固井工艺

典型实例
•HX167井，全井平均井径扩大率为29%，2600～ 3000m平均井径扩大率为53%，固井质量不合格； •QG3井裸眼井段平均扩大率为54%； •SP3井平均井径扩大率为51%。 这些井同时又是“糖葫芦”井眼，最大扩大率达 到158.82%。因为不能实现水泥浆与泥浆的有效臵 换，固井出现严重的混浆。
探井固井技术的研究
2004年3月
前言
随着各油田勘探开发的不断深入，深探井、 高压探井、长封固段探井及高难度探井不 断增加。 新区和外围探井越来越多。 新的层段不断出现，地下情况越来越复杂。

一、探井固井的特点及主要影响因素
1、井身质量差，井径扩大率严重超标。 探井钻井周期长，井壁受到泥浆浸泡时间 长，井壁掉块和坍塌现象严重。 探井担负着取心的要求。 个别井的泥浆投入不够。
微膨胀 低失水 1.88— 水泥浆 1.95 体系 高密度 低失水 1.90— 水泥浆 1.98 体系 高流性 低失水 1.85— 水泥浆 1.90 体系 稠化 时间 （min） 100— 360
<100
20—22
<15
>17
15—20
<50
20—22
<15
>18
120— 300
<300
23—25
<10
尾管挂 封隔器 套管 高压油层 封隔器 高压盐水层 浮箍
双油层防窜固井工艺的研究
例如：LS111井是 一口高压探井，该井有 两个重点油层需要保护 和完井求产，需保护下 部油层不被水泥污染， 而上部油层较活跃，常 规固井很难保证其固井 质量，因此下部采用筛 管完井，上部油层采用 水泥固井，固井后用封 隔器胀封，以防止水泥 失重后油气上窜，中间 分级箍该用投球式，保 证全部工艺的实施，该 工艺实施效果好，固井 质上部可 以封隔高压 油气层，防 止高压油气 串扰，形成 的油气水的 互窜，提高 固井质量

固井质量难以保障。
天然裂缝和断层
03
天然裂缝和断层可能导致水泥浆漏失，降低固井质量，甚至引
发安全事故。
高温高压环境下的固井挑战
水泥浆性能下降
高温环境下，水泥浆易稠化、失水，导致性能下降，难以满足固 井要求。
环空压力控制
高温高压环境下，环空压力控制难度大，易出现压力失衡问题。
套管损坏风险增加
高温高压环境对套管材料性能要求高，套管损坏风险增加。
钻井与固井一体化技术
随着钻井技术的不断发展，未来有望实现钻井与固井的一体化，即在 钻井过程中同步完成固井作业，提高作业效率和质量。
谢谢
THANKS
针对深海高压低温环境，采用高性能 固井材料和工艺，提高井筒稳定性和 密封性。
特殊地质条件下的石油钻探
1 2

高温高压油气藏钻探
在高温高压油气藏中，采用耐高温高压的固井材 料和工艺，确保井筒稳定性和密封性。
含硫油气藏钻探
针对含硫油气藏，采用抗硫固井材料和工艺，防 止硫化氢等腐蚀性气体对井筒的破坏。
3
盐膏层油气藏钻探
深水区域的固井挑战
深水低温
深水区域温度低，水泥浆易凝固，影响固井质量。
海底不稳定
海底地质条件复杂，可能存在淤泥、流沙等不稳 定因素，增加固井难度。
深水压力
深水区域压力大，对固井设备和材料性能要求高。
针对挑战的解决方案
复杂地质条件下
采用高性能水泥浆体系，提高水泥浆的适应性和稳定性； 采用先进的固井工艺和技术，如分级注水泥、尾管固井等， 提高固井质量。
对未来发展趋势的展望
智能化固井技术
随着人工智能和大数据技术的发展，未来固井技术将更加智能化，实 现实时数据监测、智能决策和远程控制，提高固井质量和效率。

前言
固井可能带来的危害
➢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
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第一单元 固井工艺技术
吐哈油田常用固井工艺介绍：
常规固井 尾管固井
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固井工艺 振动固井
分级固井
水平井及 半程固井
第一单元 固井工艺技术
常规固井
常规固井工艺是用水泥车、下灰车及其他地面设备配 置好水泥浆，通过前置液、下胶塞（隔离塞）与钻井液隔 离后，一次性地通过水泥头、套管串注入井内，从管串底 部进入环空，到达设计位置，以达到设计井段的套管与井 壁间的有效封固。
盐膏层套管挤毁10口，占总井数的5.18％ 井口带压的井（发生环空气窜）有39口，占总井数
的20.2% 生产套管固井候凝时发生气窜有14口，占总井数的
7.3% 盐膏层段固井质量不合格150口，占总井数的77.7
％
在扬古伊和皮尔古伊气田区域，由 于Yan-10井、Pir-7井、Pir-5井等井 在揭开目的层后发生强烈井喷，不 仅造成井眼报废，更为严重的是使 大量天然气沿报废井眼或套管外环 空（固井质量极差）上窜，在上部 储层发育且盖层封闭性较好的地层 中形成了不同规模的“人工气藏”
➢有效封隔
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
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

应满足抵御海洋恶劣环境和保护环境所提出的要求 ；
应符合平衡压力固井原则；
六、水泥浆返高常规设计
•注：返高设计要参考浆柱动静态下的经验计算公式
七、水泥浆附加量设计
•注：水泥浆的附加量可根据实钻情况适当调整。
八、顶替水泥浆设计
九、前置液设计
•注：考虑防漏窜，地层孔隙压力＜前置液液柱压力＜地层破裂压力 ；
4. 据上措施，参照cemSAIDS模拟实际井眼轨迹的结果，再作适 当的调整。
5. 具体情况根据油层位置和地质情况，现场进行适当调整。
2、直井油气层套管和尾管
应根据主要封固井段的地层岩性、井眼条件、钻井 液性能以况每2根套管宜安装1只 符合要求的弹性扶正器或/和刚性扶正器：
3、冲洗液、隔离液的使用
冲洗液、隔离液的性能和用量，参照本章节前述执 行。
4、固井胶塞的使用
单级固井应使用双塞，深井、大位移井、水平井应 使用三塞，分级固井的第一级固井应使用双塞。
5、U型管效应
技术套管或油气层套（尾）管固井，应考虑U型管 效应的作用，计算环空水泥浆上返最大排量与设计 排量之比值应小于1.25。
固井设计规范
第五讲内容
一、固井设计规范
一、固井工艺设计依据
主要依据
1. 设计的井深结构或实际的井深结构、套管规范、下入深度 及固井水泥的返高要求；
2. 实钻地层岩性和地质分层数据； 3. 油、气、水层或其他要求封固地层的孔隙压力梯度和温度
梯度； 4. 要求封固地层的最小破裂压力梯度； 5. 井径、井斜及方位等井眼基本数据； 6. 实钻井眼的钻井液性能数据和钻井工程概况； 7. 地质和钻井工程或生产开发工程对固井提出的其他特殊要
度g/cm3
ρm----------一级固井前钻井液密度g/cm3 H------------漏失地层垂直深度m