南方公司-科学设计精细管理努力提高南方探井固井水平

1、2009年中石化股份有限公司固井技术交流会材料科学设计精细管理努力提高南方勘探固井水平勘探南方分公司井筒技术处二零零九五月科学设计、精细管理，努力提高南方勘探固井水平勘探南方分公司近年固井工作汇报勘探南方分公司近几年勘探的区域主要在南方海相，包括川东北的普光及周边、通南巴、元坝、川东南、鄂西、渝东及其它外围地区。这些地区复杂的地质环境给固井工作带来了众多的技术难题。概况起来，这个地区的固井工作面临的主要难点是:三高一低，三小一长，两厚一大。具体地讲就是：“三高一低”：三高是指深井、超深井（最深的井达7450m）的井底高温（最高温度达177）、高压（最高钻井液密度2.30g/cm3）流体、以及气

2、体高含硫化氢（含量最高达268g/m3）、二氧化碳（含量最高达10%），对水泥浆性能要求高；一低是指地层的承压能力低、压稳和漏失的密度安全窗口窄，固井防窜、防漏难度大。“三小一长”：三小是指311mm井眼下入273.1mm套管的环空间隙小（小接箍的单边间隙13mm）、241mm井眼下入193.7mm套管的环空间隙小（接箍单边间隙12.5mm）、165mm井眼下入146mm无接箍套管的环空间隙小（单边间隙9.5mm），小间隙的固井质量难以保证；一长是指封固的裸眼长，多套压力体系共存矛盾突出，浆柱结构复杂，固井灰量大，施工时间长，设备机具条件要求高。“两厚一大”：一厚是指大剂量的堵漏材料在井壁形成

3、的厚泥饼，难以保证第二界面的封固质量，另一厚是指嘉陵江组盐层厚，盐层蠕动，要使套管同时满足抗腐蚀和抗盐层蠕动强度要求难度大；一大是指长封固段的领、尾浆温度差别大（温差最大达到65），同时能满足底部和顶部强度要求的水泥浆体系技术难度大。面对复杂的井下条件，为了确保固井质量，几年来勘探南方分公司一直在不懈的努力：寻求科研院所的技术支持，学习中石油等各个单位的先进经验，积极推广和应用新技术、新工具。经过几年的探索，勘探南方的固件工作取得了很大进展，总结摸索出了一套适合南方海相复杂条件下的固井工艺技术，但仍有不少问题未能得到彻底的解决，如井漏问题和气窜时有发生、施工过程中出现的复杂情况较多、中完时间长

4、、小间隙固井的矛盾突出等等。下面将近几年固井的主要工作汇报如下：一、固井工作量完成情况（一）近两年固井工作量完成情况2007年度勘探南方分公司共开钻22口，完钻12口，完井14口，全年在36口井上共计完成固井施工100井次。2008年开钻井17口，完钻25口，完井24口。全年在43口井上累计完成固井施工109井次。2009年自1月1日起至5月20日止，近半年来在18口井上累计完成固井施工28井次。近年固井工作量统计见表1。 近年固井工作量统计 表1年份导 管表 层技 套气 层尾 管合计井次720mm508mm406mm339.7mm298.5mm273.1mm260.4mm244.5mm219

5、.1mm193.7mm177.8mm146.1mm127mm2007年212218245911002008年51531021815285171092009年1-5二）近两年固井工程质量情况2007年勘探南方分公司全年在36口探井、评价井上累计完成固井施工100井次，固井质量合格率96.0%。其中，导管、表层固井43井次，固井质量合格率97.67%；技术套管固井18井次，固井质量合格率88.89%；生产套管固井39井次，固井质量合格率97.44%。2008年全年在43口探井、评价井上累计完成固井施工109井次，固井质量合格率80.73%。其中，导管、表层固井35井次，固

6、井质量合格率94.29%；技术套管固井24井次，固井质量合格率66.66%；生产套管固井50井次，固井质量合格率78.00%。2009年1-5月在18口探井、评价井上累计完成固井施工28井次，固井质量合格率89.29%。其中，导管、表层固井5井次，固井质量合格率100%；技术套管固井11井次，固井质量合格率90.91%；气层及尾管固井12井次，固井质量合格率83.33%。由于深井、超深井复杂的地质条件，固井技术面对众多的挑战，固井作业风险大，固井质量难以保证。近几年来，尽管我们做了大量的工作，但是固井质量仍未能保持到一个相对较高的水平，固井质量波动较大：2006年固井质量合格率由2005年的9

7、3.75%上升到98%；2007固井质量合格率96.0%；2008年固井质量合格率相对较低，仅为80.73%；2009年多次召开固井质量分析总结会、固井技术交流会，认真总结了经验教训、制定并落实了行之有效地技术措施和方案，固井质量合有较大幅度提高。近几年的固井质量情况统计见表2： 近几年固井质量情况统计 表2年 份导管、表套固井技套固井气层及尾管固井合 计井次不合格井次合格率%井次不合格井次合格率%井次不合格井次合格率%井次不合格井次合格率%2009年1-5月510011190.9112283.3328389.292008年35294.2924866.66501178.001092180.73

8、2007年43197.6718288.8939197.44100496.002006年1210020195.001810050198.002005年11190.901010011190.9032293.75二、所作的主要工作（一）、切实加强了固井技术管理工作为及时解决固井技术难题，加强固井技术管理和监督的力度，进一步提高固井技术水平和固井质量，从2006年开始，聘请德州钻井研究所作为勘探南方分公司的固井技术管理中心，成立了川东北固井项目部，提供固井技术支撑。勘探南方分公司井筒技术设固井室，设专岗管理固井工作，为提高固井技术水平和固井质量做了大量工作：1、在四川达州建设完成了川东北固井实验室为完

9、善实验和检测手段，加强对水泥浆性能的监测，德州所为固井技术管理中心投资100多万元，在四川达州建成了川东北固井实验室，作为质量检测和开展攻关研究的基地，为固井技术支撑工作奠定了物质基础。实验室配备了高温高压稠化仪、高温高压养护釜、压力实验机等全套实验设备，能够进行水泥浆失水、流变性能、强度、稠化时间等全部API规定的性能测试，总体装备达到了国内先进水平。2、完善了固井技术管理工作根据川东北地区的实际情况，固井技术管理中心制定并发布了“固井施工细则”、“固井管理程序”、“固井设计格式”等文件，规范了固井施工程序，加强固井施工的工程管理和现场施工管理。将固井施工的各个环节细化分解，使各项准备工作和

10、现场施工有条不紊地运行。3、规范、审核固井施工设计首先，坚持做到了“先设计后施工”的固井管理程序，严格执行了固井施工设计的审核程序；即：固井施工设计由固井公司到现场了解井上的情况后作出设计初稿；由钻井公司初审；修改后交固井技术管理中心审核；再修改后交勘探南方分公司组织会审；再经修改，凡超过2000m的固井施工设计再交川气东送建设工程指挥部工程技术部组织专家评审；修改后最后形成终稿下发执行。在规范审核设计程序的同时，对各固井施工单位的设计格式也进行了规范。这样一来，不仅固井施工设计的审核工作全面覆盖了表层、技术、气层固井施工作业，而且各固井施工单位的设计格式也得到统一和规范。审核固井施工设计时严

11、格按照现有的最新川东北地区相关标准和规定执行。审核中重点审核的内容是：井下的基本情况、固井难点、固井方案、三个欠尺寸扶正器分别通井的要求、地层动态承压能力的要求、泥浆性能及处理要求、防窜防漏要求、主要施工措施、工具附件检查准备、合理浆柱结构确定、水泥浆性能要求及各种发散试验、现场施工水泥浆取样要求、关井加压候凝操作等，力求做到使设计科学、合理、可行。4、做好水泥浆实验监督为了把握好施工前的水泥浆性能，在每次固井施工前，固井管理技术中心都要对水泥浆的各项性能指标进行复核，对现场混拌好的大样也要进行复核，直致达到设计要求的性能指标后才能进行注水泥施工作业。5、严格执行现场的“三会”制度在勘探南方分

12、公司建立并抓了“三会制度”，即固井施工设计后的现场“固井协调会”、注水泥施工作业前的“固井施工交底会”和施工作业后的“施工资料汇总和下步措施布置会”制度。一些重点井，在做固井施工设计前，还要进行固井方案讨论，首先确立该井固井的基本方案然后再由施工单位做固井施工设计。参加“三会”的人员是钻井公司、钻井队、泥浆公司、下套管队、固井公司、水泥浆服务公司、套管工具附件商、套管厂家现场服务人员、套管头厂家现场服务人员、固井技术管理中心、勘探南方分公司井筒技术处的相关人员，以及现场的钻井、地质监督。6、加强现场监督为了确保固井施工作业严格按照固井施工设计进行，必须有人监督施工作业的全过程。固井技术服务中心

13、担负了固井监督的职责，在现场监督了固井施工作业的全过程。固井现场监督工作覆盖了2000m以下的表层、技术、气层固井施工作业过程。现场监督工作对严格执行固井施工设计、保证施工的正常进行、解决处理有关问题、提高固井质量都起到了十分重要的作用。勘探南方分公司井筒技术处同时派人到固井施工现场把关，协调、处理有关重大事项，也参加固井现场的监督工作。7、加强了固井施工队伍和水泥浆服务商的管理为了确保固井质量和规范固井市场，保证进入川东北地区的固井施工作业队伍和水泥浆服务商的有效性、技术先进性，勘探南方分公司积极配合川气东送建设工程指挥部工程技术部对固井施工作业队伍和水泥浆服务商进行的清理、检查、排序等工作

14、，使他们看到了自己的缺点和差距，通过这些工作，加强了固井施工作业队伍和水泥浆服务商的管理，增强了固井施工作业队伍和水泥浆服务商的施工服务理念和不断进步的进取意识，也提高了他们自觉加压的市场竞争意识。（二）、积极开展科研攻关，推广应用固井新工艺、新技术川东北地区探井深、地质条件复杂，窜、漏、塌、卡、毒等是影响固井施工和固井质量的主要技术难题。为了提高固井工艺技术水平和保证固井质量，根据川东北复杂地质条件和深井小间隙的井况特点，勘探南方分公司积极主动与国内高等院校和科研院所合作，针对川东北的固井技术难题进行了科研攻关，近几年开展的固井技术科研项目有：为优化套管程序，与中国石油大学（华东）合作开展了

15、南方复杂深井特种井眼钻井配套技术研究攻关，已取得了前期的部分攻关成果。与胜利石油管理局钻井研究院合作开展了南方复杂深井钻井实体膨胀管技术研究攻关，基本解决了部分特殊井段的封隔问题。为了有效解决川东北地区高含硫、二氧化碳酸性环境下固井的技术难题，与西南石油大学合作开展了川东北酸性气体环境下套管设计技术研究攻关，已取得科研攻关项目的部分前期成果。为了更好的解决固井中出现井漏的难题，与中国石油化工股份有限公司德州石油钻井研究所合作开展了川东北地区漏失井中完井技术研究攻关，部分解决了川东北地区固井时井漏的难题。在南方复杂深井钻井关键技术研究攻关中，与中国石油化工股份有限公司德州石油钻井研究所合作开展了

16、提高南方海相复杂地层固井质量技术研究攻关，完成了抗高温、高密度防气窜水泥浆体系研究；超高密度防气窜水泥浆体系研究；抗高温新型胶乳防气窜水泥浆体系研究；水泥石腐蚀机理与腐蚀评价试验研究；抗硫固井工具及附件的研制和高压防气窜固井现场试验。1、非常用井身结构井眼的固井技术川东北地区井深，井况复杂，喷、漏、塌、卡、斜、毒都有，且同一裸眼不同的压力系统矛盾突出，使用传统339.7mm×244.5mm×177.8mm×127mm套管程序的井身结构难以实现钻井工程的顺利实施，不得不中途更改井身结构，如河坝1井、双庙1井钻至中途遇复杂需要下入套管，是在244.5mm套管中下入了1

17、93.7mm无接箍套管，才增加了一层结构，最后钻达目的层。此后，我们加快了非常用井身结构试验的步伐，在以后的井中使用了339.7mm×273.1mm×193.7mm×146.1mm非常用系列井身结构。但非常用系列井身结构的间隙比较小，套管下入难度大，如官7井311.1mm井眼下273.1mm套管提前372m遇阻卡，经过4天才下到距井底11.5m处固井。官7井的问题启发我们使用314.3 mm钻头钻井和在上层339.7mm套管内下入标准接箍的273.1mm套管、在裸眼使用273.1mm小接箍套管的思路，基本解决了下套管难的问题。建深1井于井深3798.00m还首次在

18、314.3mm井眼中下入天钢产273.1mm无接箍套管3794.56m。之后，有的钻井公司又把314.3mm钻头改回311.1mm钻头，但下273.1 mm的小接箍套管也不难。在165.1mm井眼几乎全部使用146.1mm的无接箍套管。小接箍套管和无接箍套管下入有特殊技术要求，需用气动卡盘、长卡瓦、提升短节、相应尺寸的套管钳等特殊下入工具。小接箍套管和无接箍套管的管串上的工具、附件也较特殊，浮鞋、浮箍的尺寸受到限制，为了保证套管的居中，还加工了特殊的扶正短节。使用小接箍套管和无接箍套管的情况见表3使用小接箍套管和无接箍套管的情况统计 表3套管尺寸(mm)298.45小接箍管273.1无接箍管2

19、73.1小接箍管260.4小接箍管193.7无接箍管168.28无接箍管146.1无接箍管120.65无接箍管井号新黑池1井元坝21井元坝22井计划下入的井：河坝107井建深1井普光2井次东岳1井次马1、雷北1老君2井次大湾2井次 河坝3井次簰深1、分1 清溪2井次毛坝2井次元坝9井次川科1井元坝9井河坝1井双庙1井普光7井计划下入的井：新黑池1井河坝107井元坝22井普光2井次金鸡1、建深1马路背2井次老君2井次大湾1井次 河坝5井次双庙3井次清溪2井次龙8、金溪1 元坝7井次计划下入的井：新黑池1井河坝107井元坝22井2、特种井身结构井眼的固井技术使用非常用系列井身结构可以使井身结构增加

20、到四层套管，提高了钻进工程抗御工程风险的能力，但是对超深井，尤其是超深探井，四层套管也难以保证钻进工程顺利钻到目的层完成地质目的，工程风险仍然很大。为了使井身结构增加到五层套管，2007年以来我们在分析总结非常用系列井身结构的基础上，又构思、论证了406.4mm×298.5mm×219.1mm×168.3mm×120.7mm的特殊井身结构，并于2008年在新黑池1井、元坝22井、元坝21井、河坝107井进行摸索和试验，特殊井身结构使井身结构能留有更多的余地，大大提高了超深井的工程抗风险能力，钻进工程可以实现五次开钻，如果考虑720mm（或相近尺寸）做导管

21、，可以实现六开次钻井。特殊井身结构需要解决的工具多，如：特殊尺寸的钻头、钻井用扶正器及转换接头、钻头装卸器、套管头、成套的下套管工具、套管悬挂器、分级箍、成套的套管附件等等。新黑池1井、元坝22井、元坝21井、河坝107井特殊井身结构情况见表4 特殊井身结构井情况统计 表4井号导管表层套管技术套管气层套管尾管新黑池1406.4×808.17m298.5×2259.81m219.1×4771.5m168.3×4700-5300m120.7×5150-5915m元坝22406.4×310.2m298.5×1956.5m219.1

22、×4770m168.3×4600-6290m120.7×6140-6877m河坝107406.4×258.91m298.5×3000m219.1×5230m168.3×5080-5720m120.7×5570-5927m元坝21406.4×2100.52m273.1×4590m193.7×6500m146.1×6350-7077m3、旋转尾管固井技术旋转尾管可以提高顶替效率、提高固井质量。2006年以来先后在四口井上应用了旋转尾管悬挂器固井技术。普光8井首次采用Weather

23、ford旋转尾管悬挂器固井技术，尾管长度及其下入深度创造了我国陆上油田的最高记录，且气层段固井质量优质。之后，在普光11井、毛坝4井、毛坝6井也相继使用了旋转尾管悬挂器固井技术。其中毛坝4井177.8mm尾管悬挂固井旋转最成功，尾管悬挂位置2366.89-4249.46m，悬挂长度1882.57m，从开始注水泥浆直至替浆碰压结束套管串以每分钟15转的速度旋转，该井旋转的固井质量，后经电测解释合格。旋转尾管固井技术施工情况见表5。 旋转尾管固井技术施工井统计 表5井 号固井方式尾管长度（m）尾管下深（m）旋转效果尾管供应商服务商备注普光8井7-旋转尾管2418.635912.53旋转成功威德福百

24、勤2006年普光11井7-旋转尾管2882.775830.00旋转未成功威德福百勤2006年毛坝4井7-旋转尾管 1885.194249.46旋转成功威德福百勤2007年毛坝6井7-旋转尾管 1584.114118.00旋转未成功威德福百勤2006年旋转尾管固井技术的使用提高了固井的顶替效率，固井质量得到了保证。针对使用国外旋转尾管悬挂器成本较高、特种尺寸加工周期长的问题。德州所自主研发了国产旋转尾管悬挂器，目前正处在试验阶段。4、乳胶水泥浆体系的固井工艺技术。胶乳水泥浆体系是目前较好的防气窜水泥浆体系之一，针对川东北探区深井、高温、气层活跃的实际，充分发挥胶乳水泥浆体系防气窜的优势，从200

25、5年开始引进胶乳水泥浆技术以来，先后在普光5井、普光7侧1井、清溪1井、大湾2井、毛坝6井等20余口井的气层段内使用了胶乳水泥浆，实践证明，气层井段使用胶乳水泥浆可以解决固井质量难以保证的问题。胶乳水泥浆体系情况见表6. 胶乳水泥浆体系固井技术统计 表6井 号固井方式领浆尾浆固井质量尾浆服务商备注普光5井5-尾管乳胶乳胶水泥浆体系合格雪福龙菲利浦斯PSVS2005年普光7侧1 53/4-尾管常规乳胶水泥浆体系合格雪福龙菲利浦斯PSVS2006年普光8井7-旋转尾管，旋转成功常规乳胶水泥浆体系优雪福龙菲利浦斯PSVS2006年普光9井7-尾管乳粒乳粒水泥浆体系合格欧美科2006年元坝1井10-3

26、/4技术套管3M低密度乳粒水泥浆体系优欧美科2006年清溪1井75/8-尾管乳胶乳胶水泥浆体系合格斯伦贝谢2006年大湾2井7-尾管1.50乳胶1.87优重庆弘晟2006年普光11井7-旋转尾管，旋转未成功低密度乳胶水泥浆体系合格雪福龙菲利浦斯PSVS2006年毛坝6井7-旋转尾管，旋转未成功常规乳胶水泥浆体系合格雪福龙菲利浦斯PSVS2007年普光10175/8-尾管1.90乳胶水泥浆体系合格雪福龙菲利浦斯PSVS2007年普光101146.1mm尾管1.92乳胶水泥浆体系优雪福龙菲利浦斯PSVS2007年毛坝4井7-旋转尾管，旋转成功1.85乳胶1.89优重庆弘晟2007年马2井10-3/

27、4技术套管1.84乳胶1.88合格重庆弘晟2007年老君1井193.7mm尾管3M1.55胶乳1.88合格重庆弘晟2007年普12井177.8mm尾管3M1.5胶乳1.9优重庆弘晟2007年新清溪1井193.7mm尾管胶乳1.9胶乳1.9优重庆弘晟2008年河坝102井146.1mm尾管胶乳2.3胶乳2.3优重庆弘晟2008年大湾102井146.1mm尾管3M1.6胶乳1.88优重庆弘晟2008年老君2井146.1mm尾管胶乳1.85胶乳1.9优重庆弘晟2008年元坝102井146.1mm尾管胶乳1.9胶乳1.9优重庆弘晟2008年双庙102井146.1mm尾管胶乳2.05胶乳2.1优重庆弘晟

28、2008年马102井177.8mm尾管胶乳1.9胶乳1.9优重庆弘晟2009年河坝101井146.1mm尾管胶乳纤维2.3胶乳2.35优重庆弘晟2009年元坝9井244.5mm尾管2.02中间胶乳2.0合格重庆弘晟2009年元坝11井193.7mm尾管2.0中间胶乳2.0重庆弘晟2009年合计井次：24井次；固井质量合格井次：24井次，固井质量合格率：100%； 固井质量优质井次：14井次，固井质量优质率：58.33%5、悬挂、回接固井技术的大量应用 由于深井、封固段长、地层承压能力不足、漏、溢的泥浆密度安全窗口窄等客观原因，按照常规的一次性固井方法难以保证固井施工的成功和固井质量，解决的办法

29、一般都是使用悬挂和回接固井。川东北地区的深技套固井和气层固井绝大部分都采用了尾管悬挂和回接固井：技术套管深度一般在4000至5100m左右，其中有百分之五十以上的井都采用了悬挂和回接；气层套管固井深度一般在6000至7000m左右，气层固井都采用了悬挂和回接固井，因此，一口井至少有2次悬挂固井，有的井包括尾管在内还多到3-4次，悬挂和回接固井技术已成为川东北地区常用的固井技术，也基本上解决了深井、长裸眼段的固井技术难题。近年悬挂、回接固井情况统计见表7。 近年悬挂、回接固井情况统计 表7时间全年固井悬挂回接固井所占比例总井次悬挂固井回接固井悬挂回接固井合计2006年501061632.00%2

30、007年10026184444.00%2008年10937266357.80%2009年281192071.43%6、先进堵漏技术的应用提高了地层承压能力，固井防漏取得了一定效果。由于井深复杂情况多，加之套管层次有限，不可能用套管把各种复杂情况分开。大多数井在同一裸眼段存在多套压力体系，为了保证固井质量，经常在固井施工前要进行提高地层承压能力的工作。几年来，对于严重漏失的井，各个堵漏技术服务单位及科研院、所给予了大力支持和帮助,应用多种堵漏工艺技术分别在毛坝4井、龙8井、清溪1井、马2井等使用，对提高地层承压能力取得了一定的效果，为固井施工提供了较好的井眼条件，保证了固井质量。固井前堵漏提承压

31、能力情况见表8。 固井前堵漏技术提高承压能力情况统计 表8井号堵漏的目的采用堵漏技术堵漏效果堵漏施工单位备注毛坝4 固井前提高承压能力KSY无渗透抗压承压能力1.351.70胜利顺义2006年清溪1 固井前提高承压能力KSY无渗透抗压承压能力1.451.73承压能力1.711.87胜利顺义2006年龙8 固井前提高承压能力KSY无渗透抗压承压能力1.251.58 胜利顺义2007年马2 固井前提高承压能力KSY无渗透抗压承压能力1.811.91 胜利顺义2007年龙8 固井前提高承压能力KSY无渗透抗压承压能力1.361.70 胜利顺义2007年普光10固井前提高承压能力随钻堵漏剂动态承压承压

32、能力1.421.55中原钻三2007年普光12固井前提高承压能力堵漏剂加重泥浆承压能力1.411.52中原钻四2007年分1固井前提高承压能力桥浆堵漏承压承压能力1.611.75西南广钻2008年新清溪1固井前提高承压能力加重、加入随钻堵漏剂静堵承压能力达到1.80中原钻三2008年马101固井前提高承压能力加重、加入堵漏浆动态承压承压能力1.551.62胜利2009年河坝101固井前提高承压能力KSY无渗透抗压承压能力达到2.27胜利顺义2009年毛坝8固井前提高承压能力堵漏浆加压静堵承压能力1.591.71胜利2009年7、两凝和多凝水泥浆体系的应用在固井施工中，由于气层较活跃，为了封固好

33、气层，往往需要使用两凝水泥浆体系，即领浆和尾浆，利用稠化时间的差异来封固好气层。如果气层段较长而且多，有时采用两凝水泥浆体系也难以封固好气层，这时还要采用三凝水泥浆体系才能满足封固好不同位置的气层，元坝9井的技术套管悬挂固井中和元坝11井的气层套管悬挂固井中就使用了领浆、中间浆、尾浆的三凝水泥浆体系。在两凝和多凝水泥浆体系中，领浆的难度大，是技术关键，特别是领浆的顶部强度，目前顶部强度48h可达到7MPa。8、超高密度2.36 g/cm3水泥浆固井技术。在异常高压气层的井，采用了超高密度的水泥浆体系固井技术。河坝2井，气层压力很高，该井在飞仙关地层井深5109m的钻井液密度高达2.30g/cm

34、3，仍有明显气显示，146.1mm悬挂固井时水泥浆密度最高达2.36g/cm3，经电测解释固井质量合格。该井146.1mm回接固井的水泥浆密度也达到2.24 g/cm3，固井质量亦合格。9、超低密度1.30 g/cm3水泥浆固井技术。在存在多个易漏地层，地层承压能力偏低的井，采用了超低密度的水泥浆体系固井技术。金溪1井在钻井过程中于2300-2400m的雷口坡组钻井液密度1.16g/cm3，井内存在多个易漏地层，地层承压能力偏低仅为1.10-1.15，采用轻浆强行钻至2910m，最后用193.7mm套管封隔的办法。193.7mm套管悬挂固井时采用了超低密度的水泥浆体系进行固井。固井水泥浆密度最

35、低达1.30 g/cm3，水泥浆返至预计位置，固井质量合格。河坝101井又是一口低密度固井的例子。该井一开空气钻井至296.31m因地层出水转为泡沫钻进，至826.36m地层大量出水转为泥浆钻井方式，井浆密度1.19 g/cm3，至中完井深1662m遇漏层37层。且地层承压能力仅为1.35 g/cm3，339.7mm表层套管固井全井采用1.35 g/cm3的低密度固井，水泥浆返至地面，经电测解释固井质量合格。（三）、积极推广应用固井新工具为了保证固井质量，勘探南方公司不仅积极开展科研攻关，还积极主动学习、引进国内外一些油田好的固井经验和先进固井工艺技术，并推大力广应用：采用高性能的进口悬挂器；

36、采用防窜性能高、质量可靠井下管外遇烃膨胀封隔器；为了解决盐层段套管变形的问题、还使用了厚壁套管，为了保证高含硫气井长期开采、在主要气层段还使用了镍基合金套管。1、 使用进口套管悬挂器 对一些重点井、井下情况复杂的井、悬挂重量较大的井，在悬挂固井中还使用了国外进口套管悬挂器，几年来，先后使用的各种尺寸进口套管悬挂器共17套。近年进口套管悬挂器使用情况见表9。近年进口套管悬挂器使用情况 表9悬挂器规格尺寸生产厂家扣型壁厚（mm）液缸外径(mm)使用井号7”×5”贝克New.Vam9.17148.4毛坝1井7-5/8”×5-1/2贝克New.Vam 9.17163.4元坝3井7-

37、5/8”×5-3/4”贝克New.Vam12.34163.4元坝2井、建深1井9-5/8”×7”威德福WamTop 12.65213.3毛坝4井10-3/4"×7"威德福WamTop12.65238.3普光12井、毛坝7井10-3/4"×7-5/8"威德福New.Vam12.7228.6元坝12井10-3/4"×7-5/8"贝克New.Vam12.7238.3大湾3井、元坝2井、元坝5井13-3/8"×10-3/4贝克Fox13.84308元坝4井、河坝102井、元

38、坝27井元坝102井、元坝101井、元坝11井2、 气层顶部使用遇烃膨胀封隔器 川东北地区气层十分活跃，固井后时有出现环空窜气的情况，为了解决这一问题，2007年引进了国外两家公司的管外遇烃膨胀封隔器，在活跃气层的顶部以上50m的套管上加入了这种封隔器，先后在元坝12井等三口井上使用，其效果到底如何还有待时间的检验。遇烃膨胀封隔器使用情况见表10。 遇烃膨胀封隔器使用情况统计 表10序号套管尺寸规格特征外径×长度厂商代理商使用井号井下位置 (m)使用时间1273.11只/套硫化287.6mm×5m哈里佰顿百勤毛坝8井1492.35-1503.092008-10-102193

39、.71只/套硫化217.6mm×4.95m百勤元坝1014564.38-4575.312008-9-29元坝124115.36-4125.562009-2-233273.14只/套套装302mm×0.61m贝克西油联合元坝123171.01-3171.753170.14-3170.873161.54-3162.273160.60-3161.332008-9-293、 盐层段使用厚壁套管为了防止盐层段的蠕动变性而损坏套管，近年来我们在多口井上的盐层段使用了厚壁套管，保证了井下后续施工安全。厚壁套管使用情况部分统计见表11。 厚壁套管使用情况统计 表11厚壁套管规格型号使用的井

40、号及数量149.23mm×TP125S×13.93mm×TP-FJ扣元坝3井×200m149.23mm×110TS×14.20mm×WSP-4T扣元坝101井×254m203.1mm×110TS×17.4mm×WSP-4T扣元坝11井×401m、元坝12井×525m、毛坝8井×233m222.25mm×TP150TT×15.52mm×TP-CQ扣新黑池1井×240m4、在高含硫气层段使用镍基合金套管近年来，根据取得的

41、科研攻关成果，在先后在16口井上的高含硫气层段使用了镍基合金套管，较有效的解决了川东北酸性条件下套管防腐问题。镍基合金套管使用情况见表12。 镍基合金套管使用情况统计 表12镍基合金套管规格型号使用的井号及数量193.7mm×SM2242-110×12.7mm×VAM-TOP大湾3井×311m、元坝5井×380m、元坝12井×555m、177.8mm×Sanicro28-110×12.65mm×TS-3SB普光8井×588m、毛坝4井×679m、普光9井×497m、普光10井

42、×55m、普光11井×418m、毛坝6井×500m、177.8mm×SM2242-110×12.65mm×VAM-TOP毛坝7井×419m、普光12井×436m、139.7mm×SM2550-130×10.16mm×VAM-TOP元坝2井×30m、元坝3井×401m、元坝101井×474m、元坝102井×620m、大湾102井×123m、（四）组织召开固井质量分析会和技术交流会勘探南方分公司为了保证固井质量，交流最新固井动态，除了定期召

43、开每年一度的固井质量分析会，总结一年来的固井工作，分析存在的问题，找出差距，制定整改措施，为来年工作打下好的基础。还不定期召开固井质量分析会和技术交流会，各固井施工单位一起交流经验和教训，互相学习取长补短，一些好的技术得到应用，好的措施得到推广，有的意见和建议还补充和完善了川东北地区的固井技术规范和标准。对一些固井质量问题井，如普光101井、清溪2井、元坝3、4、5井，当问题出现后及时组织有关单位和人员认真分析问题的原因，总结教训，制定整改的措施，防止类似问题再次发生（固井典型案列分析详见附录）。三、取得的主要成果随着钻井的深度增加，固井技术面临的各种难题相继出现：不同尺寸的套管串下深也越来越

44、深、井下的温度也越来越高、水泥浆试验的技术难度越来越大、深井的各种复杂情况越来越多、水泥浆的密度根据井况要求向超高和超低的两级分化越来越明显。在困难重重的条件下，勘探南方分公司经过坚持不懈的科研攻关、积极主动学习和引进，近几年来，固井技术仍然取得了进步和发展，还多次创造了固井新纪录：1、339.7mm套管固井：河坝102井单级固井最大下入深度2208.75m。簰深1井单级固井下深3631.8m。2、273.1mm套管固井：元坝5井单级固井最大下深4374.86m；河坝102井悬挂固井最大下入深度4620m；簰深1井悬挂固井下深5383m；元坝4井悬挂段长最长3014.97m。 3、260.35

45、mm套管固井：川科1井悬挂固井最大下深5700m。4、244.5mm套管固井：元坝9井悬挂固井最大下深4773.12m。5、177.8mm套管固井，普光10井悬挂固井最大下入深度6534m；6、193.7mm套管悬挂固井：元坝1井最大下入深度6606.3m；大湾3井193.7mm套管悬挂段长最长达到3329.44m。7、146.1mm套管尾管固井：元坝1-侧1井最大下入斜井深度7425.81m。元坝3井最大下入直井深度7450m和悬挂段长度最长2210.07m。8、元坝3井146.1mm尾管固井井底静止温度最高达到177。水泥浆试验温度最高达到155，试验压力130MPa。9、元坝3井146.

46、1mm尾管内注井底水泥塞的水泥浆试验温度最高达到175。10、河坝2井146.1mm尾管固井常规水泥浆领浆密度最高达到2.36g/cm3。11、河坝2井146.1mm尾管固井常规水泥浆尾浆密度最高达到2.36g/cm3。12、清溪3井146.1mm尾管固井隔离液密度最高达到2.30g/cm3。13、河坝102井146.1mm尾管固井胶乳防气窜水泥浆密度最高达到2.30g/cm3。14、河坝101井339.7mm表层套管固井全井采用1.35 g/cm3的低密度水泥浆固井。15、河坝101井273.1mm套管单级固井低密度水泥浆领浆密度最低达到1.34g/cm3。16、金溪1井193.7mm套管尾

47、管固井低密度水泥浆领浆密度最低达到1.30g/cm3。17、清溪3井146.1mm尾管固井，井内漏溢密度窗口仅0.01g/cm3，在井浆、先导浆、隔离液、领浆、尾浆的密度均为2.30g/cm3情况下，利用粘度优势固井，固井质量优质。四、存在的主要问题由于川东北地区的井况太复杂，加之我们的主观努力也不够，近年来在固井施工过程中暴露出来的问题比较多，也较突出，这些问题在一定程度上影响了固井质量，这些问题主要是：（一）、井漏的问题突出地层承压能力不足，不能满足正常固井需要，固井施工中漏失频繁，其特点是，下套管或注替过程中井漏，甚至失返；造成水泥浆返高不够；井漏严重影响了固井质量。仅2008年固井施工

48、作业中就有20口井发生漏失，井漏井占同尺寸套管固井的22.09%。固井井漏情况见表132008年固井漏失情况统计 表13固井施工井漏时的工况发生井号及固井套管尺寸漏失量在下套管过程中漏失金溪1井146.1、东岳1井273.1、元坝4井273.1、元坝101井273.1、河坝101井273.1、川科1井260.4、元坝11井273.1、马102井244.5、毛坝8井273.1井口失返最多漏失429.57m3技套下完，循环井漏元坝5井273.1、分1井273.1、河坝101井193.7井口失返注水泥双庙102井339.7、大湾3井193.7、马102井339.7井口失返替浆双庙101井193.7、

49、新黑池1井298.45、毛坝7井273.1 井口失返替浆后起钻三星1井244.5 漏失85m3为了保证固井质量，经常在固井施工前要进行提高地层承压能力，进行此项工作决非易事，有时不能在较短的时间内能完成，往往需要很长的时间和做大量的工作才能达到固井施工设计的要求，要花费大量的人力、物力和时间。为固井提高地层承压能力耗费时间情况见表14。为固井提高地层承压能力耗费时间不完全统计 表14井号承压堵漏井段(m）地 层承压堵漏耗用时间大湾2 563.54-3541.41m1858.50-5060.89m沙溪庙组-自流井组雷口坡93:00772:00 清溪1600.64-3093.473067.79-4

50、261.77嘉陵江822:39毛坝4312.00-2526.00m沙溪庙组-自流井组38:30金溪1 2300.45-2740.00雷口坡881:00黑池14466-4894.04m嘉陵江912:00(最后未固井)马2井3679.40-3705.00雷口坡148:30龙8434-22962296-46352296-4733须家河、巴东、嘉陵江嘉陵江、飞仙关、长兴、吴家坪、茅口嘉陵江、飞仙关、长兴、吴家坪、茅口76:30109:10227:00（二）、固井后窜水、窜气时有发生固井后窜水、窜气是近年来出现的问题，2008年在固井施工中有5次固井后发生窜水、窜气，固井后窜水、窜气的井占气层套管固井数

51、的10%：如：金溪1井146.1mm尾管悬挂固井，注水泥顶替完拔出中心管就发生溢流；河坝102井193.7mm套管悬挂固井，固井后通井无水泥塞，气窜严重；元坝3井146.1mm尾管悬挂固井，正常施工，替浆完起钻15柱循环，循环后起5柱关井憋压8MP憋压候凝12小时后起钻，电测时发现溢流，最后只得采用短回接补救；元坝3井146.1mm短回接固井后，密度2.17降至1.83 g/cm3循环有气窜；元坝4井146.1mm尾管悬挂固井施工，顶替碰压到位，起钻15柱循环钻井液2周，起钻5柱，环空憋压5 MPa候凝，48小时后压力发生变化，立压由6.086.2MPa，泄压至3.8MPa，又4.0MPa，再

52、7.3MPa，最高10.4 MPa。套压由5.19.2MPa泄压后，7.7MPa；最后7.8 MPa。测完声幅发现井口有小股间断溢流现象，只得压井短回接。（三）、小间隙固井的问题仍然突出非常规系列井身结构的应用出现的环空小间歇问题，给下套管和保证固井质量提出了难题。川东北地区井身结构通常为：508mm（或406mm）×339.7mm×273.1mm（或244.5mm）×193.7mm（或177.8mm）×146.1mm（或139.7mm），这种结构的不足是套管与井眼的环空间歇较小，施工泵压高，水泥环薄，固井质量不容易得到保证。为解决下套管困难问题，使用了

53、无接箍套管，如193.7mm、146.1mm套管等。无接箍套管下入有特殊技术要求，建深1井首次使用273.1mm大尺寸的无接箍套管，该井于井深3798.00m，在314.3 mm井眼中下入天钢产273.1 mm无接箍套管3794.56m，经施工单位的努力，固井质量优。目前在314.1 mm裸眼井段大多下入小接箍273.1 mm套管，在上层339.7 mm套管内下入标准接箍的273.1 mm套管。尽管如此环空小间隙的固井质量问题仍然突出。（四）、固井工具问题近年来，在固井施工过程中，固井工具附件也出现了一些问题，不同程度地影响了施工和固井质量。固井工具附件出现的失效问题主要是：悬挂器挂不住、中途

54、提前坐挂；分接箍打不开、关闭不了；悬挂器卡瓦坐挂压力比设计压力高出很多；蹩开悬挂器球座挂压力比设计压力高出很多；球座打不开、浮箍关不严、内嵌式浮箍移动等。2008年固井工具附件出现的失效问题并无减少的趋势，全年进行悬挂固井施工37井次，有7口井发生悬挂器挂不住或中途提前坐挂的情况，占悬挂固井总数的18.91%：近年固井工具附件出现的失效问题统计情况见表15。近年固井工具附件存在的主要问题统计 表15井号固井层次工具附件存在的主要问题工具附件商现场服务商备注普光7井244.5mm双级固井分接箍打不开威德福无2005普光7侧1146.1mm尾管悬挂固井尾管浮鞋脱落大陆架大陆架2006大湾2井177.8mm尾管悬挂固井浮箍关不严大陆架大陆架2006普光11井177.8mm尾管悬挂固井钻杆