二、主要技术应用
（三）固井实例
5、坨138-斜1井 完钻井深2665m，完钻泥浆密度1.14g/cm3，井底静止温度110℃，油 气上窜速度12.7m/h，742m定向，最大井斜29.69°（1831m），井底 4.24°，位移675m；钻进中2498.74m~2665m共发生井漏10次，漏失钻 井液155m3。油气层显示段：2024~2170m、2498~2530m。要求打水泥 塞2530~2630m，2498~2530m下筛管，采用筛管顶部注水泥工艺，水泥 返至1800m。下套管前循环排量大于1.6m3/min就会发生漏失。 施工要求： 对工具质量要求严格，要求分级箍打开/关闭正常，封隔器胀封后封隔严 密； 施工设计尽可能降低环空液柱压力。
1、下套管前单扶或双扶通井； 2、压稳设计与施工 ，
前置液优选 ；
多凝水泥浆体系； 3、使用弹性、刚性和树脂螺旋扶正器； 4、固井前调整泥浆性能 ；
二、主要技术应用
（二）固井工艺及技术措施
5、常规、尾管和双级固井工艺； 6、筛管顶部注水泥工艺
浮箍、球座代替了盲板；
常规管外封隔器、不连续封隔器。 7、测量循环周。
球座
浮箍
筛管
引鞋
二、主要技术应用
（三）固井实例
1、义292井 完钻井深4800m，完钻泥浆密度1.76g/cm3，井底静止温 度175℃，244.5mm技术套管下深3198.15m。 施工难点： 深井、高温； 4500m以下油气活跃，油气上窜速度45.3m/h，压稳难度较 大； 油气活跃，中途测试，易产生微间隙； 尾管固井，工具要求高； 4638m处存在漏失层，高于1.79g/cm3会发生漏失。
目
录
一、探井固井质量现状 二、主要技术应用 三、存在问题及质量分析 四、下步建议及要求
三、存在问题及质量分析
经过对近年来探井固井质量进行分 析，认为影响探井固井质量的主要因 素有：工具质量、技术水平、方案措 施、技术管理等。
三、存在问题及质量分析
技术管理
桩845井
完钻井深：4680m 完钻密度：1.58 目的层位：沙四段 钻探目的： 向东扩大桩斜844 区 沙四段含油气范围。
一、探井固井质量现状及技术难点
（三）固井技术难点
1、固井质量要求高，一口井的质量关系到一个区块或一个新 油田的发现。 2、地质情况复杂，地层压力系统、承压能力不了解。 3、取资料项目较多，如各种电测项目、钻井取芯、井壁取芯、 旋转取芯等，完井电测时间较长，一般5-10天，有些井下复 杂，时间更长，增加了固井施工难度。
丰152井
本井设计445mm*420m+241.3mm*2600m+216mm*3150m，钻井液密度
上限为1.35。如果沙三中无好储层、压力低，可直接216mm钻头钻至井
底；如沙三中钻遇高压，补下177.8mm技套封过沙三上地层，避免下步 复杂。
本井实钻钻遇高压，实钻井眼：
445mm*420m+241.3mm*2610m+216mm*2902米+152mm*3150米。 管串:：339.7*418.58m+177.8mm*2613.17m（封过沙三上）
目
录
一、探井固井质量现状 技术难点 二、主要技术应用 三、存在问题及质量分析 四、下步建议及要求
二、主要技术应用
（一）水泥浆体系
1、常规降失水水泥浆体系 2、晶格微膨胀水泥浆技术
3、低密水泥浆体系（粉煤灰、漂珠）
4、纤维水泥浆体系
5、高温、抗盐水泥浆体系
6、遇水膨胀水泥浆体系
二、主要技术应用
（二）固井工艺及技术措施
150℃，油气上窜速度4.9m/h。
开钻顺序 一开 二开 三开 四开
钻头尺寸mm 444.5 311.1 215.9 149
井深m 360 2945 4176 4413
套管外径mm 339.7 244.5 177.8
套管下深m 357.71 2942.80 4173.90
水泥返高 地面 地面 2801.03 未下套管
后置液，泥浆预处理。
施工正常，质量优质。
二、主要技术应用
（三）固井实例
1、义292井
二、主要技术应用
（三）固井实例
2、夏90-3井 完钻井深3311m，完钻泥浆密度1.19g/cm3，井底静止温 度117℃，油气上窜速度5.95m/h， 施工难点： 含油水层3083~3088.7m，目的层3092~3106m上油层下水 层（油层3.5m），油层、水层相隔较近，水泥胶结封隔不好， 试油极易发生水窜。
三、存在问题及质量分析
技术管理
桩845井
现场要求：4550~4680m井段1只/1根套管树脂扶正器 下入后，起出套管甩掉树脂扶正器，重新下套管
三、存在问题及质量分析
技术管理
丰152井
完钻井深：3150m 完钻密度：1.59 目的层位：沙三段 构造位置： 济阳坳陷东营凹陷民 丰洼陷南翼。
三、存在问题及质量分析
二、主要技术应用
（三）固井实例
1、义1292井
技术方案和措施
采用尾管固井工艺，使用机械式悬挂器 1.85g/cm3加重隔离液6m3；冲洗液4m3。 多凝抗高温水泥浆，4400m以下采用晶格膨胀水泥浆体系，密度1.90 g/cm3；3800~4400m1井段1.90g/cm3降失水体系，2900~3800m井段 1.85g/cm3降失水体系；碰压后环空加压2MPa，计算不会压漏地层，又 能有效压稳油气层。
完钻井中见油气显示井60口，下油层套管井45口，下油层套管率56.3%。
2014年海上共完成探井8口（包括CBG112），下套管6口，总进尺23250， 钻井单位成本10340元/米。
一、探井固井技术质量现状
（二）固井质量现状 近两年东部探区探井固井一界面合格率100%， 固井二界面合格率90%左右。
二、主要技术应用
（三）固井实例
3、夏945HF井 技术方案和措施 1.50g/cm3隔离液8m3 ， 1.03g/cm3冲洗液8m3 。 双凝水泥浆体系：0~3000m采用粉煤灰水泥浆体系；3000~4600m采用 加砂纤维微膨水泥浆体系（1.95 g/cm3 ）。 施工正常，质量优质。
二、主要技术应用
二、主要技术应用
（三）固井实例
4、坨深斜401井 技术难点： 封固2946~3012m油层、3560~4161m盐膏层、
盐岩层，固井质量要求高；
水泥浆体系稳定，要求抗盐、抗高温； 高压，尾管工艺施工； 小间隙，“S”形井眼，套管刚性大，套管下入
困难。 Ф 216mm钻头下Ф 177.8mm套管，
（150min）；2800~331m采用晶格膨胀（1.95 g/cm3 ）微膨水泥浆体系 （90min）。 2900~3300m加弹性扶正器1只/1根套管。 施工正常，质量优质。
二、主要技术应用
（三）固井实例
2、夏90-3 井
试油：3092~3092.5m，日产油10t，不含水。
二、主要技术应用
扶正器：2000~2200m弹性扶正器1只/1根套管，2200~2500m弹性扶正
器1只/2根套管，分级箍上下各1只刚性扶正器。 分级箍打开后，开泵循环，排量逐步提高至1.8m3/min ，观察验证是否 漏失。 施工正常，未发生漏失，质量优质。
二、主要技术应用
（三）固井实例
5、坨138-斜1井
二、主要技术应用
（三）固井实例
3、夏945HF井 技术方案和措施 单扶和双扶通井。177.8mm钻挺加210mm修壁器（扶正器），对遇阻、
卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下，顺利
通过该遇阻井段后，至少再通井2次，直到遇阻负荷小于正常起下钻摩阻； 同时清除了虚泥饼提高二界面固井质量； 套管扶正器：3300～4050米每3根套管加一只普通刚性套管扶正器（共 8只），4050～4570米每根套管加一只树脂螺旋套管扶正器（共51只）。 探井：一口井中加树脂扶正器最多的一口井。
（三）固井实例
3、夏945HF井 非常规水平井（致密砂岩油藏），完钻井深4605m，垂深3985m，完 钻泥浆密度1.40g/cm3，井底静止温度145℃，油气上窜速度10.2m/h。 A 靶点4098m，水平段长607m，全井水平位移812m，最大井斜84.02°
开钻顺序
钻头尺寸mm
井深m
套管外径mm
2588~3280m套管壁厚10.36mm，3280m~4176m 套管壁厚12.65mm；
二、主要技术应用
（三）固井实例
4、坨深斜401井
技术方案和措施 通井，1根165mm钻挺加212mm扶正器； 1.85g/cm3隔离液6m3， 1.03g/cm3冲洗液6m3 。 采用双凝高温抗盐水泥浆体系。2800~3500m采用（1.95 g/cm3 ）水泥 浆体系（240min）；3500~4176m采用（2.00g/cm3 ）水泥浆体系
套管下深m
水泥返高
一开
444.5
213
339.7
210.69
地面
二开
311.1
2432
244.5
2430.39
375
三开
215.9
4605
139.7
4580
地面
二、主要技术应用
（三）固井实例
3、夏945HF井 施工难点： 深井高温，对水泥浆体系要求高。 水平井套管居中难度大和水泥浆顶替效率低 分段压裂，对固井质量特别是二界面水泥胶结质量要求高， 封隔不好，压裂极易发生窜通。
（110min）。
扶正器：2942~3042m每根套管1只树脂扶正器（共10只），重叠段5只 刚性扶正器； 3042~3560m每4根1只弹性扶正器，3560~4162m每3根套 管1只树脂扶正器（共20只）。 下套管精细操作。