复杂井固井技术进展及应用设计-

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复杂井固井技术进展及应用设计.

1报告提纲中石油固井现状、面临挑战及开展研究工作的建议复杂井固井应用设计复杂井固井技术进展及应用设计.

2中石油固井近年来主要技术进展中石油固井技术面临的挑战下步研究方向及思路开展研究工作的建议中石油固井现状、面临挑战及开展研究工作的建议.

3一、国外固井近年来主要技术进展固井发展的四个阶段1、发明固井方法2、固井工艺方法浮鞋、浮箍、扶正器、胶塞分级固井、尾管固井等注水泥、下灰装置得到发展水泥种类降失水剂、缓凝剂、分散剂冲洗液及隔离液外掺料3、外加剂4、水泥石改性、智能化及信息化斯伦贝谢FLEXSTONE哈里伯顿的ElastiCem与ElastiSeal水泥浆国内先引进水泥车（CPT986）及固井工具，后为外加剂，目前为弹塑性水泥水泥石几个致命缺点.

4国内外早期固井现场施工自1903年开始固井以来，经过固井工作者100多年的努力，固井技术有了很大进步，在固井工艺、水泥及外加剂、固井工具及附件、固井装备等方面均有了较快的发展，形成了适应不同地质及钻井条件的配套固井技术，基本满足了不同条件下固井的需要一、国外固井近年来主要技术进展.

5国外固井技术进展一、国外固井近年来主要技术进展固井装备水泥浆体系顶替效率模拟固井智能化井筒完整性分析.

6一、国外固井近年来主要技术进展固井附件及固井工具国外固井技术进展.

7斯伦贝谢公司固井设计及监测软件CemCADE固井设计软件TDAS油管及套管设计与分析软件WELLCLEANⅡ顶替效率模拟软件CemSTRESS应力分析软件CemACT固井监测软件InterACT数据实时传输软件BJ公司的CEMFACTS™PLUS固井设计、固井优化、实时监测与数据采集固井结束后的总结哈里伯顿注水泥设计及模拟系统OptiCemRT反演井下水泥浆的实时位置实时反演环空及薄弱点的ECD,保证安全施工对比设计及施工的泵压，以便其他井进行修正一、国外固井近年来主要技术进展国外固井技术进展.

8随着石油天然气的不断开发利用，逐渐转向深层、复杂气藏、海洋以及低渗透、非常规油气的开采利用。为了满足复杂深层油气藏、高酸性油气藏、稠油油藏、海洋深水油藏、非常规油气藏、储气库（枯竭气藏、盐穴）、老油藏挖潜及海外复杂油气勘探开发的需要，经过多年的攻关研究，特别是“十二五”以来的攻关研究，固井技术已经取得了长足的发展，基本形成了系列配套的固井材料、工具及相应的固井工艺技术二、中石油固井近年来主要技术进展.

9深井超深井固井技术有针对性的井眼准备及通井措施套管安全下入技术高性能的抗高温、高密度水泥浆体系窄间隙高密度钻井液条件下提高顶替效率的措施固井综合压稳、平衡压力固井技术保证固井施工安全的措施复杂天然气固井技术防气窜理论防气窜评价方法防窜固井工艺防窜水泥浆体系平衡压力固井技术水泥浆防窜性测试仪器1、固井工艺新疆及川东北几个油气田平均井深二、中石油固井近年来主要技术进展.

10水平井及大位移井固井技术固井优化设计套管安全下入技术（漂浮下套管技术）保证套管居中及提高顶替效率的措施低失水微膨胀及胶乳水泥浆体系等大尺寸井眼大温差长封固段一次上返固井技术紊流冲洗液配合加重隔离液提高顶替效率优选强度发展快低失水微膨胀水泥浆，保证对环空的有效封隔优选高性能敏感性低的缓凝剂与降失水剂，实现了大温差长封固段固井采用双密度、双凝水泥浆，配合环空加回压技术，实现平衡压力固井1、固井工艺中石油完成水平井情况二、中石油固井近年来主要技术进展.

11特色固井水泥浆及前置液体系高强度低密度水泥浆体系高温深井水泥浆体系高密度及超高密度水泥浆体系短候凝水泥浆体系防窜水泥浆体系抗盐水泥浆体系胶乳水泥浆体系防漏水泥浆体系防腐蚀水泥浆体系韧性膨胀水泥浆体系大温差水泥浆体系新型化学泡沫水泥浆体系MTC、多功能钻井液体系冲洗液、隔离液体系2、外加剂及水泥浆体系二、中石油固井近年来主要技术进展.

12大温差及配套系列缓凝剂获得突破DRH-100L大温差缓凝剂，适用温度50～120℃DRH-200L、BCR-260L大温差缓凝剂，适用温度80～180℃DRH-310S、DRH-320S大温差缓凝剂，适用温度90～190℃2、外加剂及水泥浆体系开发的大温差水泥浆体系适用温度范围宽，适用温差范围广，水泥浆柱顶部强度发展快，有利于保证深井长封固段大温差固井质量，近3年来共应用近700口井二、中石油固井近年来主要技术进展.

13开发了3种水泥石增韧材料（DRT-100L、DRT-100S、DRE-100S），形成了2套（中温、高温）韧性水泥浆体系，最高使用温度可达200℃，水泥石弹性模量较常规水泥石降低20%-40%。韧性水泥技术总体水平国内领先，替代了进口，在华北、大港、长庆储气库及页岩气等成功应用30多口井国内外韧性水泥性能对比DR系列增韧材料DRE韧性膨胀水泥浆体系取得重要进展二、中石油固井近年来主要技术进展.

14PVA（聚乙烯醇类）类降失水剂已经成熟，用量大幅上升AMPS类降失水剂克服了鼓包、包芯及高温稳定问题胶乳水泥浆抗温及抗盐能力得到提高抗温达190℃、抗盐达15％、密度范围为2.0～2.6g/cm3开发了防CO2腐蚀材料，形成了防腐蚀水泥浆体系磷酸盐水泥室内研究获得突破自修复固井材料开始研究，有初步进展2、外加剂及水泥浆体系二、中石油固井近年来主要技术进展.

15尾管悬挂器、分级箍等常规固井工具及附件已经形成系列，替代进口自膨胀材料及自膨胀封隔器取得突破（防窜自膨胀封隔器、代替固井自膨胀封隔器）3、固井工具及附件二、中石油固井近年来主要技术进展.

16尾管悬挂器开发获得新进展随位自动脱挂旋转尾管悬挂器旋转尾管悬挂器可控尾管悬挂器可膨胀尾管悬挂器获得规模商业应用常规固井工具基本满足现场需求，旋转尾管悬挂器、膨胀尾管悬挂器获得新进展3、固井工具及附件二、中石油固井近年来主要技术进展.

17各油田固井装备水平（水泥车、干混及批混装置）得到进一步提高，水泥车进行了的更新换代4、固井装备密度自动控制、批次混配系统得到普遍应用固井质量智能化控制系统取得初步进展二、中石油固井近年来主要技术进展.

18油井管自给率已经从2002～2007年一直徘徊在85％左右提高到2010年的97%。产品在全面覆盖API5DP和5CT的基础上，也开发了系列的非API钢级和特殊螺纹接头油井管塔里木油田设计开发了一套新型尺寸系列井身结构（塔标Ⅱ），采用51/2套管完井，确保4-1/2套管完井，满足了勘探开发需要深井超深井用油套管5、油套管二、中石油固井近年来主要技术进展.

19环空带压理论模型建立及技术应用紧密堆积水泥浆体系研究水泥环不收缩及弹塑性改造固井技术的信息化、智能化、集成化6、固井基础研究二、中石油固井近年来主要技术进展持续研究.

20报告提纲一、中石油固井近年来主要技术进展二、中石油固井技术面临的挑战三、下步研究方向及思路四、开展研究工作的建议.

214大工程大庆油田4000万吨稳产长庆油田5000万吨上产，建成“西部大庆”建成“新疆大庆”（3300+1540+400）川渝地区300亿方上产3大接替领域页岩气，煤层气，海洋2个“半壁江山”天然气占总量50%海外产量占总量50%1个“牛鼻子”提高单井产量十二五CNPC上游业务的“4321”目标二、中石油固井技术面临的挑战.

22中国石油2000-2008年完成井数与进尺情况对比图近几年，为满足储量高峰期工程和保持油气产量箭头朝上的需要，钻井工作量持续快速增长，屡创历史新高，2011年钻井进尺较2005年增加87.7％，深井超深井及复杂天然气井越来越多中国石油近年来完成井数与进尺情况对比中国石油国内原油产量变化情况二、中石油固井技术面临的挑战.

23煤层气深水深层石油天然气勘探开发钻井领域不断扩展致密气致密油页岩气重油、油砂极地页岩油可燃冰计划二、中石油固井技术面临的挑战.

24高温高压分布广泛我国的几大油气区如新疆的塔里木盆地、准噶尔盆地、川渝地区、松辽深层，以及中亚的乌兹别克斯坦、土库曼斯坦，均存在着高温高压问题，一般井深在4500-7000m，井温在150-240℃，压力在100-150MPa以上松辽深层地区地温梯度4℃/100m，4500m井深地温超过180℃乌兹别克斯坦的费尔甘纳盆地地层压力达到了140MPa以上1、复杂深井超深井固井技术二、中石油固井技术面临的挑战.

25复杂地层分布广泛如塔里木盆地的窄密度窗口、易漏层，塔里木油田、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦的巨厚盐膏层等盐膏层：A区盐膏层厚度450米左右，B区盐膏层厚度900米左右。上下盐层为纯盐层，局部含有高压盐水层。阿姆河右岸气田盐层分布塔里木油田大北气田古近系对比图1、复杂深井超深井固井技术二、中石油固井技术面临的挑战.

26井漏和窄密度窗口的漏喷对固井的挑战低压漏失井、窄安全密度窗口井堵漏存在较大难度，提高地层承压能力困难；国内防漏外加剂、防漏水泥浆体系及配套施工工艺一方面不能保障施工安全，另一方面封固质量不能满足要求迪那地区目的层裂缝发育川渝地区多层压力体系，高低压力相间，喷漏共存1、复杂深井超深井固井技术二、中石油固井技术面临的挑战.

272、复杂天然气井固井技术在阿姆河右岸气田前期统计的193口井中，带压井39口，占总井数的20.2%；固井时发生气窜有14口，占总井数的7.3%环空带压对天然气井长期安全生产的挑战国内目前深层气井环空气窜和带压问题突出，严重影响了天然气井生产和安全，如川渝地区、塔里木油田、松辽深层天然气、土库曼斯坦，部分页岩气、储气库井等二、中石油固井技术面临的挑战.

28酸性气体分布广泛松辽盆地深层高含CO2，川渝地区、土库曼斯坦高含H2S3、酸性气藏固井技术含H2S和CO2气体对水泥石、套管及工具具有腐蚀作用，目前在高含H2S、深层高含CO2防腐抗温固井技术还很不完善，不同地层流体介质情况下对水泥石强度、寿命的影响还缺乏研究二、中石油固井技术面临的挑战.

291000-2000米3000米直井水平井直井压裂水平井压裂水平井钻井技术实现储层接触最大化，增加可动用储量，增加单井产量尤其是水平井多段压裂技术的突破，推动水平井技术再上新台阶4、页岩气固井技术水平井固井质量不理想，压裂过程中都出现了一定的复杂（桥塞遇阻），可能与固井质量有一定关系，水平井生产套管固井质量直接影响分段压裂与井筒完整性我国主要盆地和地区的页岩气资源量为（15-30）×1012m3，具有良好的发展前景二、中石油固井技术面临的挑战.

305、致密油气固井技术国外页岩气、致密油主要采用“水平井+多段压裂”的开发方式，大幅度提高了单井产量，推动了非常规油气藏有效开发体积压裂对水平井固井质量及水泥环密封性能要求高，目前部分井水平段固井质量优良率低，体积压裂施工风险高，存在压窜可能，需要开展提高水平段固井质量研究中国致密砂岩气资源量约为12万亿立方米，展望未来20年中国天然气产量构成前景，预计到2030年，非常规天然气的产量占到天然气总产量的50%以上，致密砂岩气将为之做出巨大贡献二、中石油固井技术面临的挑战.

31储气库建设已经列入中国天然气安全稳定供气的重点工程。“十二五”期间建成天然气年工作气量130亿方，第一批已进入尾声，第二批正在启动6、储气库固井技术第一批建设的储气库第二批启动的储气库二、中石油固井技术面临的挑战.

32保证井筒长期注采密封性是保证储气库长寿命、安全运行的关键，难度大，技术要求高华北油田储气库固井难点储层埋藏深（3500～5300米）地层温度高（110～1570C）地层情况复杂（坍塌、漏失）气藏亏空严重（0.18～0.95）一井出问题，整气库报废储气库井一次固井质量要求高运行时需要承受注、采交变载荷，对井筒密封性能（管串、水泥环）要求高单井封隔质量差，影响整个井组安全运行窜气、带压处理难度大，管理复杂，成本高储气库井固井的特殊性：二、中石油固井技术面临的挑战.

33深水油气资源勘探开发现状我国是世界上海底油气资源非常丰富的国家之一，有“第二个波斯湾”之称，但是，由于国内海洋钻井装备技术薄弱，配套能力差，对外依赖度高，致使海上油气田开发进程缓慢中国海洋油气年产量达到5000万吨油当量，成功建成一个“近海大庆”。深水油气资源正在加紧勘探开发，致力再建一个“深水大庆”7、低温深水固井技术二、中石油固井技术面临的挑战.

34低温深水固井的主要问题表层低温密度“窗口”狭窄，地层易压漏潜在的浅层水窜和气窜顶替效率差对水泥浆的基本要求水泥浆密度低顶替效率高较短的过渡时间和较快的强度发展泥线固井低水化热水泥环具有长期密封完整性7、低温深水固井技术深水海底温度二、中石油固井技术面临的挑战.

35“十一五”期间中石油完成了海外油气全球业务布点，形成了“中亚-俄罗斯、中东、美洲、非洲、亚太”五大海外油气合作区。“十二五”末，海外油气作业产量将达到2亿吨,占据“半壁江山”，规划要求自主勘探支撑5500万吨8、海外油气田复杂井固井苏丹三大项目苏丹红海项目乍得项目尼日尔项目伊朗3区中国石油目前海外主要风险勘探项目分布滨里海东缘中区块项目PK项目阿姆河右岸项目乌费尔干纳项目海上项目二、中石油固井技术面临的挑战.

36伊朗(南阿、北阿、南帕斯)储层非均性强，压力系统复杂，裂缝发育伊拉克(哈法亚、鲁迈拉、绿洲)多层严重漏失、井壁不稳定、密度窗口窄土库曼斯坦（阿姆河右岸）深井，高温、高压、高产、高含硫、含巨厚盐膏层哈萨克斯坦（阿克纠宾地区）封固段长，环空间隙小，井漏，气窜，固井质量差委内瑞拉（胡宁4）位垂比大、摩阻大，钻进、下管柱困难施工区域逐步向难点地区推进，井下地质条件复杂，钻井难点及问题多，给固井提出了挑战8、海外油气田复杂井固井二、中石油固井技术面临的挑战.

37报告提纲一、中石油固井近年来主要技术进展二、中石油固井技术面临的挑战三、下步研究方向及思路四、开展研究工作的建议.

38复杂井一次作业成功率有待提高提高固井一次作业成功率，是确保工程技术安全的关键，是提高固井质量的保障，省略后期补救作业复杂层间有效封隔能力不强实现层间有效封隔，是后续安全钻井的保障，是提高开发效益的保障长寿命封固质量无法确保固井的长期封固质量，是延长油气井寿命的关键，是提高单井综合经济效益的关键有办法无把握核心问题：密封完整性结构完整性腐蚀完整性三、下步研究方向及思路.

39三、下步研究方向及思路实现三个完整性的四个主体方向，解决有有办法、无把握的问题.

40三、下步研究方向及思路目前固井技术研究的现状只是一项现场应用工程，尚未形成学科应用技术研究多，基础理论性研究少短期技术研究多，长期深入性技术研究少固井基础理论由目前的定性化评价向定量化评价的方向发展由理论研究向指导现场的方向发展1、研究现状及发展趋势.

41三、下步研究方向及思路固井材料及外加剂单一工程性能向多功能性能转变从水泥浆研究向水泥石特性研究转变水泥环从实现短期封隔向保证长期密封的方向发展固井装备向集成化、信息化、智能化方向发展实现仿真模拟与监控一体化固井工具发展从管串附件向工艺配套功能发展从常规工具向个性化、更可靠的方向发展1、研究现状及发展趋势.

42固井基础理论紧密堆积理论研究顶替效率研究环空带压及完整性评价研究固井材料添加剂及水泥浆体系研究特殊固井工具研究智能化固井系统研究配套固井工艺技术三、下步研究方向及思路2、研究方向.

43以服务于油气勘探开发业务为目标，以提升固井技术水平和核心竞争力为出发点，加强固井技术发展的战略规划和管理以基础理论研究为突破，以创新固井工艺技术为核心，实现装备、工具及附件、外加剂、软件的共同发展坚持科研与生产相结合，工程与技术相结合，发挥直属院所、企业院所和石油院校的技术优势和人才优势，调动生产企业的积极性三、下步研究方向及思路3、指导思路.

44报告提纲一、中石油固井近年来主要技术进展二、中石油固井技术面临的挑战三、下步研究方向及思路四、开展研究工作的建议.

45四、开展研究工作的建议紧密堆积理论研究机理研究及模型建立堆积材料评价、筛选和研制顶替效率研究前置液驱替及机理研究冲洗效果评价研究影响顶替效率的综合因素研究顶替效率模型建立顶替效率评价模拟实验室建设.

46四、开展研究工作的建议环空带压及完整性评价水泥石力学特性研究水泥环破坏准则研究密封完整性模型建立模拟实验室建设及试验智能化固井系统研究固井工程建模研究固井工程设计与仿真模拟系统研究固井工程监测与控制系统研究固井监测仪器集成与测试.

47四、开展研究工作的建议固井材料、添加剂及水泥浆体系研究新型外加剂研制与性能优化水泥石改性材料研究与水泥石特性评价高温大温差水泥浆体系研究重点为超过120℃及低于100℃的大温差水泥浆体系研究广谱性缓凝剂开发及高温缓凝剂水泥浆稳定性问题抗盐水泥浆体系深入研究高温抗盐水泥浆、低温抗盐水泥浆水泥浆体系及性能完善AMPS类水泥浆、胶乳水泥浆及弹塑性水泥浆.

48四、开展研究工作的建议固井材料、添加剂及水泥浆体系研究低密度、高密度水泥浆体系完善低温早强外加剂及体系技术完善水泥石长期抗高温技术研究稠油热采井、地热井固井、煤气化井固井水泥石防收缩问题及产生微裂缝问题的研究防止收缩、长期稳定封隔技术自修复材料.

49四、开展研究工作的建议特殊工具研究漂浮接箍及配套工具研制金属密封分级箍研制遇油遇水膨胀封隔器研究液压扶正器研制耐磨蚀浮箍研制振动固井工具研制新型尾管悬挂器研制煤层气分段完井工具研制.

50四、开展研究工作的建议智能化固井系统研究模拟软件系统开发指挥控制系统研究硬件系统配套研究固井工艺配套大位移井漂浮固井、半程固井等振动固井技术及工具复杂深井超深井固井复杂天然气固井超长大位移固井特殊工艺井固井海洋深水固井.

51报告提纲中石油固井现状、面临挑战及开展研究工作的建议复杂井固井应用设计复杂井固井技术进展及应用设计.

52报告提纲油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素复杂井固井应用设计.

532010年第一批储气库建设启动以来，经过近两年的建设，辽河等6家油田储气库项目除大港、长庆外，各油田储气库全面进入施工收尾阶段，2013年二季度开始陆续注气投产一、油气藏型储气库固井设计1、中石油储气库建设现状.

54按照集团公司的统一部署，2014年中国石油在上游继续启动第二批储气库建设工作，主要包括华北兴9、吉林双坨子等5个建库区块，设计总工作气量21亿立方米1、中石油储气库建设现状一、油气藏型储气库固井设计.

55储气库井与常规油气井的区别储气库固井难度大，要求高，保证固井质量困难一、油气藏型储气库固井设计.

56一、油气藏型储气库固井设计质量和寿命要求高：1口井可以毁掉1个气库，寿命30~50年功能不同：常规井只采不注，压力递减，而储气库井要满足气库大吞大吐和交变应力的影响老井多、处理要求高：储气库主要建在已开发过的油气田和盐矿，老井多、井况复杂，且封堵质量要求与常规的油气田老井封堵有很大的区别2、储气库固井的特殊性及难点井深、井眼尺寸大，目的层衰竭严重所带来的井身结构优化井筒管柱及附件质量要求高，需要加强检测面临地层漏失、地层承压堵漏、地质卡层、老井封堵等难题优化完井工艺和管串设计对气库扩容和安全运行重要储气库的业主、设计方、施工方、监督方的协调和管理.

57地层压力低，易漏失，高性能低密度水泥浆配方设计及保证安全施工困难部分井段井径不规则，套管居中难度大多采用水平井，井眼多次承压处理，顶替效率低部分井上部地层存在水、气窜多种复杂并存，固井施工综合难度大中石油在建储气库一次固井的共性难点保证一次固井质量合格率及盖层段的封固质量是保证储气库长期安全运行的关键2、储气库固井的特殊性及难点一、油气藏型储气库固井设计.

58华北储气库井深、井眼大，潜山埋深大于4300mC-P盖层易垮易漏，密度窗口窄，坍塌压力系数约为1.43左右，破裂压力系数约为1.53井身结构复杂，固井井段长，尤其是盖层一级封固段也达1300-1600m，加之上部钻井液液柱压力，井筒静液压力当量密度1.50，接近地层破裂压力华北油田储气库固井难点储层埋藏深（3500～5300m）地层温度高（110～157℃）地层情况复杂（坍塌、漏失）气藏亏空严重（0.18～0.95）一井出问题，整气库报废2、储气库固井的特殊性及难点一、油气藏型储气库固井设计.

59一、油气藏型储气库固井设计3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施现场施工及综合配套技术韧性膨胀水泥浆体系井眼准备提高顶替效率储气库固井技术.

60一、油气藏型储气库固井设计（1）井眼准备提高井身质量，为固井创造良好的井筒条件早期处理，强化地层承压堵漏措施，提高地层承压能力（逢漏即封，由一次性承压堵漏改为分段随钻堵漏）优选钻井液体系，防止井壁失稳，保证井径规则固井前进行对裸眼段进行承压试验，求准破裂压力，以此优化设计，进行“三扶”通井3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施.

61（2）提高顶替效率的主要措施优化扶正器的加量及安放位置，保证套管的居中度根据井下情况及井壁的稳定程度，充分调整钻井液性能，降粘降切采用低粘切的预冲洗液配合高效冲洗隔离液（加大用量）针对混油钻井液，隔离液应具备强洗油能力根据地层承压情况确定合适的顶替排量，采用大排量顶替，不采用紊流顶替一、油气藏型储气库固井设计3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施水泥浆、隔离液及钻井液冲洗隔离液基本要求体系沉降稳定性能良好冲刷井壁、驱替钻井液的效果良好与水泥浆、钻井液的相容性良好针对混油钻井液驱油效果良好.

62研究有效的冲洗液选用菱角形加重材料配制冲洗液，增强了对井壁虚泥饼的冲刷能力，提高了水泥石的界面胶结强度使用先导低密度低黏切抗钙污染钻井液在注前置液之前注入40-60m3先导浆，既降低了环空液柱压力、弥补了地层承压能力的不足，又起到了稀释清洗井内黏稠钻井液的作用，从而避免了水泥浆与钻井液接触变稠，提高了顶替效率扶正器使用旋流发生器和旋流扶正器，提高了不规则井眼井段水泥浆的顶替效率采用大排量注替7˝尾管固井的最大注入排量和顶替排量分别达到了2m3/min和2.7m3/min华北储气库提高顶替效率的技术措施一、油气藏型储气库固井设计.

63（3）韧性水泥浆采用紧密堆积技术优化低密度水泥浆，提高水泥浆的综合性能，解决地层承压能力低的问题在保证水泥浆综合性能的前提下，对水泥石力学性能进行改造，降低水泥石的弹性模量，解决长期注采交变应力影响问题，在对水泥石力学性能改造的同时，不能破坏水泥浆的其他性能韧性水泥浆配方主要难点水泥石韧性与强度之间的矛盾（弹性模量低则强度低）韧性与安全施工之间的矛盾（增韧材料加量大施工存在困难或风险）外加剂与弹性材料配伍性好，水泥浆浆体稳定性好，水泥石体积不收缩性，早期强度发展快，并有长期的强度稳定性3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施一、油气藏型储气库固井设计水泥浆稠化时间长（倒挂），调整困难；浆体稳定性差；破坏水泥的晶格结构，抗压强度大幅降低；施工时下灰困难，固井质量得不到保证.

64（4）现场施工及综合配套技术优化钻井液、前置液、水泥浆浆柱结构，采用平衡压力固井技术加强现场水泥浆的复核工作，把好最后一道关口保证固井工具及附件的可靠性，加强入井的检查多车联注，采用批混技术，保证入井水泥浆密度均匀保障施工装备，确保施工连续，做好固井突发预案3、保证施工安全、提高固井质量的技术措施一、油气藏型储气库固井设计严把关口，一切以固井质量为中心，井况、井眼等施工环境和施工设备未达到要求的决不能进行固井施工实行“一井一策”.

65华北苏桥储气库固井难点储层埋藏深（3500～5300m）地层温度高（110～157℃）地层情况复杂（坍塌、漏失）气藏亏空严重（0.18～0.95）大港板南储气库固井难点地层压力系数较低，东营组顶界地层易发生漏失固井各层套管水泥返至地面，一次封固段长，施工难度大储气库井对固井质量要求高、难度大一、油气藏型储气库固井设计4、初步形成的配套技术（1）DRE韧性膨胀水泥浆体系开发了中温及高温2套韧性膨胀水泥浆体系.

66提高水泥石的韧性，同时增韧材料和水泥浆具有良好的配伍性，能够均匀分散，和其他外加剂体系兼容无副作用提高水泥浆的悬浮稳定性，提高水泥石中固相量，提高强度水泥浆流变性好、失水量低，综合性能满足工程要求增韧材料的微筋结构确定了水泥弹塑性改造的方案高温：DRT-100L+DRE-100S中温：DRE-100S+DRT-100S低温盐水：DRB-3S固相：微硅其他：增加高温下液相粘度降失水剂：中温及高温缓凝剂：中温、高温分散剂：外掺料：漂珠、石英砂等降低弹性模量，提高泊松比韧性膨胀水泥浆加入弹模低、泊松比高的材料合适的形状及粒径分布，亲水性好依据紧密堆积原理，优选其他配套外掺料及外加剂，强度适中满足现场安全施工的要求满足2-3天质量检查要求满足长期密封的要求韧性膨胀水泥浆体系增韧材料超细活性材料配套外加剂一、油气藏型储气库固井设计.

67DRE韧性膨胀水泥攻克的技术难点水泥石韧性与抗压强度之间的矛盾（影响强度及结构）增韧材料及与安全施工之间的矛盾（影响下灰及密度）外加剂与弹性材料配伍性之间的矛盾（影响浆体性能，良好相容性）韧性水泥增韧效果图示一、油气藏型储气库固井设计4、初步形成的配套技术（1）DRE韧性膨胀水泥浆体系.

6869中低温韧性水泥浆体系：增韧材料DRE-100S、降失水剂DRF-300S、增强材料DRB-1S等（大港板南、长庆、北京管道大港储气库）一、油气藏型储气库固井设计.

6970高温韧性水泥浆体系：增韧材料DRT-100L、降失水剂DRF-120L、增强材料DRB-1S、玻璃微珠等（华北苏桥储气库等）水泥在110-120℃存在晶相转化点高温条件下，水泥、外加剂、韧性材料相互作用，既满足安全施工、固井质量、韧性改造的要求一、油气藏型储气库固井设计.

70冲洗隔离液技术采用新型加重材料与油基钻井液冲洗液，增加前置液用量（1.15g/cm3，40m3），提高冲洗、隔离效果平衡压力固井技术固井作业前做好承压试验双凝双密度水泥浆技术（领浆：1.55-1.65g/cm3胶乳低密度水泥浆，尾浆：1.90g/cm3DRE膨胀韧性水泥浆）井眼准备技术下套管前采用“三扶〞通井；调整钻井液性能（低粘切）提高套管居中度技术软件模拟，合理设计扶正器种类和数量，保证套管居中度大于67%DRE膨胀韧性水泥浆技术实现水泥石韧性改造，提高水泥环的长期力学完整性，保障后期注采高效、安全运行一、油气藏型储气库固井设计4、初步形成的配套技术（2）固井配套技术以华北苏桥储气库固井为例.

71固井是一项综合的工程，要想固好井，必须从各方面入手，采取有效措施，降低每一项因素对固井质量的影响。储气库固井工作中，严格执行“技术+管理”的方式采用综合措施，加强过程控制与管理，提高固井质量一、油气藏型储气库固井设计4、初步形成的配套技术（2）固井配套技术井和井之间差异大、影响因素多，把好每个环节，加过质量控制及过程控制.

72报告提纲油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素复杂井固井应用设计.

73生产套管可采用先悬挂再回接的方式完井，尽可能减少裸眼段长对于技术套管，如上层套管下入较深，尽可能采用先悬挂再回接的方式进行中完作业，避免一次性固井的不利因素对于不能避免使用分级箍的井，应选好分级箍安放位置，合理分配一、二级固井井段，严格施工，降低风险对于存在漏失的地层，必须采取堵漏作业，提高地层承压能力后再实施固井作业。1、对于深井、超深井，尽可能优化井身结构，缩短裸眼段长度，避免同一裸眼段存在多压力系统，降低固井作业风险二、深井超深井固井设计.

74针对漏失性地层试验具有堵漏功能的水泥浆体系试验高强度韧性水泥浆体系应用抗高温大温差水泥浆体系对抗高温、高密度水泥浆体系、低密度水泥浆体系进行完善、改进应用防酸性气体腐蚀的水泥浆体系2、深入开展深井抗高温水泥浆体系的评价与优选水泥浆沉降严重包芯严重高密度水泥浆固井的技术关键二、深井超深井固井设计.

75油气层活跃可考虑选用膨胀式或顶部带封隔器的尾管悬挂器，隔断气窜通道井眼不规则的井眼，可考虑采用旋转尾管固井，提高顶替效率积极采用管外封隔器进行封隔，防止层间窜通；对于恶性漏失层段，积极应用膨胀管、波纹管进行先期封漏套管扶正器应从结构、强度、旋流效果等方面进行筛选继续研发小井眼扩眼工具，增大固井间隙3、加强固井工具的攻关与试验，为保证固井质量提供硬件保障二、深井超深井固井设计.

76强化模拟通井技术，确保套管安全顺利下到设计井深使用了不同的承压试验技术（井口憋压、泥浆加重、提高循环排量），摸清楚地层承压能力。采用了提高顶替效率的系列技术科学合理地安放扶正器调整钻井液和水泥浆流变性能做好水泥浆污染试验优化隔离液和冲洗液配方推广防窜的系列固井技术摸清气窜规律和地层压力窗口控制钻井液进出口密度，监控钻井液中全烃含量采用平衡压力固井技术（施工前压稳、施工中压稳、水泥浆候凝失重时的压稳）采用防窜水泥浆体系及两凝蹩回压技术4、深井超深井固井工艺技术措施二、深井超深井固井设计.

77采用防漏固井技术高性能高强低密度水泥浆体系（耐高压高性能的减轻材料）防漏、堵漏水泥浆体系进一步完善深井超深井水泥浆配方及性能根据实际井下条件和要求优选水泥浆配方（防止高温沉降和包芯问题）增加现场模拟实验，确保施工安全对水泥浆的顶替效率及水泥浆的防窜性能进行定量评价采用先进的地面施工工艺技术采用批混技术，使水泥浆密度和排量得到保证采用高能混浆系统保证高密度及低密度水泥浆的混配质量采用集灰器保证供灰均匀采用三参数仪表进行实时监测4、深井超深井固井工艺技术措施二、深井超深井固井设计.

78深井复杂压力系统在不同套管层次对界面胶结影响大解释结论应包括第一界面胶结程度、第二界面胶结程度和水泥环层间封隔能力5、改进固井质量检测手段，改进评价方法，综合固井施工和测井评价结果，使解释结果更能反映实际情况二、深井超深井固井设计.

79钻井设计要考虑固井质量问题，围绕如何提高固井质量钻井技术和钻井液技术固井施工是多工种、多单位联合作业，做好井眼准备，做好各施工单位准备协调工作，只有各环节组织周密、准备到位，才能确保施工质量持续科研工作，在加强基础理论研究的同时，所有的科研工作围绕现场出现的困难展开，持续稳步推进二、深井超深井固井设计.

80牛东潜山构造位于渤海湾盆地冀中坳陷霸县凹陷，在河北省雄县境内。牛东1井井深达6027m，温度达201℃，测试日产原油642.91t，日产天然气56.26×104m3，是渤海湾盆地乃至中国东部目前发现的深度最大、温度最高的超深潜山油气田由于牛东构造地层压力高，油气活跃，气侵现象频繁，而且井下垮塌严重，潜山地层易漏失，加之井底温度高，给固井施工带来了很大难度和风险二、深井超深井固井设计现场应用实例（1）华北牛东地区概况.

81井深井深（5500-6000m），井下状况复杂，下尾管时间长，套管安全下到底及套管居中困难井底温度高静止温度162℃，循环温度140℃、压力（近80MPa），抗高温水泥浆配方筛选难底大提高顶替效率困难提高顶替效率困难，对隔离液筛选、钻井液与隔离液的相容性要求高环空间隙小Φ215.9mm井眼下Φ177.8mm套管，环空间隙小，固井时施工压力高，保证安全施工及提高顶替效率困难潜山层位易发生漏失保证安全施工及水泥浆返高困难尾管固井对工具及附件的可靠性及现场操作要求高二、深井超深井固井设计牛东102井井身结构（2）Ф177.8mm尾管固井难点.

82以牛东102井Φ177.8mm尾管为例牛东102井8½″钻头井径曲线二、深井超深井固井设计.

83（3）采取的主要技术措施保证钻井液性能，防止垮塌加强通井的技术措施，保证尾管安全下入采用高性能的隔离液，保证提高顶替效率采用加砂抗高温稳定性好的双凝胶乳水泥浆，保证环空良好的胶结采用1.55g/cm3配合1.87g/cm3常规密度水泥浆固井，降低液注压力，防止漏失采用可靠性高的悬挂器，保证下得去，挂得住，倒得开，起得出，保证施工安全二、深井超深井固井设计.

84牛东101井Φ177.8mm尾管下深5584.16m，悬挂器位置4406.84m，井底温度162℃，采用胶乳水泥体系，领浆密度1.55g/cm3，尾浆密度1.87g/cm3牛东101井四开井身结构领浆密度：1.55g/cm3稠化时间：380minAPI失水量：45mL24h抗压强度：14.1MPa上下密度差：＜0.03g/cm3游离液：0固井质量合格弹性模量较常规水泥石降低20%尾浆二、深井超深井固井设计（4）应用的水泥浆体系.

85牛东102井Φ177.8mm尾管下深5989m，悬挂器位置4400m，井底温度161℃，采用胶乳水泥体系，领浆密度1.55g/cm3，尾浆密度1.87g/cm3固井质量优良领浆密度：1.55g/cm3稠化时间：420minAPI失水量：43mL24h抗压强度：14.6MPa顶部强度：11.2MPa/72h上下密度差：＜0.03g/cm3游离液：0弹性模量较常规水泥石降低20%尾浆二、深井超深井固井设计（4）应用的水泥浆体系.

86（5）应用的冲洗液隔离液配方冲洗隔离液配方：清水+4%DRY-S1悬浮剂+2%DRY-S2高温悬浮剂+2%DRH-100S缓凝剂+1%DRH-200S缓凝剂隔离液与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，兼有冲洗液和隔离液的双重作用，保证了深井小间隙条件下对钻井液的有效冲洗二、深井超深井固井设计.

87注入冲洗隔离液液8m3注入低密度及常规密度水泥浆27.5m3注入后置液2m3，替入密度1.38g/cm3的钻井液59.4m3高密度水泥返出套管前替浆排量控制在1.2m3/min，常规密度水泥浆返出套管后排量降至0.5m3/min6m3钻井液碰压14MPa，起钻至喇叭口500m二、深井超深井固井设计（6）现场施工胶乳药水.

88报告提纲油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素复杂井固井应用设计.

89三、大温差长封固段井固井设计随勘探开发技术的进步，钻井逐渐向深层发展，年钻6000m以上超深井300口以上，井深增加、井温升高、封固段增长、固井复杂程度增高，固井占整个钻井的比例增重，投资大幅提高常规水泥浆固井易出现超缓凝、固井质量差等问题，无法满足大温差固井需要为解决深井简化井身结构、节约成本、提高固井质量等方面的问题，开展了大温差固井技术研究1、大温差长封固段固井概况.

90水泥在110～120℃存在晶相转化点，常规缓凝剂适应能力差，实验过程中易出现“鼓包”、“包芯”等问题，且水泥浆在高温下沉降严重，固井施工存在安全隐患缺少耐温超过150℃且性能稳定的外加剂产品，水泥浆在高温下沉降严重，固井施工存在安全隐患常规水泥浆体系适应温差范围窄，尤其是低密度水泥浆在大温差条件下顶部强度发展缓慢，易出现油气水窜及超缓凝等问题缺乏适应长封固段固井的高效冲洗隔离液缺乏适应长封固段的固井工具，尚未形成配套的固井工艺技术三、大温差长封固段井固井设计2、大温差长封固段固井存在的难点前期技术现状及存在的问题.

91通过水泥水化机理研究结合水泥外加剂分子结构设计，开发出适用于大温差条件固井的水泥浆降失水剂及缓凝剂，攻克水泥外加剂抗高温难题及缓凝剂晶相转化点两侧的吸附难题，设计适合不同温差范围的水泥浆体系针对高温深井、长封固段井、复杂井眼条件顶替效率低的难题，开发抗高温隔离液悬浮稳定剂、油基钻井液冲洗液、特色加重材料，研发出高效冲洗隔离液体系，克服了固井过程中冲洗效果差、顶替效率低的难题通过大温差水泥浆体系、高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、固井工具、套管安全下入等方面先进成熟适用技术的集成，形成大温差固井配套工艺技术3、大温差长封固段固井技术思路三、大温差长封固段井固井设计.

92突破了降失水剂及缓凝剂抗高温难题突破了缓凝剂晶相转化点两侧的吸附难题突破了常规高温水泥浆超缓凝难题突破了高温条件下水泥浆体系稳定性差的难题以DRF-120L降失水剂和DRH-100L缓凝剂为主剂，适用温度50～120℃的水泥浆体系以DRF-120L降失水剂和DRH-200L缓凝剂为主剂，适用温度80～180℃的水泥浆体系以DRF-120L降失水剂和DRH-310S、DRH-320S缓凝剂为主剂，适用温度90～190℃的水泥浆体系4项突破3套适用于不同温度段的水泥浆体系三、大温差长封固段井固井设计4、大温差水泥浆体系.

93难点在120℃附近稠化曲线容易“鼓包”稠化试验过程中，水泥浆易产生包芯现象110℃以内不存在包芯和鼓包现象水泥浆沉降严重固井施工安全隐患鼓包包芯水泥110-120℃晶相转化点，缓凝剂适应能力差，水泥浆体系开发难度大，实验过程中易出现“鼓包”、“包芯”等问题，且水泥浆在高温下沉降严重，固井施工存在安全隐患水泥浆沉降严重包芯严重适应大温差固井的缓凝剂开发三、大温差长封固段井固井设计.

94机理研究吸附理论成核理论沉淀理论螯合理论分子结构设计大温差缓凝剂通过大量分子结构优化实验，开发出了适用于高温温差80℃以上的3种大温差缓凝剂，有效克服了水泥浆包芯、鼓包、沉降的发生三、大温差长封固段井固井设计适应大温差固井的缓凝剂开发.

95循环温度130℃条件下水泥浆在60℃的强度发展曲线循环温度150℃条件下水泥浆在80℃的强度发展曲线高温大温差水泥浆体系性能评价—低温下水泥石强度发展大温差水泥浆体系在温差80℃以上条件下，水泥顶面强度发展快，不会出现超缓凝问题，可以满足7000m深井一次上返固井要求三、大温差长封固段井固井设计.

96通过大温差水泥浆体系、提高顶替效率、平衡压力固井、套管安全下入等方面的技术集成，形成了大温差固井配套工艺技术，有效提高了深井长封固段固井质量大温差固井配套工艺技术长封固段一次性上返技术小间隙尾管固井技术防窜水泥浆技术井眼准备技术大尺寸套管安全下入技术顶替效率技术平衡压力固井技术三、大温差长封固段井固井设计5、大温差固井综合配套技术.

97三、大温差长封固段井固井设计费尔甘纳盆地属于“四高一超”油气藏高温（大于150℃）、高压（1.88-2.45）、高含盐（过饱和盐）、高含硫（H2S:5.29%，CO2:4.47%），埋藏深（5200-6600m）由于“四高一超”地质条件，导致钻井事故多，钻井成功率低，钻井周期长，报废井多，井控风险大，固井质量和施工质量差，地层压力不清20多年来勘探无进展；所钻30口井报废13口，占43.3%；钻井周期最长6.1年，最短1.4年，平均3.1年；卡拉吉达地区未有一口井达到地质目的现场应用实例（1）乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地概况吉达3井压井立压变化曲线吉达3井捞获的测井仪器.

98井眼深，地质条件复杂，套管安全下到设计位置困难井眼深，一次封固段长，钻井液密度高，提高顶替效率困难水泥浆面上下温差大，设计合适水泥浆配方困难三、大温差长封固段井固井设计现场应用实例（2）乌兹别克斯坦大温差长封固段固井技术难点.

99套管安全下到设计位置困难Φ244.5mm套管下深4790～5305m固井，已属于超深井大直径套管固井，套管重量大，钻机载荷大，套管一次性下到设计位置有很大风险提高顶替效率困难钻井液密度高，水泥浆与钻井液密度相差小，一次封固段长，提高长封固段的顶替效率困难水泥浆配方设计困难Φ244.5mm套管固井一次封固水泥段长，上下温差大，上部水泥浆强度发展缓慢，优选综合性好敏感性低的水泥浆配方困难现场施工组织困难国外施工，大尺寸井眼，长封固段，现场应用水泥浆量大，施工组织困难，封固质量难以保证（2）大温差长封固段固井技术难点三、大温差长封固段井固井设计.

100（3）主要技术措施紊流冲洗液配合铁矿粉加重的高密度隔离液提高顶替效率优选了低失水抗盐微膨胀水泥浆，保证了环空的有效封隔优选了高性能敏感性低的缓凝剂，实现了大温差长封固段固井采用双密度、双凝水泥浆，配合环空加回压技术，实现平衡压力固井吉达4井Φ244.5mm套管固井领浆稠化曲线吉达4井Φ244.5mm套管固井尾浆稠化曲线三、大温差长封固段井固井设计.

101优选在适应大温差长封固段固井的水泥浆配方。通过室内评价，该体系具有失水量低（≤50mL）、抗压强度高（≥14MPa）、稠化过渡时间短、稳定性好、防窜性好等特点，另外该体系具有很好的抗盐性能，现场适应性强优选的缓凝剂对水质无特殊要求，在适用温度范围内能有效地延长水泥浆稠化时间。优选的缓凝剂具有一定的分散减阻效果，对水泥浆的失水性能影响很小优选了高性能敏感性低的缓凝剂，实现了大温差长封固段固井三、大温差长封固段井固井设计（3）主要技术措施.

102南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（1段）配方及性能优选了低失水抗盐微膨胀水泥浆，保证了环空的有效封隔南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（1段）配方及性能南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（1段）稠化曲线南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（1段）配方及性能三、大温差长封固段井固井设计（3）主要技术措施.

1032、优选了低失水抗盐微膨胀水泥浆，保证了环空的有效封隔2、优选了低失水抗盐微膨胀水泥浆，保证了环空的有效封隔南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（2段）配方及性能优选了低失水抗盐微膨胀水泥浆，保证了环空的有效封隔南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（2段）稠化曲线三、大温差长封固段井固井设计（3）主要技术措施.

104南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（3段）配方及性能优选了低失水抗盐微膨胀水泥浆，保证了环空的有效封隔南贡1井Φ244.5mm套管水泥浆（3段）稠化曲线三、大温差长封固段井固井设计（3）主要技术措施.

105南贡1井Ф244.5mm技术套管固井的施工工艺及排量确定采用双密度、双凝水泥浆，配合环空加回压技术，实现平衡压力固井三、大温差长封固段井固井设计（3）主要技术措施.

106吉达3井Φ244.5mm技套下深4790.17m，一次封固段长4300m，上下温差近100℃吉达4井Φ244.5mm技套下深5155.7m，一次上返5155.7m，上下温差达120℃以上南贡1井Ф244.5mm技术下深5305.5m，水泥面上下温差近125℃，固井质量良好南贡1井Φ244.5mm套管固井领浆稠化曲线南贡1井Φ244.5mm套管固井尾浆稠化曲线（4）现场应用情况三、大温差长封固段井固井设计.

107吉达4井Φ244.5mm技套固井质量测到上层套管内2175m位置，2175～2975m固井质量优质；2975m～3150m井段，固井质量良好；3150m至井底，固井质量优质。整体评价，固井质量优质吉达4井Ф244.5mm套管固井部分井段固井质量图（4）现场应用情况三、大温差长封固段固井设计.

108报告提纲油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素复杂井固井应用设计.

109四、深井高密度水泥浆固井设计国内新疆油田霍尔果斯塔里木盆地库车山前川渝地区柴达木盆地北缘南海中石化的河坝、毛坝、普光以及双庙等气田页岩气国外哈萨克斯坦肯基亚克乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地土库曼斯坦阿姆河右岸印度尼西亚缅甸1、高密度水泥浆固井概况.

110四、深井高密度水泥浆固井设计体系不稳定，引起水泥和加重材料的沉降稠度过高，常温下流动性差，施工密度难以达到设计要求降失水剂、分散剂和缓凝剂相容性差高密度水泥浆过渡缓凝，体系的防窜性能较差由于密度的提高，水泥浆中的有效水泥质材料相对较少，强度发展缓慢，尤其是水泥环的顶部经常出现不凝固，不能满足长封固段固井作业的要求由于钻井液密度过高，切力大，性能调整困难，顶替效率难以保证，会对水泥浆性能产生不良影响2、高密度水泥浆固井难点.

111四、深井高密度水泥浆固井设计水泥浆的失水量控制和流动性的关系稠化时间和抗压强度发展之间的关系水泥浆和泥浆、隔离液的相容性，以及三者之间密度差、切力差等问题水泥浆中的各类外掺料和水泥的颗粒分布及级配的问题3、高密度水泥浆需解决的关键问题高密度水泥浆流变性差.

112不合理的颗粒级配：体系内的水分为胶凝水、毛细管水和空隙水。未对外掺料的需水量进行全面深入研究，不合理的颗粒级配导致低堆积密实度，提高了体系的水灰比，进而导致高密度水泥浆的流变性变差未考虑加重剂种类对体系的强度影响：未考虑加重剂在体系内产物对强度发展的影响。不同种类的加重剂与水泥的产物对体系的强度影响差异很大；复合铁酸钙的针状交织结构显著提高强度未利用结晶矿物学增强效应和增塑效应：高密度的活性矿物微粉可以消耗游离Ca(OH)2；并在水泥颗粒间形成“滚珠效应”水泥石组成与水灰比关系针状铁酸钙富集区四、深井高密度水泥浆固井设计4、高密度水泥浆存在的问题的本质.

113四、深井高密度水泥浆固井设计利用高效分散剂减少颗粒表面水膜根据水泥石微观结构，确定级配模型，获得高堆积密实度合理选择铁矿粉种类，利用复合铁酸钙提高水泥石强度利用结晶矿物学增强效应，选择密度高、活性强的外掺料作为加重剂利用微细矿粉的增塑效应和温峰削减效应，合理选择微细矿粉将水泥浆这一多密度组分高浓水基悬浮体作为一个整体，根据可压缩堆积密实度（CPM）模型，确定级配模型的粒径分布、加量比例和实际堆积密实度5、紧密堆积水泥浆体系设计思路含水化膜颗粒的紧密堆积水泥浆.

114四、深井高密度水泥浆固井设计吉达4井四开完钻井深6230m，井底温度142℃，地层压力146.4MPa，钻井液密度2.37g/cm3，水泥浆设计密度2.45g/cm3，隔离液设计密度2.40g/cm3。由于加重剂加入量大，且水泥浆要求具有良好的抗盐抗温性能，给水泥浆配方筛选及现场配制带来很大困难现场应用实例乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地深井高密度水泥浆固井1、固井难点.

115有针对性的井眼准备及通井措施安全下套管技术措施高性能的高密度水泥浆体系窄间隙高密度钻井液条件下提高顶替效率的措施固井综合压稳平衡压力固井的配套措施保证固井施工安全的措施现场应用实例2、主要的技术措施四、深井高密度水泥浆固井设计.

116（1）有针对性的井眼准备及通井措施下套管前，必须进行下套管时间模拟，测算好下套管时间（38h），分别在测井时和两次通井间进行2次下套管时间模拟，验证井壁稳定及盐岩层蠕动速度等为保证吉达4井Φ177.8mm尾管安全顺利下入，固井前采用直径Ф214.0mm的单扶正器共通井9次，对5850～6230m井段反复划眼，以消除阻卡，达到井眼畅通、井壁稳定，确保井眼干净和稳定最后一趟通井起钻前，在钻井液中加入石墨粉和塑料小球，以增加钻井液的润滑性，循环处理好钻井液后起钻四、深井高密度水泥浆固井设计.

117吉达4井Φ177.8mm尾管固井缓凝水泥浆稠化曲线吉达4井Φ177.8mm尾管固井缓凝水泥浆配方及性能吉达4井Φ177.8mm尾管固井缓凝水泥浆稠化曲线四、深井高密度水泥浆固井设计（2）高密度水泥浆体系优选.

118吉达4井Φ177.8mm尾管固井速凝水泥浆稠化曲线吉达4井Φ177.8mm尾管固井速凝水泥浆配方及性能四、深井高密度水泥浆固井设计（2）高密度水泥浆体系优选.

119吉达4井Φ177.8mm尾管固井高密度水泥浆钻井液密度2.37g/cm3，设计水泥浆密度2.45g/cm3为保证平衡固井，对5500m以下井段，采用速凝水泥浆，确保对油水层的封固；5500m以上井段，采用缓凝水泥浆，以保证施工安全，尤其是保证钻柱安全起出现场采用水泥撬配合批混罐，保证了入井水泥浆的均匀性，现场水泥浆密度一直控制在2.45±0.01g/cm3优选的高密度水泥浆及配套的措施保证了复杂井况高密度钻井液条件下小间隙封固质量四、深井高密度水泥浆固井设计（2）高密度水泥浆体系优选.

120水泥浆污染试验试验条件：90℃常压，搅拌3h。（水泥浆:隔离液:钻井液=1:1:1）ABC值为3，600转、300转的读数读不出，270/214/198/197试验条件：120℃/80MPa，进行稠化实验。（水泥浆:钻井液=9:1）水泥浆污染性实验吉达4井Φ177.8mm尾管固井水泥浆污染实验曲线四、深井高密度水泥浆固井设计（2）高密度水泥浆体系优选.

121间歇式注水泥浆试验对缓凝水泥浆进行，先稠化仪运转80min后，停止转动45min，然后再继续搅拌吉达4井Φ177.8mm尾管固井间歇式注水泥浆实验曲线四、深井高密度水泥浆固井设计（2）高密度水泥浆体系优选.

122提高顶替效率的难点四开、五开钻井液密度高（吉达4井四开钻井液密度2.37g/cm3），粘度高，切力大，调整困难，给钻井提高顶替效率、隔离液筛选、钻井液与隔离液的相容性等提出了很高的要求主要的技术措施充分调整钻井液性能，降低粘度与切力在注水泥浆前先注入至少30m3的低粘切钻井液采用加重隔离液，环空高度500m左右，保持足够的接触时间和环空高度做好混浆的稠化时间、强度复核实验（3）提高顶替效率的综合措施四、深井高密度水泥浆固井设计.

123吉达4井Ф177.8mm尾管固井隔离液配方及性能为保证提高顶替效率，在室内筛选了密度为2.37g/cm3用铁矿粉加重的高密度隔离液及后置液。系列悬浮剂及稀释剂、结合抗盐降失水剂配制成的隔离液与盐水钻井液及水泥浆具有良好的相容性，密度可达2.35～2.40g/cm3，对钻井液具有较好的冲洗、稀释、隔离及缓冲作用，且在高密度条件下具有较好的稳定性能（3）提高顶替效率的综合措施四、深井高密度水泥浆固井设计.

124隔离液密度2.37～2.38g/cm3（上下差0.01g/cm3），静止1h、2h、3h后密度差基本不变吉达4井Φ177.8mm尾管固井污染实验（3）提高顶替效率的综合措施四、深井高密度水泥浆固井设计.

125吉达4井Ф177.8mm尾管固井施工程序通过调整钻井液性能，优选高密度隔离液配方，配合适当的顶替排量，既提高了顶替效率，又保证了固井施工的安全（4）现场施工工艺四、深井高密度水泥浆固井设计.

126吉达4井井身结构图（5）现场实施效果吉达4井完钻井深6596m，为乌兹别克斯坦、中亚地区和中石油海外最深井吉达4井创φ177.8mm尾管下深6226.7m和Φ127.0尾管下深6593m及高密度钻井液条件下固井质量最好的纪录（固井质量优质率平均达到80%以上）为安全钻进及成功试油奠定了基础四、深井高密度水泥浆固井设计吉达4井Ф177.8mm尾管固井部分井段固井质量图.

127报告提纲油气藏型储气库固井设计深井超深井固井设计大温差长封固段井固井设计深井高密度水泥浆固井设计固井设计及影响固井质量的主要因素复杂井固井应用设计.

128五、固井设计及影响固井质量的主要因素井的基本情况固井准备工作固井方案设计套管及管串设计下套管作业及位置注水泥作业设计井口装置及质量检测特殊固井工艺的操作要求及计算主要技术措施应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

1291、固井设计及主要内容1）地质情况岩性地层物性地层力学性质是否有盐膏层等破裂压力地层压力温度压力（1）井的基本情况2）井眼情况井径井斜井漏井眼的复杂情况3）钻井液性质类型、性能、密度、粘切及失水、滤饼、含砂.

130材料准备套管、管串工具、水泥、外掺料、外加剂装备准备注水泥施工设备井眼准备施工组织1、固井设计及主要内容（2）固井准备工作.

131套管、工具及附件准备对送井套管逐项进行检查对分级箍、悬挂器、封隔器、内插工具等特殊固井工具检查套管卸车和井场摆放对套管（包括短套管）公母丝扣进行逐根清洗对到井的套管（包括短套管）在场地上进行逐根通径对套管逐根丈量和记录，并统一编号进行套管计算，确定套管下深、短套管安放位置收集分级箍、悬挂器、封隔器、内插工具等使用说明书1）材料准备1、固井设计及主要内容（2）固井准备工作.

132水泥、外加剂、外掺料准备取现场水、水泥、外掺料、外加剂，做好水泥浆、前置液实验工作，性能达到设计要求。装水泥前，应将储灰装置清扫干净在准备配浆水前，应将所有的储水装置清洗干净注水泥前，配好配浆水，混配好水泥，并进行大样复核实验现场配制的配浆水超过3天，应进行二次大样复查实验注水泥前，应根据固井设计要求，配制好前置液1）材料准备1、固井设计及主要内容（2）固井准备工作.

133井架安全校核井控设备提升、动力系统循环系统仪器仪表配注系统井控设备2）注水泥施工设备准备井队设备准备（2）固井准备工作1、固井设计及主要内容.

1342）注水泥施工设备准备（2）固井准备工作1、固井设计及主要内容.

135固井的主要设备水泥车、注压塞液车运灰车压风机、立式罐供水车、仪器车井口工具（水泥头）1、固井设计及主要内容（2）固井准备工作2）注水泥施工设备准备.

136对阻、卡井段应认真划眼，做到井底无沉砂、无阻卡、无坍塌通井起钻时应及时足量灌满钻井液，防止井壁坍塌通井到底后以不小于钻进时的最大排量至少循环两周，达到井下正常，调整钻井液性能达到注水泥设计要求漏失井在下套管前必须先进行堵漏，正常后方可下套管下套管前必须压稳油气水层套管与井眼环空间隙小于19mm时，可在必要时采取扩眼等相应措施3）井眼准备（2）固井准备工作1、固井设计及主要内容.

137领导组负责固井方案制定和应急决策监督组负责固井全过程的监督工作地面施工指挥协调组固井全过程的组织、地面施工指挥和各岗位的联系协调技术组负责固井施工设计的制订钻台组水泥头闸门倒换、负责装胶塞，挂泵等钻台操作设备运作组负责各岗位设备的施工前维护保养和施工操作计量组负责替浆计量操作4）组织准备（2）固井准备工作1、固井设计及主要内容.

138固井工序要求管串结构及固井方法水泥返高前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

139固井设计前，要求收集以下的资料（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容固井作业基础资料固井设备与工具资料.

140固井协作会固井设计和设计审批固井设备、工具和固井原材料准备倒灰车辆、人员上井摆放车辆，固井设备试运转管线、水泥头安装管线试压注隔离液注水泥压胶塞替钻井液，碰压泄压，拆卸管线车辆、人员回驻地（3）固井方案设计1）工序要求常规固井工序1、固井设计及主要内容.

141一级注水泥、分级注水泥、尾管注水泥、预应力注水泥、内插法注水泥、管外封隔器固井、水平井固井2）管串结构及固井方法1、固井设计及主要内容（3）固井方案设计.

1422）管串结构及固井方法（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

143表层套管固井的设计水泥浆返深应返到地面技术套管固井的设计水泥浆返深应至少返至中性(和)点以上300m，遇到油气层(或先期完成井)时设计水泥浆返深要求与生产套管相同生产套管固井的设计水泥浆返深一般应进入上一层技术套管内或超过油气层顶界300m对于高危地区的油气井，生产套管固井的设计水泥浆返深应返至上一层技术套管内，且形成的水泥环面应高出已经被技术套管封固的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100m对于热采井和高压、高含酸性气体的油气井，各层套管固井的设计水泥浆返深均应返至地面3）水泥返高（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

144冲洗液、隔离液性能要求冲洗液能有效冲洗、稀释钻井液，与钻井液、隔离液及水泥浆有良好的相容性隔离液能有效隔离、缓冲钻井液，与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，能控制滤失量冲洗液与隔离液组分不腐蚀套管，对水泥环的胶结强度影响小冲洗液及隔离液使用量要求在不造成油气水侵和地层坍塌的原则下，一般占环空高度200～300m或满足接触时间一般不少于7-10min，特殊情况下可以根据实际情况确定使用量4）前置液、隔离液、水泥浆密度、凝结时间及平衡压力固井要求（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

1454）前置液、隔离液、水泥浆密度、凝结时间及平衡压力固井要求（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

146水泥浆体系设计根据地层破裂压力、地层孔隙压力、水泥浆封固段长等确定水泥浆密度根据水泥浆密度确定基本水泥类型、加重（或减轻）方式、材料的类型和加入量根据井底静止温度确定是否加入水泥石热稳定材料，或使用抗高温水泥根据地层特性（井底温度、地层岩性、孔隙流体类型分布及活跃程度等）确定外加剂类型4）前置液、隔离液、水泥浆密度、凝结时间及平衡压力固井要求减轻材料水化增强材料片（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

147水泥浆体系选择的总体框架（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容4）前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求.

148水泥浆性能要求密度、稠化时间、失水量、自由液、流变性能、抗压强度等，特殊情况下还应进行水泥石的渗透率和水泥石稳定性、水泥石力学性能试验等，······（根据不同井的固井要求，要求水泥浆性能）（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容4）前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求.

149配制与注替过程中保持可控的流动能力在井下温度、压力条件下保持足够的可泵时间和体系稳定性静止后快速凝固并保持体积不变凝固水泥石强度高，致密性好，抗腐蚀有一定韧性，能抵抗射孔震动冲击水泥石力学性能（杨氏模量与泊松比）与地层匹配固井作业对水泥浆的基本要求（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容4）前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求.

150平衡压力固井设计环空静液柱压力与环空流动阻力之和应小于地层破裂压力长封固段注水泥施工应根据井下情况和设备状况控制施工最高压力固井设计应坚持“三压稳”，即固井前的压稳、固井过程中的压稳和候凝过程中水泥浆失重时的压稳双凝双密度水泥浆候凝过程中环空加回压4）前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求粘弹性流体中气窜模式（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

151水泥浆水化过程与环空气窜的关系初次气窜和后续气窜注水泥、顶替、候凝过程中固井完成后（井口窜气或带压）后续气窜的原因油管和套管泄露顶替效率差水泥浆设计不合理温度、压力变化等对水泥环损伤4）前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求平衡压力固井设计（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

152平衡压力固井的基本概念环空液柱压力P液加上流体进入水泥浆孔隙需克服的阻力P阻大于地层（地层流体）压力P地，即：P液+P阻＞P地，就不会发生气窜平衡压力固井的要求固井前、固井过程中、水泥浆失重时，均要求P液+P阻＞P地环空未压稳水泥浆防窜性差4）前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求平衡压力固井设计（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

153外加剂及水泥浆防气窜材料合理的水泥浆体系和水泥石性能固井工艺平衡压力固井多凝水泥、分级固井环空蹩压有效的泥浆和泥饼清除水泥浆防窜性评价针对不同水泥浆体系建立定量评价防窜性的标准及方法水泥浆胶凝强度变化与防气窜测试相结合4）前置液、隔离液、水泥密度、凝结时间及平衡压力固井要求（3）固井方案设计1、固井设计及主要内容.

154力学设计（抗拉、抗挤、抗内压安全系数、热应力、预应力、地应力、弯曲应力）腐蚀评价及选材密封评价及机型选择套管居中及扶正器工具位置、浮箍（4）套管及管串设计1、固井设计及主要内容.

1552）对套管的要求圆度壁厚均匀性抗腐蚀最小的流动阻力良好的上扣性能及重复互换性能耐磨（硬度指标）1）套管柱的主要功能抗挤抗拉抗内压密封（4）套管及管串设计1、固井设计及主要内容.

1561、固井设计及主要内容管材的力学性质，抗拉、抗外挤、抗内压、抗弯曲与材料的屈服强度有关与径壁比有关与几何尺寸的精确度有关与连接形式（扣型）有关与使用温度有关与交变应力及应力集中有关腐蚀及密封寿命与材质、金相、强度、硬度有关电化学、细菌（硫酸盐还原菌）、H2S应力、Na2SO4三种丝扣形式：圆螺纹、梯形螺纹、金属密封螺纹3）管柱力学（4）套管及管串设计.

157（3）套管的受力分析及破坏状态拉、压、内压、外挤、弯曲、热应力、内应力、应力集中、交变腐蚀应力、H2S腐蚀应力强度理论包括包辛格效应、拉梅公式破坏形态失稳、拉断、拉脱、挤毁、压破，密封失效（腐蚀穿孔、丝扣）热应力失效（4）管柱力学实验上卸扣、粘扣实验弯曲应力条件下受拉密封实验拉断实验内压爆破实验挤毁实验NACEH2S应力腐蚀实验电化学及其它腐蚀环境挂片实验低温冲击韧性实验1、固井设计及主要内容3）管柱力学（4）套管及管串设计.

158套管检查及清洁、检查、通径、钢级、厂家、清洁丝扣丝扣油要求及使用上扣扭矩及监测灌泥浆要求下放速度及激动压力下压最大吨位及失稳破坏复杂情况及预案（井漏、井涌、井喷）下完套管的开泵与循环（5）下套管作业及要求1、固井设计及主要内容.

159水泥浆体系及配方设计注水泥工序及时间注水泥施工排量及压力候凝要求（6）注水泥作业设计1、固井设计及主要内容.

160性能配方及用量安全性试验1）水泥浆体系及配方设计—冲洗、隔离、领浆、尾浆、压胶塞、顶替液（6）注水泥作业设计1、固井设计及主要内容.

161（6）注水泥作业设计1）水泥浆体系及配方设计—冲洗、隔离、领浆、尾浆、压胶塞、顶替液1、固井设计及主要内容.

1621）水泥浆体系及配方设计—冲洗、隔离、领浆、尾浆、压胶塞、顶替液环空液柱结构冲洗液隔离液领浆尾浆压胶塞顶替液井径的确定井径测井应采用双臂井径测井水泥浆量应包括套管外环空容积、水泥塞、口袋容积及附加量之和。水泥塞长度的确定水泥塞的长度一般在10～50m，浅井取低值，深井取高值附加系数的确定水泥浆量的附加系数可根据地区经验而定，一般在实测井径计算容积基础上附加10%～20%顶替液量设计顶替量为阻流环以上套管串的内容积及附加量，附加量应不大于水泥塞容积水泥浆体积的确定（6）注水泥作业设计1、固井设计及主要内容.

163稠化时间水泥浆稠化时间由施工时间与附加安全时间组成，附加安全时间一般取60～90min尾管固井的最短水泥浆稠化时间，应从配浆开始至提出（或倒开）中心管并将残余水泥浆冲洗至地面的总时间，再附加60～90min分级固井的一级水泥浆最短稠化时间应为从配浆开始至打开循环孔并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间，再附加60～90min。相容性前置液、水泥浆、钻井液不同比例混合物的流变性满足作业要求，混合物的稠化时间应不低于水泥浆的稠化时间。安全性试验（6）注水泥作业设计1、固井设计及主要内容.

164冲洗管线、试压、前置液、领浆、尾浆、压胶塞、顶替及其它（循环出多于水泥浆）2）注水泥工序及时间（6）注水泥作业设计1、固井设计及主要内容.

165施工排量施工压力静压差、U型管效应、施工压力变化及最高施工压力、碰压注替排量设计根据不同地区的特点及具体井况，采用适宜的流态设计的注替排量应不超过循环漏失排量设计的注替排量应不超过设备泵入能力设计的顶替压力应不超过设备泵入能力3）注水泥施工排量及压力（6）注水泥作业设计1、固井设计及主要内容.

166正常情况下，应开井敞压候凝若浮鞋、浮箍失灵，应关井憋压候凝，管内压力宜高于管外静液柱压力2～3MPa，并派专人按要求放压替浆结束后，如需对环空水泥浆进行加压，应根据水泥浆失重、气层压力、破漏压力和环空液柱压力计算加压值，加压时间按设计执行如关井候凝，在候凝期间，应有专人观察井口压力，如压力上升，则缓慢泄压至关井时的压力；套管外的环形空间，不管憋回压与否，如压力上升，只要在允许最高关井压力之内均不要放压4）候凝要求--开口、关井、环空憋压及其计算（6）注水泥作业设计1、固井设计及主要内容.

167井口装定动井口的时间、装定的拉压力计算质量检测试压、测井（CBL、CBL/VDL等）钻水泥塞及其要求（7）井口装置及质量检测1、固井设计及主要内容.

168井口装定技术套管和生产套管的井口装定应采用套管头并安装高压泄压管线、阀门及压力表在井口装定时管柱所受拉力按SY/T5731计算对于未装采油树的井，井口应戴井口帽并标明井号。在寒冷地区，井口套管应掏空3～5m并灌满废机油或柴油防止井口冻裂（7）井口装置及质量检测1）井口装定1、固井设计及主要内容.

169（7）井口装置及质量检测1、固井设计及主要内容2）套管试压.

1703）固井质量检测（7）井口装置及质量检测1、固井设计及主要内容.

1713）固井质量检测声幅—变密度（CBL/VDL）测井利用3ft源距接收探头，接收记录信号首波幅度，它反映套管和水泥胶结的情况，第一界面的解释；利用5ft源距接收探头接收延套管滑行和地层反射的全波列信号（7）井口装置及质量检测1、固井设计及主要内容.

1723）固井质量检测（7）井口装置及质量检测1、固井设计及主要内容.

1731、固井设计及主要内容3）固井质量检测（7）井口装置及质量检测.

174（7）井口装置及质量检测1、固井设计及主要内容3）固井质量检测.

175SBT分区胶结测井综合解释推荐标准1、固井设计及主要内容3）固井质量检测（7）井口装置及质量检测.

176（3）钻水泥塞及要求（7）井口装置及质量检测1、固井设计及主要内容.

177尾管固井座挂、倒扣、判断分级固井打开及循环管外封隔器固井座封内插法固井内插工具的密封性（8）特殊固井工艺的操作要求及计算1、固井设计及主要内容.

178（9）主要技术措施1、固井设计及主要内容.

179（10）应急预案及HSE固井施工预案下套管时发生井漏、井涌、遇阻、遇卡、尾管提前坐挂、井下落物等复杂情况的预防及处理措施开泵循环时发生井漏、井涌、循环通道堵塞等复杂情况的处理措施固井工具和附件失效的处理措施注替水泥时发生憋泵、井漏、井涌，或注替设备、工具、管线不能正常工作等复杂情况的处理措施HSE预案设计施工单位应遵守国家、当地政府有关健康、安全与环境保护法律、法规等相关文件的规定应按SY/T6276中的有关规定执行应按SY/T6606中的有关规定执行1、固井设计及主要内容.

180下套管过程中遇阻、遇卡套管下完后循环不通循环过程中发生井漏注替水泥过程中突然蹩高压替钻井液结束碰不了压固井设备问题（10）应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

1811）下套管过程中遇阻主要原因井身质量差（狗腿度大或存在微台阶）钻井液性能差（泥饼堆积）井下落物解决措施出现遇阻现象，立即停止下套管，上提后开泵循环并研究、判断遇阻原因技术套管内遇阻是外来物品或落物阻卡，开泵试下2次仍不能通过，要坚决拔套管处理阻卡点如果遇阻量是逐渐增加的，可以通过逐渐加大下压力的方式或活动套管、开泵循环等解决；如果遇阻量是突然增加的，且活动套管、开泵循环等不能解决，要考虑是台阶阻卡的问题（10）应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

182主要原因浮箍等水眼堵死，套管有内落物井垮塌或砂堵井漏预防措施严格执行通井及下套管技术措施严防落物控制套管下放速度中间井壁稳定井段循环钻井液处理措施井深浅的话建议起套管浮箍以上射孔，如果能建立循环，进行固井作业2）套管下完循环不通（10）应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

183主要原因循环排量大，环空循环阻力增大环空堵塞，因蹩堵产生高压而压漏地层预防措施下套管前要对地层进行承压试验确定合适的施工排量下套管前的通井洗井时做到充分循环，彻底清洁井底沉砂缓慢开泵循环，循环正常后再逐步上调循环排量井漏处理减小循环排量如果出口失返，坚持井口环空灌钻井液，保持环空压力，压稳地层进行堵漏作业考虑在注水泥浆之前注入堵漏钻井液3）循环过程中井漏（10）应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

184主要原因套管内堵塞；套管内有异物堵塞或胶塞提前到位水泥浆闪凝水泥浆污染，提前稠化井壁泥饼集中或大井眼井段沉积物被冲下等原因形成桥堵预防措施防止落物入井套管入井前严格通内径循环至少一周以上，检验套管内无异物检查水泥头内无异物，胶塞与水泥头配套，胶塞顺序正确采用合适的注替排量提前做好向水泥车供泥浆准备工作处理措施放回压后再次继续替浆如条件允许，小范围内上下活动套管，再继续替浆采用水泥车继续替浆4）注替水泥过程中突然蹩高压（10）应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

185主要原因胶塞不密封计量不准套管有短路，丝扣不密封或分级箍提前开孔预防措施认真检查套管胶塞，确认后方可使用采用多种计量方式，确保计量准确严格按API规定上扣扭矩上扣，套管入井前要认真检查、清洗处理措施停泵，看压力下降速度，根据稳压后的压力值推算水泥浆返高，进一步判断替浆是否真的到位考查多方计量情况，综合分析替量是否到位5）替钻井液结束碰不了压（10）应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

186处理措施换备用车辆及时修理如果水泥注入量少，而故障不能及时排除的情况下可以将水泥浆替出井口，再进行配浆，进行固井施工作业如果注入水泥浆量和设计相差不多，可以继续替浆作业6）注水泥过程设备发生故障（10）应急预案及HSE1、固井设计及主要内容.

187一次性工程：如果质量不好，一般情况下难以补救，且成本高，效果差隐蔽性工程：主要流程在井下，施工时不能直接观察，质量控制往往决定于设计的准确性和准备工作的好坏，受多种因素的综合影响作业要求高、技术性强的系统工程：施工时间短，工序内容多，作业量大，是技术很强的工程油气井的百年大计：固井施工安全及固井质量影响后续工程的进行（开采、压裂增产，寿命及产能）,对产能影响大固井是系统工程、一次性和隐蔽性工程、百年大计工程2、影响固井质量的主要因素（1）固井的特点及特殊性.

188（2）固井失败可能带来的危害井喷——灾难性后果（墨西哥湾事故）灌香肠、插旗杆——整井报废，单井段报废，经济损失巨大挤毁套管——整井报废，单井段报废，经济损失巨大油气水窜——单井段报废，降低开发效益环空带压——开发隐患，增加作业成本、环境危害超缓凝——延长作业时间、增加作业成本返高不够——降低封固质量，增加补救作业成本过早套损——单井报废，增加作业成本，降低开发效益……2、影响固井质量的主要因素.

189井的基本情况的准确掌握固井准备工作的质量控制固井设计质量控制固井施工质量控制固井顶替效率控制（3）保证施工安全及固井质量的关键2、影响固井质量的主要因素.

190地质及地层资料岩性、地层物性、地层力学性质（破裂、地层压力）、温度、压力井眼情况井径、井斜、井漏深度、井眼的复杂情况钻井液性质类型、性能、密度、粘切及失水、滤饼1）井的基本情况的准确掌握2、影响固井质量的主要因素.

191材料准备套管、管串工具准备、水泥及外掺料、外加剂准备装备准备注水泥施工设备、下套管工具及仪器、井队准备井眼准备通井、钻井液性能及调整组织准备人员分工、岗位划分、责任落实2）固井准备工作的质量控制2、影响固井质量的主要因素.

192套管及套管串设计水泥浆、隔离液、冲洗液设计、检验化验施工参数设计保障措施应急方案及处理设计3）固井设计质量控制2、影响固井质量的主要因素.

193下套管及套管串质量、套管上扣质量扶正器安放、套管下放速度及灌浆洗井质量注水泥质量候凝质量控制4）固井施工质量控制2、影响固井质量的主要因素.

194居中密度差及“U”型管效应控制接触时间驱动力候凝质量控制5）固井顶替效率控制2、影响固井质量的主要因素.

195随着油气勘探开发的不断发展，油气勘探开发的对象更加复杂，固井完井面临更加严峻的挑战。固井作为钻完井过程重要的一个环节，在深井超深井、复杂天然气井、储气库井和非常规油气井中的作用尤为关键为满足日益复杂的井筒环境固井需要，应加快功能性水泥浆体系、功能性固井工具、固井装备智能化的研究，加强提高顶替效率、紧密堆积、井筒密封性的研究强化固井技术自主创新，提升自主创新能力及核心竞争力，集中优势资源强化技术支持与参谋作用，着力解决油田生产关键技术难题，提升工程技术对勘探开发的保障力结束语.

196敬请批评指正谢谢大家！.