海古1井小间隙长封固段固井实践
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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。
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。
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。
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。
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
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。
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。
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。
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。
主题词：探井 深层 长封固段 小间隙 尾管固井
-----------------------------------------------------------
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。
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
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。
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
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
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
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。
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
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
1120Hale Waihona Puke Baidu
实验温度（℃）
130
130
失水量(mL/7MPa30min)
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
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。
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
31
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，
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
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。
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。
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。
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。
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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
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。
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。
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。
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。
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。
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
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。
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
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
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
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。
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
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
1120Hale Waihona Puke Baidu
实验温度（℃）
130
130
失水量(mL/7MPa30min)
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
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。
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
31
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，
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