的固井质量。

1固井技术难点分析1.1 井深且井身结构复杂，环空间隙小该井为“S”型五段制定向井，Ф139.7mm丢手工具最大外径为Ф146mm，上层套管内径为154.78mm，两侧过流间隙为4.39mm。

另外，Ф149.2mm井眼扩眼至165.1mm下入Ф139.7mm套管是非常规井身结构，环空间隙仅为12.7mm。

属典型的小井眼小间隙，注替过程中施工泵压高，易压漏薄弱地层，施工风险大。

1.2 地层压力层系变化大，油气水层关系复杂6 522.00～6 524.00m钻遇高压气层的同时存在裂缝型低压漏失层，油气显示活跃，漏失当量密度仅为1.44g/cm3，钻井液密度安全窗口窄，主要气层位于封固段上部，易出现上涌下漏等现象，为施工中压稳气层和防止油气窜扰增加了难度，压稳和防漏矛盾十分突出[1]。

Ф139.7mm尾管封固气层，要求水泥浆具有较强的防窜能力。

1.3 水泥环薄，对后期水泥石整体密封性要求较高小井眼、环空间隙小，水泥环较薄、水泥环易碎，抗冲击能力差，后期封隔易失效，水泥浆设计应赋予其较强抗冲击破坏能力。

小井眼、小间隙固井工艺

小井眼、小间隙固井工艺技术小井眼、小间隙固井虽然难以从水泥环厚度上保证胶结质量，但也需要在这种条件下固井，如深井超深井的尾管、老井侧钻、小井眼钻井等。

随着小井眼技术在油田开发中的推广应用，提高小井眼固井质量，延长油井寿命，成了人们普遍关注的问题。

多年来，技术人员在这方面开展了一系列的研究，固井质量虽有所提高，但仍存在一些问题。

如J45块，到2000年累计完成侧钻井265口，关井159口，占侧钻井总数的60％。

人们对影响小井眼固井质量的原因展开了较系统的调查与分析，他们得出这样一个结论：水泥环薄、窜槽、破碎是造成侧钻油井高含水、套管损坏的主要原因。

加大井眼与套管之间的环形间隙，增加水泥的厚度和韧性，是提高小井眼固井质量有效办法。

（一）固井技术难点分析1、环空间隙小，形成的水泥环薄如在Φ139.7mm套管内开窗侧钻，Φ118mm钻头与Φ101.6mm套管形成的间隙仅8.2mm，远小于常规固井所要求的套管外环空的最小间隙值19mm，如此薄的水泥环的抵抗外载的能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度的要求更高。

2、环空间隙小，下套管容易遇阻卡。

如塔里木油田的克参1井和依深4井的127mm尾管下如过程中均遇阻，采用上提下压的办法反复操作，才将尾管下到井底。

3、环空摩阻大，施工压力高小井眼、小间隙井的环空面积小，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压升高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。

4、井斜大井眼中下入扶正器的难度和风险也很大，有时根本不能下入扶正器，因而套管在井眼中不易居中，严重影响了环空中顶替效率的提高。

5、水泥浆性能的影响大水泥浆整体性能的细微变化对水泥环的质量都将产生很大影响。

例如，很少的析水就可产生很长的环空自由水窜槽，而水泥浆稳定性差，稍有固相颗粒下沉，就会在斜井段井筒上部产生疏松胶结现象，导致地层间封固失效。

（二）固井技术措施1、强化井眼准备（1）下钻通井，对阻卡井段或侧钻井段进行多次划眼。