第一篇：水平井尾管懸掛固井體會

水平井尾管懸掛固井

華北井下HB-1401固井隊-畢明清

固井技術措施：

鉆井隊

1、通井劃眼：對縮徑段、前期遇阻位臵及狗腿度變化大的井段須反復劃眼，保證套管順利入井到位；最后一次通井中，鉆具提到懸掛器坐掛位臵稱重；

2、處理泥漿：下套管前處理鉆井液，在保證井下安全前提下盡量降粘降切，降低摩阻，降低含砂量，粘滯系數<0.07；

3、密封上扣：浮鞋、浮箍和懸掛器與套管連接處必須涂抹強力膠，其他套管連接處涂抹套管專用密封脂；下套管及附件要用液壓大鉗按照API標準上扣，或者以“△”標志為準，有余扣者，記錄余扣，扭矩達到標準后方可入井；

4、下放灌漿：用已稱重的鉆具送尾管入井，嚴格控制下放速度，出上層套管（進入裸眼段）后下放速度控制在每根45s以上，避免速度過快產生激動壓力壓漏地層；下入前5根套管時必需逐根灌漿，(套管入井10-15根，灌滿鉆井液頂通循環，確保浮箍浮鞋通暢，)其余每10根灌滿一次，接懸掛器和出上層管腳前必須灌滿鉆井液；嚴格控制尾管在裸眼（水平）段內的靜止時間（<3min），防止出現粘卡情況；尾管到位后，接方鉆桿，記錄鉆具活動范圍和懸重；

5、懸掛器：懸掛器必須在其廠家駐井人員指揮下，按照使用說明的要求入井；

6、循環洗井：套管到位后小排量頂通，直至井底沉砂返至懸掛器以上后，再逐漸提升排量，待排量穩定后充分循環洗井，排量不低于替漿排量，直到返出井底沉砂、泥皮，鉆井液粘切達到固井要求，再進行懸掛器坐掛作業； 固井隊：

1、扶正器（居中）：水平段采用后臵液充填部分套管，提高水平段套管浮力，提高其居中度合理；安放扶正器，保證盡可能高的居中度，下部200米及含油氣層顯示段選用有利于提高頂替效率的樹脂旋流扶正器；含二疊系地層，為降低漏失風險，按要求二疊系以下用樹脂旋流扶正器；斜井段，為保證套管居中，防止貼邊，也按要求加放樹脂旋流扶正器；重疊段，為保證坐掛居中，懸掛器以下2根套管連續加2個彈扶，接近井口的連續兩根套管要求加放剛性扶正器；

2、懸掛器：坐掛倒扣操作完成，正常循環后，測量遲到時間，確定鉆具正常插入懸掛器，避免短路；替漿量至懸掛器2m3，降低排量至0.6m3/min，避免排量過大時影響鉆桿膠塞和尾管膠塞結合；

3、水泥漿：合理設計水泥漿體系，優化水泥漿漿柱和性能，領漿采用低密度水泥漿，控制井底壓力，避免漏失，尾漿采用短候凝微膨脹水泥漿體系，嚴格控制失水、析水和稠化時間；使用膨脹劑；

4、前臵液：前臵液采用復合類型，沖洗液采用高效化學沖洗劑，有利于改變流態，在較小排量下達到紊流；隔離液使用高粘切加重類型，有效沖刷井壁，提高頂替效率，根據實際井徑，要求調整隔離液性能，實際必須能達到紊流驅替排量；針對油基（含油）泥漿，固井施工前注入占環空高度不低于200米的不含油泥漿；

5、施工參數：設計合理的替（注）漿排量，采用紊流頂替或紊流-塞流復合頂替技術，提高水泥漿頂替效率；

6、壓力控制：替漿時根據實際情況，替入一定數量重漿（密度根據壓差情況確定），降低套管內外壓差（≤5MPa），防止回壓凡爾失效，造成回吐，導致返高不夠，造成異常高塞。

施工預案：

1、遇阻：用鉆桿送尾管進入裸眼段后遇阻，采取上提下放的措施，但下壓噸位不能超過30T，接循環頭進行中途循環鉆井液，最大泵壓不得超過懸掛器要求的最高壓力（6Mpa）,仍不能解卡，則向相關部門匯報；

2、井漏：

下套管途中出現漏失情況，請示甲方，拔出套管或直接將套管下到位后進行堵漏后固井；套管到位后循環中出現漏失，堵漏后固井；如果堵漏無效，請示甲方后強行固井，井隊備夠替漿用泥漿，固井前泵入一定數量堵漏漿（細顆粒），領漿到達預計漏層底界，降低施工排量，重漿不再注入，避免套管內壓力過高，替空管鞋，其他操作參照固井設計； 固井過程中時出現漏失，采用降低施工排量措施；

3、回壓凡爾：注完前臵液后，放回水驗證回壓凡爾性能，如果失靈，多注入重量，盡量減少關內外壓差；若替漿到量（碰壓）后，放回水回壓凡爾失靈，則注入回水量（再碰一次壓），如果仍然失效，則強起鉆具；

4、懸掛器：懸掛器提前坐掛，無法坐掛或倒扣失敗，由工具放駐井人員提出解決方案，并向甲方匯報，等待甲方指示；

5、替漿壓力過高：替漿過程壓力超過泥漿泵安全銷預設壓力，或泥漿泵不能正常工作時，由水泥車完成替漿，井隊做好供液工作，預先鋪好替漿管線。

配合作業及注意事項：

1、替漿：井隊準備夠替漿用泥漿（可入井），施工前做好泥漿泵檢查校核工作，鉆臺有司鉆值班隨時調整排量，后罐泥漿大班、技術員到位，做好人工計量工作，最終替量以人工計量為主，參考流量計和累計泵沖數，返漿口派人坐崗，發現異常及時報告固井指揮；

2、供水供電：施工期間不能倒發電機，電工必須在水罐附近值班，便于處理供電異常情況；

3、測量密度：井隊派3人參與水泥漿密度測量，一人取漿，一人傳遞，一人測量，錄井隊派2人參與，一人記錄，一人打手勢；

4、信息匯總：錄井、鉆井將信息統一匯總至監督處，商議后由監督統一上報。

尾管懸掛器操作注意事項

1、入井前檢查。檢查產品檢驗合格證、試壓報告，懸掛器本體組裝情況，按照裝箱單檢查配套附件是否齊全完好（提升短節、回接筒、球座、銅球、大小膠塞、可能還有選配的浮箍浮鞋通徑規）；

2、拉伸距計算。起鉆時（或通井期間），將鉆具提至懸掛器坐掛位臵后，稱重并記錄M1；校核尾管長度，仔細計算鉆桿回縮距，配好送入鉆具（準備1-2根短鉆桿）；

3、懸掛器入井。懸掛器下面的兩根套管連續加2個扶正器，套管內先灌滿泥漿再接懸掛器；嚴禁在卡瓦和液缸處打大鉗；在回接筒內注滿鉆桿絲扣油，然后上緊防砂罩固定螺絲；稱重記錄，鎖死轉盤；尾管下到位后，灌滿泥漿，接方鉆桿，稱重記錄M2；

4、坐掛。

（1）試坐掛。先進行試坐掛操作，受井下條件限制，有時循環壓力過高未投球就將液缸銷釘剪短，在這種情況下，若無旋轉水泥頭或水泥頭上無投球孔時，直接坐掛；

（2）投球坐掛。如果沒有坐掛，則投球泵送正常坐掛，密切注視壓力變化，當球到達球座后憋壓11-12Mpa，穩壓2min（此時壓力通過懸掛器本體上的傳壓孔傳到液缸內，壓力推動活塞上行，剪短液缸銷釘，再推動推桿支撐套并帶動卡瓦上行，卡瓦沿錐面張開，鍥入懸掛器錐體和上層套管之間的環空，瞬間隔斷絞車對尾管的拉力，尾管重量通過懸掛器支撐在上層套管上，之前的拉力全部作用在鉆具上，將鉆具拉伸，形成拉伸量L）；（3）判斷坐掛是否成功。慢慢下放鉆具，施放拉力，當懸重等于送入鉆具重量和游車大鉤重量之和時，即坐掛成功。坐掛成功后，繼續憋壓18Mpa左右，憋通球座，建立正常循環。（在鉆具上做出標記，將拉伸量L等分成(M2-M1)/10份，每次下放鉆具兩個10L/（M2-M1）的距離，觀察懸重變化是否減少約20t，直至下放鉆具L,如果懸重下降至送入鉆具重量和游車大鉤重量之和，即M1時，則說明坐掛成功。）

5、倒扣。

（1）倒扣操作。松開轉盤，坐鉆桿卡瓦，正轉進行倒扣，累計有效倒扣不少于20圈（正常情況下，用轉盤倒扣時，正轉數圈后放松轉盤，轉盤幾乎不回轉。切記先剪短球座建立循環，才能倒扣）。

（2）驗證倒扣是否成功。將鉆具緩慢提至中和點后，再上提1.5-1.8m,若懸重沒有變化，一直等于送入鉆具重量和游車大鉤重量之和，說明倒扣成功。（3）倒扣成功后放回鉆具，下壓10-15t，接入水泥頭，按固井要求循環后固井。

6、固井及拔中心管。替漿時，當鉆桿膠塞到達尾管膠塞位臵前1.5m3降低排量；替漿量剩2-3 m3，降低排量，碰壓；正轉2-4圈，緩慢上提鉆具5-6m，送入鉆具與懸掛器脫開后上提1-3柱（根據上塞長度要求），大排量循環一周（循環時轉動或上下活動鉆具），循環出多余水泥漿。

第二篇：水平井錄井工序

水平井是指鉆進過程中的井斜角在90度時沿水平方向鉆進的井。水平井由于其特殊的井身結構和施工要求，常規的錄井方法已經無法適應這種新的鉆井工藝的需要，而較先進的水平井地質導向系統又需要太大的投資，怎樣才能既不大幅度的增加錄井成本，又能準確完成水平井的地質錄井工作并實現水平段的地質導向，已成為擺在我們面前的難題，本文對水平井錄井方法進行了總結整理，并對怎樣在現有錄井條件下實現水平井的地質導向技術進行了一些探索。

一、錄井前的準備工作

取資料前，地質人員要認真學習設計，對設計的各項內容和要求進行認真分析。同時廣泛收集資料，掌握區域地層，做到心中有數。以衛117側平井為例，我們從錄井處、采油三廠分別借閱了衛117井、衛22-79井、衛18-6井、衛22-53井、衛22-8井、衛22-65井、衛22-14井等10余口井的資料。對這些資料進行整理歸納和綜合分析，掌握地層變化特征及砂體分布和油層變化規律等。并在此基礎上編制地層對比圖、地質預告圖、井身結構及地層的隨鉆分析圖等，以指導以后的鉆井工作。

需要注意的是：對借閱的鄰井資料要對其深度進行校正，并用它們的井斜對其各個穩定的主要砂體及標志層視厚度及深度逐個進行校正。我們這樣做的目的是為了保證在卡入口點（A點）前的地層對比更加正確，為下一步工作打好基礎。最后，由于水平井對井深精度要求極高，為了保證工程質量，我們要求鉆具的丈量、計算都要做到盡可能的準確，并將這一思想貫穿于整個錄井過程中。

二、卡好著陸點（A點、入口點）

可以這樣說，卡好入口點A點代表水平井成功了一半，但是由于水平井目的層的厚度非常小，如濮1-側平239井1.0m，濮1-側平231井2.5m，衛117側平井3.5m。因此，對入口點的確定必須要特別小心，消除一切可能出現的誤差。經過我們分析，這些誤差主要來源于以下幾個方面：

（1）由于鄰井資料不正確，如電測深度誤差而引起的本井設計的井深誤差。

（2）由于鄰井井斜大，井深未校正而造成的深度誤差。

（3）實鉆地層與設計數據之間的正常誤差。

（4）在設計本井之前，對井下構造認識不清，從而造成實鉆地層與設計地層完全不符。這種情況往往將會使我們無法找到入口點，并預示著水平井的失敗，這種情況應該比較少見。

由于以上誤差的出現，往往會是我們鉆達設計井深而未見到目的層，這就要求我們綜合分析，針對不同情況采取不同的措施。

第一、第二個問題的解決要求我們在開鉆前就要了解，分析好各鄰井資料的可靠性，并多井、多法對比，挑選出資料最可靠，最有對比性的幾口井作為對比井。并對這些井進行深度校正，盡量消除深度誤差。而第三個問題的解決就要求我們加強隨鉆對比。直井段的分析對比比較簡單：對比方法與普通井別一樣。而在造斜段、增斜段分析對比比較復雜且至關重要，是我們在卡入口點前地層對比的關鍵。總之，正確無誤的地層對比、及時掌握地層變化是我們卡好入口點的保證。根據經驗，水平井的卡入口點地層對比要從以下幾方面去努力：

（1）從開始造斜起，要繪制1：200的“深度校正錄井圖”，與鄰井進行對比。要求在造斜段、增斜段的鉆進過程中隨時把單層厚度及深度換算為真厚度，同時以厚度為目標層與鄰井進行對比，忽略薄層。換算方法如下：（忽略地層傾角）：

TVT＝MD×COSα

TVT—真實垂向厚度（m）；MD—地層視厚度、斜深（m）；α—井斜角（°）

（2）在對地層及砂層組進行大段對比的基礎上，要堅持小層對比，因為水平井的目的層最后要落實到一個小層上。

（3）及時繪制“地質軌跡跟蹤圖”，根據地層對比結果，結合實際軌跡，及時繪制軌跡運行圖與設計軌跡進行對比。

（4）在巖性描述及挑樣上做到去偽存真，提高所描述巖屑的代表性、正確性。

（5）結合與鄰井中目的層巖性、物性、含油性及分析和化驗資料的分析和對比判斷著陸點（A點）的位置。

（6）另外：在水平井鉆井過程中，地質人員必須熟悉當前目標層的合理的地質構造解釋。必須了解構造解釋的三維特征。同時應善于通過分析井身的幾何結構來指導下部的井身軌跡，通過對構造的分析并結合井身軌跡，隨時了解鉆頭所處的斷塊、地層，分析與設計是不是一致。

（7）利用鄰井資料，結合氣測、定量熒光分析技術解決油氣層的歸屬問題，為地層對比提供依據。

三、水平段地質導向

水平段的地質導向工作主要包括兩大方面的內容：其一主要是檢測油層內部巖性、物性及含油性的變化，一旦在水平段出現明顯水砂應能及時發現并提出下部措施。其二是將鉆頭控制在油層內部，使鉆井軌跡與油層頂面平行順層面鉆進，防止鉆穿油層頂、底面，進入蓋層或油層底部泥巖層。我們知道，理想的地質導向信息應該是一旦偏離目標層，立即就能被地質人員發現。基于這一原理，我們認為可以通過以下方法，在我們現有的錄井條件下完成地質導向。

（1）鉆時：鉆時具有較好的實時性，能及時反映地下巖石的可鉆性，進而推測其巖性。但由于其影響因素較多，因此在利用它作地質導向時，一定得考慮鉆壓、轉盤轉速、單驅或雙驅等等因素得影響。

（2）油氣儲層最直接、最有效的信息為氣體組分。最常見的儲層結構是氣頂、中油、下水，它們的組分值會有明顯的不同。

（3）連續觀察、描述含油巖屑百分含量的變化，也是我們指導水平井鉆進的主要方法之一。并及時繪制水平段地質導向圖，結合井深軌跡和地下構造合理提出導向意見。

（4）幾何導向的作用、意義、方法：幾何導向的用法明顯，即使用MWD提供的幾何導向變量信息和已設計的鉆頭軌跡響應點上的設計值相比較，即可得出實際鉆頭軌跡是不是偏離了設計軌跡，如發生了偏離，則需作校正設計，直至確認鉆頭達到設計的目標層位置或沿目標層位置前進。

第三篇：固井復雜問題

固井復雜問題

固井作業不僅關系到油氣井能否順利完成，影響投產后油氣井質量的好壞、油氣井壽命的長短及油氣井產量的高低，而且其成本在整個鉆井工程中也占有很大的密度（占20%～30%）。固井技術發展的目標一直圍繞如何進一步提高固井質量及減少固井事故等。固井又是一個系統工程，影響因素復雜多樣，具有其特殊性。

主要表現在以下幾個方面：

（1）固井作業是一個一次性工程，如質量不合格，即使采用擠水泥等補救方法也難以取得良好的效果。

（2）固井作業是一項系統工程、隱蔽性作業，涉及到材料、流體、化學、機械、力學等多種學科，施工時未知因素多，風險大。

（3）固井作業施工時間短，工作量大，技術性強，費用高。因此，要求固井作業要精心設計、精心準備、精心施工，并要有較完備的預防固井復雜情況的預處理方案，確保優質高效地完成固井作業。

固井作業涉及套管、水泥漿漿體性能設計、注水泥現場施工、水泥膠結質量等方面，為此，固井復雜問題和事故也可以分為以下幾類。

第一類：套管及下套管復雜情況，包括下套管阻卡、套管斷裂、套管泄漏、套管擠毀、套管附件和工具失敗、下套管后漏失或循環不通等。

第二類：水泥漿漿體性能事故，包括水泥漿閃凝、水泥漿觸變性、水泥漿過度緩凝等。

第三類：注水泥現場施工復雜情況，包括注水泥漏失、環空堵塞、注水泥替空等復雜情況和事故。

第四類：水泥膠結質量復雜情況，包括油氣水層漏封、水泥膠結質量差、環空氣（水）竄等。

下面就上述固井復雜情況及事故發生的主要原因及預防、處理方法分別加以論述。

1、下套管復雜情況 1、1套管阻卡

套管阻卡一般可分為以下三類：一是套管粘吸卡，二是井眼縮經卡，三是井眼坍塌或砂橋卡。

1）

管阻卡的原因及影響因素

1.套管粘吸卡是由于套管的外徑往往大于鉆桿的外徑，套管與井壁的接觸面積大于鉆桿的接觸面積，上扣時間要大于鉆桿的上扣涉及，且下套管時又難以旋轉，因此，卡套管的發生機率較大。

2.井眼縮徑卡套管是由于井眼不穩定，特別是鉆遇蠕動性巖鹽層或由于鉆井夜性能不好形成較厚的假泥餅，導致井眼縮徑，造成縮徑卡套管事故。

3.井眼坍塌或砂橋卡套管是在下套管過程中或下套管結束后發生井眼坍塌或形成砂橋造成卡套管事故。

4.下套管前沒有認真通井，對縮徑段沒有很好地劃眼，易造成卡套管事故。

5.下套管作業沒有認真準備（包括組織、工具等），造成下套管時間過長或中間停頓等，易發生卡套管事故。

6.中途測試、取心、電測后沒有通井而直接下套管易發生卡套管事故。7.鉆井液性能不好，沒有形成很好的濾餅，井眼摩阻系數大，尤其是高密度、分散型鉆井液，發生卡套管的機率大。

8.下套管前對漏失層沒有很好地堵漏，加之下套管時速度過快，易壓漏地層，造成井塌引起卡套管事故。

9.高壓層下套管前沒有壓穩，在下套管過程中發生溢流，環空夜柱壓力下降，易發生井塌，造成卡套管事故。

10.井口不，下套管上扣時反復錯扣，下套管時井下套管靜止時間長且沒有活動套管，易發生卡套管事故。

11.鉆井液密度設計不合理，如密度設計較低，造成井眼坍塌或沒有壓穩蠕動性地層引起井眼縮徑，造成卡套管事故。

12.下套管時遇阻，盲目下壓，造成下套管由遇阻演變成套管卡死。2）

防發生套管阻卡的技術措施

1.下套管前認真通井，對縮徑段反復劃眼。

2.設計合理的鉆井液密度，保證壓穩地層，防止井眼坍塌，減少蠕動性地層的蠕動速度和井眼縮徑。

3.中途測試、取心及電測后要求認真通井才能下套管。

4.下套管前認真處理好鉆井液性能，降低鉆井液粘度、切力和失水，并充分循環處理鉆井液，方可下套管。

5.對于深井、長裸眼井和定向井、水平井等，必要時在下套管前要求加入塑料小球或混入5%～10%的原油，降低井眼摩阻系數。6.下套管作業要認真準備（包括人員組織、工具等），僅可能減少下套管時間和中間停待。

7.下套管前對漏失層要求很好地堵漏，并控制下套管的速度，防止壓漏地層。8.在高壓層下套管前要求壓穩，防止在下套管過程中發生溢流，保持井內壓力平衡。

9.在下套管過程中如發生井漏、井塌等復雜情況，一般要求起出套管，下載處理井眼，正常后再重新下套管。

10.下套管時如遇阻，應反復活動套管，并接方鉆桿或循環頭循環處理鉆井液，不能盲目下壓，防止套管卡死。

11.下套管前要校正井口，做到天車、轉盤和井口三點一線，防止下套管上扣時錯扣。

12.必要時使用套管扶正臺，采用人工或機械扶正套管，防止下套管上扣時錯扣并加快下套管速度。

13.盡可能使用自動灌漿設備，減少因灌漿造成的下套管停頓時間，使用自動灌漿設備時要及時注意其工作狀況，如失敗要采用人工灌漿。

14.下完套管后要求先灌滿鉆井液后再慢慢開泵循環，等循環暢通后慢慢提高循環排量，防止混入空氣造成開泵困難和壓漏地層。

15.采用人工灌漿時，在灌漿間隙要不停地活動套管，上下活動套管距離不小于2米，發現井下有遇阻跡象時要停止灌漿，并采用大距離活動套管或接方鉆桿循環等措施，等正常后再灌漿和下套管。16.下套管過程中要及時注意井口返漿，如發現異常應立即停止下套管進行處理，待正常后方可繼續下套管。3）

套管阻卡的處理方法 套管遇卡后，應在保證套管串不被破壞的前提下開展處理工作，而且，應根據不同的卡套管類型采用不同的處理方法較卡鉆相比，套管遇卡處理難度更大，手段也相對較少。

（1）套管粘卡

發生套管粘卡后，推薦采用以下步驟進行處理：

1.強力活動套管； 發生套管粘卡后一般是先接方鉆桿或循環頭開泵循環，后在套管和設備（井架、提升系統）安全的條件下，盡最大可能上下活動套管，采用此種方法一般可以消除套管粘卡。

如果強力活動次數后（通常為10次左右）仍不能解卡，一般要停止強力活動。此后，在一定范圍內活動沒有卡住的套管，防止卡點上移。

2.泡解卡劑； 在強力活動套管無效后，處理套管粘卡的主要方法是通過泡解卡劑的方法來處理套管粘吸卡。其基本步驟一般如下：

第一：選擇合適的解卡劑。解卡劑一般分為水基、油基兩種，其密度要根據井內地層壓力選定，對于高壓井，要選擇高密度的解卡劑。一般油基解卡劑適合大多數地區，但在個別地區，水基解卡劑也取得了較好的應用效果。第二；計算卡點位置。現場一般采用計算在一定拉力條件下的套管伸長來計算卡點位置。計算公式如下：

L=ESI/F 式中 L——自由套管的長度，m；

E——鋼的彈性系數，2.1×105MPa； I——自由套管在力F作用下的伸長，m；

F——自由套管所受超過自身質量的拉力，N； S——套管截面積，m2。

第三：計算解卡劑的用量。根據計算的卡點位置，在卡點位置及其以下部分注入合適的解卡劑。要求具有一定的附加量，一般在20%左右。

第四：井內壓力平衡計算。根據井內地層壓力、鉆井液密度、地層巖性、解卡劑的密度和用量，進行井內壓力平衡計算，確保不會發生井涌、井噴和井塌事故。第五：解卡。根據不同的解卡劑的類型、地層特性和現場的實際卡套管的情況，在解卡劑注入一定時間后采用類似強力活動套管處理方法解卡。（2）套管縮徑卡和井眼坍塌或砂橋卡

1.套管縮徑卡時，井內一般可以循環鉆井液，可以通過類似套管粘卡的處理方法進行處理。

2.井眼坍塌或砂橋卡時，如可以循環鉆井液且井口尚能返漿，應堅持先小批量低壓循環鉆井液，后逐步提高鉆井液的密度、切力，正常后固井。

3.如果套管已經下到井底，且循環鉆井液漏失，應根據現場實際情況進行處理。大多數情況下選擇小批量固井的方法，爭取把下部地層封固，必要時再對上部地層進行擠水泥作業補救。

4.如果套管沒有下到井底，可選擇先固井，后采用增加一層尾管固井封固下部地層的方法補救。1.2套管斷裂

1）套管斷裂的原因及影響因素

1.套管設計時安全系數設計偏低，沒有考慮如溫度變化、套管彎曲等因素對套管強度的影響，造成套管強度不夠而發生套管斷裂。

2.套管本身質量問題，特別是絲扣加工質量不過關，造成絲扣處脫落。3.套管浮箍以上由于沒有對套管絲扣聯接處加以固定，在鉆水泥塞時造成套管脫落。

4.鉆遇硫化氫氣層，鉆井液中含有硫化氫而產生 氫脆作用，造成套管斷裂。5.在技術套管中鉆進，沒有采取有效的防護措施，鉆桿接頭將套管磨穿，造成套管斷裂。

6.地層水含有腐蝕性物質，如水泥環封固質量不好，易造成套管腐蝕破壞斷裂。7.套管遇卡后，施加拉力太大，造成套管脫落。

8.在壓裂和注水泥施工時，由于施工壓力太高，超過了套管的抗壓強度，造成套管斷裂破壞。

9.在熱采井內，套管受熱膨脹，但由于套管外面又有水泥固結，限制了套管的自由伸長，在套管內部產生壓應力，當壓應力超過材料的屈服極限時，套管就會斷裂。

2）防止套管斷裂的技術措施

1.下套管時防止套管錯扣，不允許在錯扣焊接。

2.套管遇阻卡后，不能強拉強提，上提拉力不能大于套管本體和絲扣抗拉強度的80%。

3.表層套管和技術套管下部的留水泥塞套管應用防止螺紋松扣脂或在松扣處采用鉚釘固

定，防止在鉆水泥塞或下部鉆進過程中造成套管脫落。

4.對于含有硫化氫的井，下套管前必須充分循環鉆井液，壓穩產層，清除鉆井液中的硫

化氫。同時，應采用訪硫套管和井口裝置。

5.應盡可能提高表層和技術套管鞋處的固井質量。

6.在已下套管的井內鉆進，要控制轉盤的轉速。鉆鋌未出套管鞋時，轉速不大于60r/min，鉆鋌出套管鞋后也不要超過150r/min.對于深井和復雜井，鉆井周期長，對套管要采取相應的保護措施。

7.對于熱采井固井，應采用優質鋼材，在固井時要提拉一定的預應力，消除因溫度升高，鋼材受熱膨脹產生的壓應力。1、3 套管擠毀

1）管擠毀的原因及影響因素

1.套管強度設計不合理，造成套管擠毀。

2.灌鉆井液不及時，造成在下套管過程中掏空太長，引起套管擠毀。

3.套管加工質量不好，如壁厚不均勻或橢圓度太長或鋼材性能達不到標準。4.在擠水泥時，沒有下擠水泥封隔器，擠水泥施工壓力超過上部套管的抗內壓強度，造成上部大直徑套管擠毀。

5.存在特殊地層，如巖鹽層，由于巖鹽層蠕動，蠕變壓力大于套管的抗外擠強度，就會造成套管擠毀。2）防止套管擠毀的技術對策

1.下套管時要及時灌漿，控制套管掏空深度。

2.在巖鹽層等蠕動性特殊地層段套管強度設計應采用蠕變壓力設計，并考慮不均勻載荷的影響。

3.擠水泥作業設計時要考慮套管抗壓和抗外擠強度的影響。4.控制下如套管的質量，防止不合格的套管入井。

6.盡可能提高封固段的水泥石膠結質量，尤其是蠕動性特殊地層，提高套管抗外擠能力。

1、4管附件和工具復雜情況

1)浮箍、浮鞋復雜情況

1.浮箍、浮鞋堵塞：下完套管后，循環不通，開泵壓力持續上升，井口不反漿。預防措施：對入井套管進行嚴格通徑，并嚴格防止套管內落物。解決措施是在浮箍、浮鞋以上套管射孔，重新建立循環后固井。

2.浮箍、浮鞋失效：下完套管或注水泥結束后，浮箍、浮鞋失效或密封不嚴。預防措施：a.對入井套管進行嚴格通徑，并嚴格防止套管內落物對浮箍浮鞋的損害；b.如果浮箍浮鞋已經失效，對于常規固井可以采用關井候凝的方式，對于尾管固井或雙極固井，則采用管內外液柱平衡壓力固井方式。2）雙極箍復雜情況 1.雙級箍打不開

雙級箍打不開是指一級固井結束后，不能順利打開雙級箍的二級固井循環孔，造成二級固井無法正常進行。

造成雙級箍不能順利打開的可能原因有：①非連續式雙級箍打開塞與打開塞座密封不嚴，無法施加壓力，造成無法打開雙級箍；②雙級箍本身加工質量和設計有缺陷，雙級箍在重力作用下本體變形或雙級箍本體與打開套配合間隙過小，造成雙級箍打開套下行阻力大，無法打開雙級箍；③一級固井水泥漿性能設計不當，如稠化時間短，返到雙級箍以上時水泥漿已經稠化，或是水泥漿與鉆井液相容性差，造成雙級箍處的水泥漿膠凝，無法順利打開雙級箍；④一級固井后發生環空堵塞，造成雙級箍無法打開；⑤雙級箍放置位置不合適，井斜角大且狗腿度大，打開塞未座牢，造成雙級箍無法打開；⑥井口連接雙級箍時打鉗位置不對，雙級箍內外套發生微變形。

防止雙級箍打不開的技術措施有：①禁止在雙級箍本體上打鉗，防止雙級箍本體變形；②選擇質量好，設計合理的雙級箍產品；③盡可能設計水泥漿不要返到雙級箍以上位置，如一級固井水泥漿必須返到雙級箍以上，其稠化時間要附加重力塞的下落時間，且選用性能良好的固井隔離液防止雙級箍處的水泥漿膠凝；④雙級固井前要充分循環處理鉆井液，確保井眼穩定；⑤選擇合適的雙級箍放置位置，對于常規的機械打開雙級箍，其井斜角一般不要大于60～80；對于大斜度井采用液壓式雙級箍。

雙級箍打不開的處理方法有：①如果水泥漿沒有返到雙級箍，在套管內 下入小鉆具，下壓雙級箍的打開套，靠機械式打開雙級箍；②如果水泥漿已經返到雙級箍以上，先測聲幅，在水泥漿面以上50m左右射孔，建立循環，進行二級固井；③如果雙級箍以上沒有特殊地層且沒有高壓地層，可下入專用工具關閉雙級箍，再鉆開內套，進行試壓，如滿足下次開鉆要求或油氣生產測試要求，可從井口反注水泥漿固井。

2.雙級箍關閉不上

雙級箍 關閉不上是指在二級固井后，關閉塞不能順利關閉雙級箍的二級固井循環孔，造成雙級箍處密封不嚴。

造成雙級箍不能順利關閉的可能原因有：①管內外靜壓差大，造成關閉雙級箍壓力高；②雙級箍 本身加工質量和設計有缺陷，雙級箍 在重力作用下本體變形或雙級箍本體與關閉套配合間隙過小，造成雙級箍關閉套下行阻力大，無法關閉雙級箍 ；③連接雙級箍打鉗位置不對，雙級箍本體發生微變形，造成雙級箍無法關閉；④第一次施加的關閉壓力不夠，再施加關閉壓力時，關閉塞與塞座密封不嚴。

防止雙級箍關不住的技術措施有：①禁止在雙級箍本體上打鉗，防止雙級箍本體變形；②提高雙級箍本身加工質量，設計合理的關閉套配合間隙；③采用重漿替漿，盡可能減少管內外壓差，減少最終關閉壓力值；④在雙級固井二級固井投關閉塞后尾隨0.5～1.0方水泥漿，萬一雙級箍不能正常關閉，提高雙級箍關閉套密封能力；⑤提高第一次關閉壓力。

雙級箍關不住的處理方法有：①繼續增加關閉壓力試關閉雙級箍；②如果高壓下仍然關閉不上，關井候凝；③對于雙級箍沒有關閉的井，在下鉆鉆雙級箍附件時注意用鉆具嘗試關閉雙級箍關閉套。3）尾管復雜情況

尾管固井工藝對尾管懸掛器的要求是“下的去、掛的住、密封嚴、倒的開、提的出”。其復雜情況主要包括以下幾種： ⑴下尾管中途遇阻

下尾管中途遇阻一般分兩種情況，一種是在上層套管內遇阻，二是在裸眼段遇阻。如果在上層套管內遇阻，一般是由于尾管懸掛器的卡瓦提前座掛引起的，在裸眼段遇阻除懸掛器原因外還可能是地層的原因。

尾管懸掛器（液壓式）的卡瓦提前座封的原因有：①對于液壓尾管懸掛器由于尾管遇阻，開泵循環泵壓超過懸掛器座封銷釘剪切壓力，造成尾管懸掛器的卡瓦提前座封；②下尾管速度太快，也可能造成卡瓦提前座掛而遇阻；③尾管懸掛器本體錐體本位外徑設計太大，如上層套管內壁不干凈、稍有變形或井眼縮徑，就可能引起下尾管中途遇阻。

防止尾管懸掛器的卡瓦提前座掛的技術措施有：①如果下尾管遇阻，需要循環鉆井液，控制開泵循環泵壓不超過懸掛器座掛銷釘剪切壓力；②控制下尾管速度，一般一根套管下放時間不少于20s,一個立柱下放時間不少于45s;③在尾管懸掛器本體錐體上下各加一個外徑大于錐體的剛性扶正器；④適當提高懸掛器的座掛剪釘壓力。

尾管懸掛器的卡瓦提前座掛的處理方法是：一般液壓尾管都帶有復位彈簧，上提尾管使其復位，后慢慢下尾管，并注意指重表懸重變化。⑵尾管懸掛器座掛不上

尾管懸掛器座掛不上是指在尾管懸掛器不能有效地將尾管重量懸掛在上層套管上。

尾管懸掛器座封不上的原因有：①上層套管內壁沒有刮壁不干凈、套管內壁磨損嚴重、或套管壁厚小強度低或座掛位置正好處于接箍等原因可能造成懸掛不上；②懸掛器本身設計缺陷，如：座掛卡瓦錐度設計不當，不能實現自鎖，尾管懸掛器座封液壓缸設計間隙不合適，造成活塞不能有效上行等；③尾管懸掛器座掛卡瓦在下尾管過程中被損壞；④懸掛重量大，懸掛器本體發生變形，活塞上行阻力大；⑤鉆井液固相含量高，性能不穩定，造成座掛液壓缸堵塞。

防止尾管懸掛器座封不上的技術措施有：①下尾管前對上層套管內壁刮壁，尤其是鉆井周期長或老井側鉆的井；②選擇合理的座掛位置，應避開套管內壁磨損嚴重和套管接箍等位置；③控制尾管下放速度，防止尾管懸掛器座掛卡瓦在下尾管過程中被損壞；④合理的尾管懸掛器座掛液壓缸設計間隙，并在地面做拉伸試壓座掛試驗；⑤提高鉆井液穩定性能，并設計合理的液壓缸防堵塞結構；⑥懸掛器一經座掛不宜再上提解掛，重新座掛；⑦液壓尾管懸掛器下部的浮鞋應設計有旁通孔，萬一座掛不上可以座井底倒扣完成固井施工。尾管懸掛器座掛不上的處理方法有：①尾管懸掛器在設計壓力不能有效座掛，首先要校對懸掛器座掛位置，如座掛位置處于套管內壁磨損嚴重和套管接箍等位置，應放壓，改變座掛位置，重新憋壓座掛；②如果尾管懸掛器在設計壓力不能有效座掛，應采取逐步升高座掛壓力的方式反復嘗試座掛，不可盲目升壓，以免一次將座掛球座打通；③如座掛球座已經打通還沒有座掛成功，可采用大排量循環鉆井液的方法座掛尾管懸掛器；④如最終懸掛器座掛不上，且下部尾管重量不是很大，可選擇座井底倒扣注水泥方式固井，否則，只好提套管。⑶尾管懸掛器密封失效

尾管懸掛器密封失效是指尾管懸掛器中心管與密封芯子之間的密封件失去密封能力，造成尾管注水泥“短路”。

尾管懸掛器密封失效的原因有：①密封芯中密封圈在組裝時損壞；②密封圈不耐高溫；③在判斷是否已經倒開扣時上下提中心管造成密封圈損壞。

防止尾管懸掛器密封失效的技術措施有：①精心組裝密封圈，防止在組裝時發生反轉或損壞；②提高中心管的光潔度，防止在倒扣或判斷是否倒開扣時造成密封圈損害；③尾管懸掛器入井前必須進行密封性能試壓；④密封圈要耐高溫。尾管懸掛器密封失效后的處理方法：一般只能將送放工具提出，在尾管內下封隔器注水泥。

⑷尾管懸掛器倒不開、提不出 尾管懸掛器倒不開、提不出是指尾管下到井底后，懸掛器倒扣裝置和尾管連接的反扣部位倒不開扣，或者倒開后無法提出送放工具，造成懸掛器無法脫手。尾管懸掛器倒不開的原因有：①倒扣時，倒扣螺母處受力，造成倒扣困難；②倒扣螺母處有臟物，造成粘扣；③倒扣螺母設計強度低，在下尾管時已經變形；④井斜角大，且井眼狗腿度大，倒扣時倒扣扭矩無法正常傳到井底。防止尾管懸掛器倒不開的技術措施有：尾管懸掛器在入井前要進行嚴格仔細的檢查。

尾管懸掛器倒不開的處理方法有：如倒扣時，反轉嚴重，應仔細計算中和點，保證倒扣螺母處不受力，并較少倒扣摩阻；在增加倒扣扭矩時，注意一次倒扣的圈數不要超過鉆桿的允許的抗扭強度，防止鉆桿扭斷；如判斷扣已經倒開，則通過適當迅速上提下放的方法，使懸掛器脫手。2水泥漿性能復雜情況

固井水泥漿性能復雜情況是指由于水泥漿性能設計不當或水泥漿性能發生變化造成固井施工復雜情況。主要包括：水泥漿閃凝、水泥漿過度緩凝、水泥石強度衰退等。

2.1水泥漿閃凝

水泥漿閃凝是指在注水泥或替漿過程中由于水泥漿性能發生突變，水泥漿提前發生稠化或凝固，造成固井失敗。⑴水泥漿閃凝的原因

①

材料方面的原因。用于配置水泥漿的水泥、外加劑或配漿昂用水與實驗室實驗用的不一致或由于材料質量控制不好，造成水泥漿稠化時間或凝固時間與實驗室測試結果不一致。

②實驗條件不同造成的。由于實驗室測試條件與現場實際情況不符，尤其是溫度對水泥漿稠化時間和凝固時間影響很大，如果實驗溫度遠小于實際溫度或遇到異常高溫層則易發生水泥漿閃凝。

③現場施工的原因。在現場施工過程中配置的水泥漿密度遠高于設計值可能導致水泥漿閃凝。另一方面，水泥漿外加劑混配不勻也可能造成水泥漿閃凝。

④井內流體混入水泥漿中，尤其是高礦化度鹽水會嚴重縮短水泥漿稠化時間和凝固時間。

⑤固井水泥漿與鉆井液相溶性差，鉆井液混入水泥漿中。⑵防止水泥漿閃凝的技術措施 ①控制固井材料質量和穩定性。用于配置水泥漿的水泥、外加劑或配漿用水與實驗室實驗用的材料要求一致，外加劑要求混配均勻。

②準確求取現場施工的固井參數，尤其是井底循環溫度值。

③在現場施工過程中控制水泥漿密度在設計值的上下0.03kg/L范圍內。④注水泥作業過程中要注意壓力平衡，確保壓穩地層流體。⑤采用優質沖洗液、隔離液有效分隔鉆井液和固井水泥漿。⑥做好水泥漿配漿水陳化實驗和現場大樣復查工作。⑶水泥漿閃凝后的處理方法

水泥漿發生閃凝后要立即根據現場施工情況，在保證設備和井下安全的條件下用高泵壓頂替，如果可能，應迅速接水泥車頂替，盡可能多將水泥漿替到環空內，后采用擠水泥的方法補注水泥。2.2 水泥漿觸變性

水泥漿觸變性是指由于水泥漿在流動時具有較好的流動性能，但稍靜止其迅速形成膠凝結構，水泥漿失去流動能力。⑴水泥漿形成觸變性的原因 ①材料方面的原因。如水泥漿中添加了超細材料或鈣質含量較高的外加劑，易形成較強的網狀結構，造成水泥漿觸變性強。

②井內流體混入水泥漿中，尤其是高含鈣離子的地層水也會引起水泥漿觸變性。③高密度鉆井液中固相含量高，水灰比小，也易形成觸變性

④水泥車混合能力偏低，混合能小，混配的水泥漿的觸變性一般較強。⑵ 防止水泥漿觸變性的技術措施

①

采用高效的分散劑，改善水泥漿流變性。

②

注水泥作業過程中要注意壓力平衡，確保壓穩地層流體，防止地層流體侵入水泥漿中。

③

采用大功率、高混合能力的水泥車施工。④

保持注水泥施工連續，防止停泵。⑶ 水泥漿發生觸變后的處理辦法

水泥漿發生觸變性后要根據現場施工情況，可在配漿水中加入分散劑，并確保連續施工。

2.3水泥漿過度緩凝

水泥漿過度緩凝是指由于水泥漿稠化時間過長，造成水泥石強度發展緩慢甚至不凝固，造成無法有效封固油氣水層。⑴水泥漿過度緩凝的原因

①

水泥漿中添加了過量混凝劑。

②

施工時混配的水泥漿密度遠低于設計密度。

③

井下實際溫度遠低于實驗溫度，由于溫度對水泥漿強度發展影響很大，溫度愈低，水泥漿強度發展愈緩慢。

④

水泥漿頂替效率低，水泥漿中混入鉆井液，造成水泥漿過度緩凝。⑵防止水泥漿過度緩凝的技術措施 ①添加合適的水泥漿緩凝劑，在保證施工安全的條件下，稠化時間在施工時間的基礎上一般附加30～60min.②

采用水泥漿促凝劑或水泥漿早強劑加快水泥漿早期強度的發展。

③

在現場施工過程中控制水泥漿密度在設計值的上下0.03Kg/L范圍內。④

采取有效措施，提高水泥漿頂替效率。

⑤

準確求取現場施工的固井參數，尤其是井底循環溫度值，按實際溫度進行室內水泥漿實驗。

⑥

做好水泥漿配漿水陳化實驗和現場大樣復查工作，大樣不合格的水泥漿不允許入井。

⑶水泥漿過度緩凝后的處理辦法

水泥漿過度緩凝后只能延長水泥漿候凝時間，待水泥漿凝固后才能進行下步作業。

2.4水泥石強度衰退

水泥石強度衰退是指在井下條件下，水泥石發生強度退化，封隔能力降低的現象。在高溫下，常規的油井水泥在大于110℃條件下一般會發生強度衰退。⑴水泥石強度衰退的原因

①

常規水泥漿一般在110℃以下，水化后形成低滲透率、高強度的雪硅鈣石，當溫度進一步升高，其強度降低，滲透率增加，封隔能力下降。

②

水泥石滲透率較高，遇到高腐蝕的地層流體侵入水泥石，造成強度衰退。③

在高溫熱采內，由于注入蒸汽，造成井下水泥石受高溫發生強度衰退。⑵ 防止水泥石強度衰退的技術措施

①當井底靜止溫度大于110℃時，添加水泥漿高溫強度穩定劑(硅粉)，110～130℃時，其加量為35%，當溫度大于130℃時，加量為35%～45%，溫度愈高，硅粉加量愈大。

②當地層流體腐蝕性強時，加入如非滲透劑、超細材料等降低水泥石的滲透率。③在高溫熱采井水泥漿中要加入適量的高溫強度穩定劑。⑶水泥石高溫強度衰退后的處理辦法

水泥石發生高溫強度衰退后，其封隔能力嚴重下降，目前沒有較好的處理辦法，應注意井下作業的安全性。3注水泥施工復雜情況

注水泥施工復雜情況是指在注水泥施工中，由于水泥漿性能、井下復雜地層或施工工藝等方面的原因，造成注水泥作業復雜情況或失敗。主要包括注水泥漏失、灌香腸、注水泥替空等復雜情況和事故。3.1注水泥漏失

注水泥漏失是指在注水泥或替漿過程中，由于環空液柱壓力和環空摩阻之和超過地層破漏壓力，水泥漿漏失到地層，造成水泥漿返高不夠、油氣水層漏封和水泥膠結質量差。

⑴注水泥漏失的原因

①地層方面的原因有地層滲透率高，發生水泥漿滲漏；地層膠結差，地層承壓能力低，破漏壓力低；地層裂隙、斷層發育，造成水泥漿漏失； ②套管與井眼環空間隙小，循環摩阻大，造成注水泥漏失；

③水泥漿密度設計高、水泥漿封固段長，造成環空液柱壓力高，易發生注水泥漏失；

④鉆井液密度、粘度大，循環摩阻大，造成注水泥漏失； ⑤注水泥和替漿排量大，循環摩阻大。⑵防止注水泥漏失的技術措施

①

適當加入堵漏材料，提高地層承壓能力；

②

按照固井設計要求的液柱壓力，在下套管前進行地層承壓試驗； ③

采用低密度水泥漿固井，降低環空液柱壓力； ④

采用雙級固井或尾管固井，減少一次封固段長；

⑤

改變注水泥漿體結構，采用低密度前置液，降低環空液柱壓力； ⑥

采用擴孔工藝技術，增加套管與井眼環空間隙； ⑦

采用分散劑改善水泥漿流變性能；

⑧

調整鉆井液粘度并充分循環鉆井液，減少循環摩阻；

⑨

采用低返速固井工藝技術，控制注水泥和替漿排量，減少循環摩阻。⑶注水泥漏失后的處理辦法

注水泥漏失后要根據現場漏失情況并結合地層漏失原因，分析其可能對固井質量造成的影響及后果，采用相應的技術措施。如發生在注水泥過程中，可根據已入井的水泥漿量結合要封固的油氣水層位置，可適當少注入水泥漿；如發生在替漿過程中，應根據水泥漿稠化時間和施工時間情況，采用低返速固井技術。3.2灌香腸

注水泥灌香腸是指在注水泥過程中，由于水泥漿閃凝、套管內堵塞或環空橋堵等原因造成水泥漿返不到設計井深，套管內水泥塞過長等。⑴注水泥灌香腸的原因

①

水泥漿稠化時間短，注水泥施工長，造成注水泥灌香腸事故； ②

水泥漿發生閃凝，造成注水泥或頂替泵壓高； ③

環空發生井塌或橋堵，造成環空堵塞； ④

套管內落物，造成套管內堵塞。⑵防止注水泥灌香腸的技術措施

①

設計合理的水泥漿稠化時間，保證稠化時間大于注水泥施工1小時左右為宜；

②

采用合適的固井前置液體系，防止水泥漿發生閃凝；

③

在下套管和固井前充分循環鉆井液，井眼穩定后再下套管和注水泥，防止發生井塌或橋堵；

④

嚴防套管內落物。

⑶發生注水泥灌香腸后的處理方法

水泥漿發生灌香腸后要立即根據現場施工情況，在保證設備和井下安全的條件下用高泵壓頂替，如果可能，應迅速接水泥車頂替，盡可能多將水泥漿替到環空內，后采用擠水泥的方法補注水泥。3.3注水泥替空

注水泥替空是指在注水泥替漿過程中，由于替鉆井液量超過設計量(一般為套管內容積)，造成套管下部環空沒有水泥漿。⑴注水泥替空的原因

①

替漿量計算錯誤或計算不準確； ②

替漿量計量發生錯誤或誤差大；

③

固井膠塞未裝，或膠塞與塞座密封不嚴；

④

替漿碰壓排量太大，造成承托環損壞，無法碰壓引起替空； ⑤

套管有破損或上扣不緊，造成替空。⑵防止注水泥替空的技術措施

①

替漿量要計算準確并準確計量； ②

按規范質量可靠的膠塞；

③

替漿快結束時，要降低排量碰壓，防止造成承托環損壞引起替空； ④

使用合格套管并按規定扭矩上扣，不合格的套管不允許入井。⑶發生注水泥替空的處理辦法

水泥漿發生替空事故后要立即停泵，后根據測井曲線用擠水泥辦法補救。4水泥膠結質量復雜情況

水泥膠結質量復雜情況是指在注水泥施工結束后，由于水泥漿性能、施工質量或其他原因造成油氣水層漏封、水泥膠結質量差、環空氣（水）竄等影響膠結和封固質量的復雜情況。4.1油氣水層漏封

⑴固井后油氣層漏封主要的原因

①油氣水層本身或以下為漏失層，注水泥過程中或候凝過程中發生了漏失，造成油氣層漏封；

②發生了注水泥替空事故，造成下部油氣水層漏封；

③發生了注水泥灌香腸事故，造成水泥漿不能頂替到環空中； ④發生了環空橋堵；

⑤

水泥漿性能控制不好，如失水大、抗壓強度低、水泥石強度衰退等原因造成油氣水層漏封；

⑵發生注水泥后油氣水漏封的處理方法

① 射孔循環，補注水泥。發生注水泥后油氣水漏封后要先進行電測，判斷水泥漿返高后在水泥面以上射孔，建立循環，補注水泥漿。

② 反向注水泥。如果水泥面在漏失層以下，可直接從環空中反向擠水泥。③ 局部循環注水泥。如果發生了環空橋堵，可在上下分別射孔，建立循環，補注水泥漿

⑤

注水泥。在漏封的油氣水層直接射孔，擠水泥補救。4.2油氣水層水泥膠結質量差

⑴固井后油氣層水泥膠結質量差的主要原因

①水泥漿性能方面的原因。如在高滲透地層使用API失水的水泥漿體系造成水泥漿向地層過的濾失，水泥漿水化后質量差；水泥漿早期強度發展慢，地層油氣層竄；水泥石高溫強度發生強度衰退等。

②水泥漿頂替方面的原因。如井身質量差，井眼不規則，水泥漿頂替效率低；鉆井液流變性能、水泥漿流變性能或前置液流變性能差，且沒有設計合理的密度差，頂替排量設計不合理，水泥漿頂替效率低；套管不居中，水泥漿竄槽等。

③水泥漿油氣水竄。注水泥或固井后，由于沒有很好地壓穩油氣水層，地層流體侵入水泥漿中，引起水泥膠結質量差。

④注水泥漏失。由于在注水泥或候凝過程中，水泥漿發生漏失，造成水泥膠結質量差。

⑤環空間隙小，水泥環簿，更易發生替漿過程中竄槽，造成水泥膠結質量差。⑥在封固可溶解性地層時，水泥漿性能控制不當，地層被水泥漿部分溶解破壞水泥漿性能且易形成微間隙。

⑦注水泥施工質量差，影響入井水泥漿性能。如入井水泥漿密度不均勻、水泥車混合能低等。⑧下步井下作業對水泥膠結質量差的影響。如鉆水泥塞、試壓、射孔等。⑨鉆井液濾餅與水泥漿相溶性差，水泥膠結后與濾餅形成三明治結構。⑵ 提高油氣水層水泥膠結質量的技術措施

①優化水泥漿性能。如在高滲透地層、尾管固井、放氣竄固井等使用低API失水的水泥漿；對油氣水竄嚴重的井使用合適的水泥漿早強劑，提高水泥石早期強度；對于高溫高壓井固井，使用水泥漿高溫強度穩定劑，防止水泥石高溫強度發生強度衰退等。

②提高水泥漿頂替效率。如改善井身質量；合理調節鉆井液流變性能、水泥漿流變性能或前置液流變性能，且設計合理的密度差；應用流變學理論，優選合適的頂替排量；強化套管居中，減少水泥漿竄槽等。

③注重平衡壓力固井設計，防止地層流體侵入水泥漿中。

④防止注水泥漏失。對于存在潛在漏失的井，下套管、注水泥前先堵漏，提高地層承壓能力。

⑤合理增加環空間隙，提高水泥環厚度。⑥

在封固可溶解性鹽層時，使用半飽和或飽和鹽水水泥漿，防止形成微間隙。⑦

提高注水泥施工質量。

⑶發生水泥漿膠結質量差的處理方法 一般采用擠水泥工藝補救。在水泥膠結質量差的油氣水層直接射孔，后擠水泥補救。

4.3固井后發生環空油氣水竄

固井后環空油氣水竄是指在注水泥結束后，由于水泥漿膠凝，在由液態轉化為固態過程中，水泥漿難以保持對氣層的壓力或由于水泥漿竄槽等原因造成水泥膠結質量不好，氣層氣體竄入水泥石基體或沿水泥與套管或水泥與井壁之間間隙造成層間互竄甚至竄入井口，甚至發生固井后井噴。⑴固井后油氣水竄的主要的原因

①因為 頂替效率不高而造成水泥漿竄槽，隨著泥漿膠凝、脫水和收縮，進而形成氣竄通道。

②由于水泥漿固時化學收縮或水泥漿自由水析出以及溫度壓力變化，在水泥石與提高及水泥石與地層之間形成微環隙，造成環空油氣水竄。③水泥漿失重引起環空油氣水竄。在水泥漿進入環空初期，由于水泥漿的靜膠凝強度小于48Pa，水泥漿仍保持液態性質，能夠順利傳遞液柱壓力，進而壓穩氣層，此時不會發生環空氣竄；當水泥漿的靜膠凝強度大于240Pa,已具有足夠的強度阻止環空油氣水竄的發生；而在水泥漿靜膠凝強度為48～240Pa之間，水泥漿屬于由液態向固態轉化期，水泥漿逐步失去傳遞液柱壓力的能力，也是油氣水竄易發生時期。

⑵防止固井后油氣水竄的主要技術措施

①

提高水泥漿頂替效率，防止水泥漿竄槽。

②

采用綜合固井技術措施，提高水泥膠結質量，防止油氣水竄。③

采用水泥漿膨脹劑，防止水泥漿石收縮。

④

采用合適的防油氣水竄水泥漿體系，如：觸變水泥、可壓縮水泥漿、延緩膠凝水泥漿、化學交聯非滲透水泥漿體系等，減少水泥漿失重對環空油氣水竄的影響。

⑤

采用防油氣水竄工藝技術措施。如環空加壓技術、管外封隔器技術、脈沖注水泥技術等。⑥

固井前要對固井后發生環空油氣水竄的危險程度進行合理預測，力求更加準確地預測環空氣竄的危險程度并評價水泥漿防氣竄能力，進而經濟、有效地解決固井后油氣竄的問題。

⑶發生固井后油氣竄的處理方法 發生固井后油氣竄后很難處理，一般采用擠水泥工藝補救，即在發生油氣水層井段直接射孔，然后擠水泥補救。

第四篇：水平井地質導向錄井關鍵技術

水平井地質導向錄井關鍵技術

引言

在國外，隨鉆地質導向技術已得到廣泛使用，如貝克休斯公司的Trak 隨鉆測井系列，包括深探測方位電阻率測井（AZiTrak）、高精度地層密度和中子孔隙度測井（LithoTrak）、隨鉆核磁共振測井（MagTrak）、實時陣列聲波測井（SoundTrak）、高分辨率隨鉆電成像測井（StarTrak）、實時地層壓力測試（TesTrak）等。

國內LWD（Logging While Drilling）技術剛剛興起，主要還是采用錄井（包括綜合錄井）、MWD（MeasurementWhile Drilling）等技術進行隨鉆地質導向。本文對水平井地質導向過程中的兩項關鍵錄井技術——地層對比與預測技術、地質解釋與導向技術進行探討。1 地層對比與預測技術

地層對比是地質研究的基礎和重要手段。地層對比、劃分和預測，是現場地質錄井的一項重要技術，對于卡準取心層位、潛山界面、完鉆層位具有十分重要的意義，更是隨鉆準確預測并卡準水平井、大位移井目的層深度的關鍵。雖然水平井大多是在地層已經比較清楚并有鄰井控制的情況下部署的，但由于受地震資料品質和分辨率等問題的影響，常會使得設計的目的層深度與實鉆深度相差幾米至十幾米。進入水平段前的井斜角往往高達70°以上，此時的垂深若相差1m，水平距離就會相差幾十米乃至上百米，導致水平井的質量和油層鉆遇率大幅度降低。對于目的層為薄層的水平井，更是如此，一旦鉆穿目的層并進入下伏煤層或軟地層，便可能被迫提前完鉆，完不成設計任務。1.1 技術難點與對策

由于PDC（Polycrystalline Diamond Compact）鉆頭（即聚晶金剛石復合片鉆頭）、欠平衡工藝的使用及井斜角大等原因，導致鉆屑細小、混雜，巖性判識困難，含油氣級別也大幅度降低，且構造的變化、巖相和沉積相的變化等使得每兩口井的地層情況及對比難度也不一樣，有的井區甚至沒有標志層、標準層可供對比，給地層隨鉆對比和預測帶來很大困難。

隨著錄井技術的發展，精細化、定量化、全面化程度逐步提高。其中，快速色譜（分析周期30s）及微鉆時（0.1m 1點）技術給地層的精細對比和劃分提供了有效的解決方案；元素錄井（X射線熒光元素錄井、激光誘導元素錄井）和巖屑伽馬錄井技術的興起為特殊鉆井工藝條件及缺乏標志層條件下的地層對比提供了有效的解決方案；核磁共振錄井（巖樣核磁共振、鉆井液核磁共振）、定量熒光錄井、離子色譜錄井為儲集層物性及含油性、含水性的定量檢測與對比提供了有力手段。地層對比的原則是選同一斷塊、物源及沉積相相似的鄰井，遵循旋回性、相似性、協調性的原則，先大段控制，后小層細對；對比的依據是標準層/標志層、沉積旋回、巖性組合、元素特征、伽馬能譜特征等；對比的方法是在有合成記錄標定的地震資料約束下，在掌握地層分布的基礎上，利用正鉆井的錄井、MWD、LWD 等資料與設計依據井的測井、錄井資料進行對比，對目的層深度進行隨鉆預測。1.2 應用實例 以A 油田的L651-P1井為例。該井設計目的層為古近系沙河街組沙一段底部生物灰巖油層，相當于鄰井L651井1945.0～1949.3m 井段油層，厚度4.3m。設計A、B 靶點垂深均在1945.5m，A靶、B 靶之間的水平位移為300m，要求水平段在目的層頂界以下1m按穩斜角90°鉆進。本區沙一段巖性組合為油泥巖、油頁巖夾白云巖、生物灰巖，白云巖、生物灰巖、油頁巖均為本區的標志層。該井錄井項目僅有氣測錄井和巖屑錄井，LWD 帶自然伽馬（GR）和深感應電阻率RILD）測井（見圖1）。

圖 1L651井（a）與 L651-P1井（b）地層隨鉆對比圖

由于沙一段的油頁巖和灰色泥質白云巖都有氣測顯示，電阻率曲線均為高值，因此要用大段控制的原則進行對比。鄰井L651井在目的層頂以上10m 開始見有泥質白云巖，可作為對比依據。在進入油層前的層位對比中，LWD 曲線在垂深1935m時電阻率均為低值，自然伽馬曲線跳躍幅度大，不易對比；巖屑錄井在該深度也未見到泥質白云巖，由此推斷目的層可能推后；垂深測井曲線的對比也確定目的層將推后至1954.5m。繼續降斜鉆進，電阻率曲線在垂深1945m處出現高阻尖（見圖1b），對比認定此高阻部位相當于L651 井1937.5m 部位的第1 層泥質白云巖，由此預測油層頂面為1957m。鉆至斜深2092m（垂深1951.2m）開始見泥質白云巖，無油氣顯示，分析認為不是目的層，降斜鉆進至斜深2172m（垂深1956.2m）開始見油斑泥質白云巖，經錄井剖面對比表明其為目的層的巖性及顯示，這說明實際目的層深度比設計目的層深度深11.7m（見圖2）。

圖 2 L651-P1井設計井身軌跡與實鉆井身軌跡對比圖

又如B氣田的DP6井。該井設計目的層為山一段石英砂巖，設計A靶點垂深為2874m，距砂巖底5.14m。在鉆進過程中，錄井人員根據山二段的底界深度及標志層山一1段的頂部煤層深度作出預測，認為A靶點深度比設計結果將提前7m。但此預測結果未被甲方認可，于是繼續按照原設計要求鉆進，結果在垂深2871.53m處鉆穿了目的層砂體（見表1），隨后的打水泥塞填井耽誤工程施工3d，重復鉆井耽誤鉆井周期18d，累計耽誤時間21d。對比后發現，隨鉆預測的目的層底界深度和實鉆深度相差不足0.5m。地質解釋與導向技術

進入水平段后的油氣層鉆遇率是衡量水平井質量和成敗的關鍵指標。國外的隨鉆成像測井、方位電阻率測井、核磁共振測井及遠距離邊界探測等先進的隨鉆技術已成為水平井地質導向的主要技術手段。目前，國內水平井地質導向技術與國外尚有相當大的差距，例如，LWD 技術和解釋水平均遠遠落后于國外。但是依靠隨鉆過程中錄井的巖性、物性、含油氣性資料及LWD/MWD的電性資料，并結合地震剖面，實時修正油層模型，也可實現精確導向，提高油層鉆遇率。地面錄井資料雖然受井筒因素的影響，具有一定的滯后性，但資料直接、直觀，有助于降低解釋結論的多解性，這一優勢是隨鉆測井資料所不具有的，且中淺層水平井的遲到參數也比LWD/MWD資料的實時性強；所以，在地質解釋過程中，需要將二者有機結合。2.1 目的層巖性變化的分析與判斷

地震資料通常無法識別薄層的變化、相變導致的巖性變化和小斷層，因而經常在水平段鉆遇非目的層巖性或油氣顯示變差。巖性的變化可以通過鉆時、元素錄井、巖屑錄井、隨鉆伽馬曲線、隨鉆電阻率曲線等進行判識，油氣顯示的變化可以通過氣測曲線、鉆井液含油率的變化及電性變化進行判別。一般情況下，進入水平段后，鉆遇非目的層巖性（如泥巖）可能有以下幾種情形：①井眼偏離了正確軌跡（見圖3a）。此時需要根據隨鉆測井資料分析井身軌跡與地層之間的夾角（在有方位電阻率、成像測井的情況下，更便于解釋），判斷鉆頭偏移方向（向上或向下）及距離后，及時調整井身軌跡。②目的層沉積相變化（見圖3b）。該情況可能是砂巖相變或尖滅導致，也可能后面還有砂體，且砂體之間并不連通。對于前者應該及時完鉆，對于后者則要根據井區資料和地震剖面判斷砂體之間的距離以確定是否繼續鉆進。③鉆遇斷層（見圖3c）。此時需要精確解釋該斷層是正斷層還是逆斷層以及斷層的斷距，以確定采用增斜還是降斜鉆進。④鉆遇泥巖夾層（見圖3d）。遇到這種情形可繼續鉆進。只有解釋準確，才能正確指導鉆頭的走向，并得出是否完鉆、何時完鉆的科學判斷。

2.2 應用實例

A 油田的ZB3-P4 井，其目的層為古近系沙河街組沙一段底部生物灰巖油層，相當于BN3-30井沙一段1412.1～1423.6m 油層井段，厚度11.5m。設計A、B靶點垂深分別為1411.8m、1414.8m，A、B 靶點之間的水平位移為300m，A、B 靶處的油層頂深分別為1409.8m、1408.8m，要求水平段在目的層頂界以下2～6m 按穩斜角89.43°鉆進。本區塊沙一段生物灰巖油層屬于生物礁沉積，在井區直井的鉆探中，發現生物灰巖在有的井內厚度大，有的井內厚度小甚至缺失，由此推斷生物礁沉積在橫向上并不連續。鉆進過程中，于斜深1515m（垂深1405.4m）進入目的層，比設計的深度（垂深1409.8m）提前了4.4m。依據新的油層頂部深度數據將A、B 靶點垂深均調整為1407.4m。在水平段鉆進過程中，于斜深1606m 巖屑開始見灰色泥巖，從地震剖面上看（見圖4）。

鉆井軌跡仍在油層范圍內延伸，分析認為是生物灰巖不連續導致鉆遇泥巖，可繼續按要求軌跡鉆進，結果在鉆穿49m泥巖后至斜深1655m又見油斑生物灰巖（見圖5）。并按要求鉆完水平段，圓滿完成設計任務。

由此可見，水平井地質解釋的關鍵是在掌握目的層沉積特點的基礎上，在有鄰井資料控制的前提下，依據地震剖面建立精確的地質模型，并在實鉆過程中，及時修正和完善地質模型；否則便會做出錯誤的判斷。如B氣田的P26井，X 射線熒光錄井的Si元素百分含量曲線顯示，在井深2851～2950m（見圖6中E—F 段）鉆遇99m褐色泥巖，現場判斷認為已鉆穿目的層，于是做出向上糾斜的錯誤決定，致使井身軌跡偏離了目的層，導致油層鉆遇率大大降低。實際上，該井目的層有3口鄰井資料控制，雖然目的層深度不一致，但其巖性均為砂巖且不夾泥巖層。P26井E—F段的泥巖應為泥巖條帶。因此，在鉆遇非目的層巖性時，要分析沉積相及沉積微相特征，并盡可能多地結合鄰井資料及地震剖面，做出正確解釋和科學導向。結語

本研究表明，在水平井地質導向過程中，除了應結合隨鉆測井、錄井資料外，還要注重與物探資料的結合，實現宏觀與微觀的結合、構造與沉積相的結合、巖性與電性的結合、物性與含油氣性的結合，做到精細對比，準確預測；合理解釋，科學決策。

李兵冰摘自《石油勘探與開發》2012-10-30

第五篇：固井技術措施

固井技術措施

一、表層固井作業：

（1）套管下到位后，鉆井隊必須循環1-2周并調整泥漿性能（粘度60s左右（馬氏），失水不大于5ml）且井眼穩定方可進行固井作業；（2）施工結束后10h井隊只能做相關輔助作業，試壓及二開掃水泥漿塞等作業務必等候凝24h后返方可進行。

二、水泥塞作業：

1、鉆井回填裸眼水泥塞：

（1）設計水泥塞底面以下必須注入50-100m稠漿（120s左右）；（2）水泥塞施工前必須循環調整泥漿性能，粘度在45s左右，保證進出口泥漿比重粘度基本一致，振動篩無掉塊；

（3）注完水泥漿洗井前，鉆具必須提出設計平衡點50m以上；（4）提出鉆具徹底洗出多余水泥漿后再循環1--2個循環周；（5）水平段回填水泥塞一次封固不得大于250m；設計兩段的，必須按設計執行；

（6）候凝時間不到48h不可進行探塞、掃塞等下步作業。

三、技套固井：

1、承壓試驗

完鉆通井前井隊按要求做承壓試驗，承壓試驗泥漿比重在1.23g/cm3左右，井隊下入光鉆桿至表套內，關防噴器，單凡爾打壓，要求30分鐘穩壓2.5-3mpa，穩壓合格后方可泄壓，進行通井作業。

2、下套管作業

（1）、按照API標準對送井的套管進行逐根通徑，檢查套管絲扣是否完好，上扣時要做好余扣記錄；

（2）、用清洗液對套管進行逐根清洗，嚴禁將油污灑落在套管的本體上；

（3）、下套管時要安排專人全程監督下套管速度、灌漿及扶正器安放，在下入20根套管后鉆井隊接好循環接頭，通過泥漿循環對入井工具的關閉情況進行檢查，在確定沒有問題的情況下，由鉆井監督、鉆井技術員和固井技術員簽字認可；

（4）、灌漿要求：每10根套管灌滿一次，可以通過測量泥漿罐液面的下降來核對灌入量是否到位；

（5）、浮鞋、浮箍和扶正器在場地要嚴格檢查，確定完好時再入井，套管入井20根左右必須頂通循環一周并；每根套管使用耐高溫螺紋密封脂，最下部連續3根套管必須用絲扣膠粘接，扶正器的銷釘固定要牢靠，防止脫落；

（6）、下套管過程中，泥漿出口要安排專人坐崗，觀察返漿情況，遇有異常及時匯報；

（7）、嚴格控制好套管下放速度（直井段不大于0.25m/s，斜井段及漏點以上500m以0.1~0.15m/s），以免壓力激動誘發井漏；

3、固井前循環

（1）、小排量開泵，頂通循環，同時打開振動篩，記錄頂通壓力。（2）、逐步提高排量，達到環空返速1.2m/s以上。（3）、循環期間調整泥漿性能，要求泥漿粘度在45-50s，比重在1.20-1.25 g/cm3，失水<5ml，泥餅<5mm。

（4）、循環期間如發生漏失，井隊必須進行堵漏，確保達到循環排量和泥漿要求且無漏失發生時方可固井。

（5）、循環停泵如出現返吐，井隊必須進行堵漏等處理，如實在處理無效，處理方法及處理過程經現場監督認可后，報請鄂北指揮部工程技術部批準后方可施工。

四、水泥漿性能要求

要求固井作業方除表層套管固井外，均要取得現場水樣進行水泥漿實驗，室內小樣試驗合格方可進行固井作業。