塔里木油田大尺寸深井干法固井技术研究
塔里木油田钻井推荐做法
塔里木油田钻井推荐做法（中原塔里木）1、优化中完施工工序。
提速是钻井工程永恒的主题，实现钻井提速不能仅仅聚焦于容易节余的钻进施工，还要着眼于工序繁多、劳动量大的中完作业。
中完作业周期约占钻井周期25%-30%，个别井比达到40%。
随着施工工序更加标准化，公司通过倒排中完施工计划，提前组合超前谋划，通井、下套管、固井、装井口、试压、扫塞等每个工序设定目标周期，时间精确到小时，每天对比分析，分析节超原因，为后续优化做好准备。
2、升级配套装备。
装备必须从工程出发，满足工程提速提效技术需求。
针对钻井参数强化需要，从机泵条件、顶驱功率及钻具方面对钻井装备进行了一体化升级配套。
一是大功率泥浆泵。
8000米以上的超深井配备52MPa高压泵，90118配备2台2200马力和1台1600马力泥浆泵泵，90115队配备3台1600马力的52MPa高压泵。
二是高转速大扭矩顶驱系统。
配置了90型顶驱，能够提供120r/m的转速，48kN.m的连续扭矩，满足了深部定向段高转速清砂技术需要。
三大水眼钻具。
上部地层使用φ149.7mm和φ139.7mm大水眼钻杆，压耗降低16%～30%。
3、推行“钻头优选+工具配套+参数强化”的集成应用技术。
一是二叠系以上地层应用预弯曲防斜打直技术，配合 1.25°等壁厚大扭矩螺杆+高抗冲异型齿PDC钻头，山前备用垂钻。
同时配套使用大排量、高泵压强化参数钻进。
二是二叠系火成岩含量少的区域，使用抗冲蚀的双排齿PDC钻头+7头高扭低速螺杆钻进。
个别区块玄武岩含量多，配合使用混合钻头+7头高扭低速螺杆，快速钻穿二叠系。
三是二叠系以下古生界地层，压实程度高，研磨性强，采用抗研磨个性化钻头+7头1.25°大扭矩螺杆，应用预弯曲防斜打直技术，备用垂钻，配套使用大排量、高钻压、高泵压等强化钻井参数措施，提高机械钻速。
4、推行混合钻头定向钻进技术。
混合钻头定向钻进一趟钻，造斜率高，工具面稳定，机械钻速高。
塔里木山前井Φ365.13mm大尺寸套管下入技术
318塔里木库车山前井Φ365.13mm套管串的下入，其主要有井段深、重量大、刚度大等技术难点。
本文通过现场实际操作，针对这些技术难点，山前井通过对二开Φ365.13mm套管下入技术措施总结。
1 下套管前相关工程计算1.1 双扶通井组合刚度17″PDC + 17″扶正器+9"钻铤×1根 +17″扶正器+9"钻铤1根+8"钻铤12根 +5 1/2"加重钻杆3根+5 1/2"钻杆。
刚度比：m =（3×9.27×0.0027+1.05×2×0.033）/ （0.27×3×0.0061+11×3×0.0005）=1.01下套管前通井组合刚度比1.01，满足下套管刚性要求。
1.2 三扶通井组合刚度17″PDC + 17″扶正器+9"钻铤×1根 +17″扶正器+9"钻铤1根+ 17″扶正器+9"钻铤×1根+8"钻铤12根 +5 1/2"加重钻杆3根+5 1/2"钻杆。
刚度比：m =（3×9.27×0.0027+1.05×3×0.033）/（0.27×3×0.0061+11×3×0.0005）=1.23下套管前通井组合刚度比1.23，完全满足下套管刚性要求。
1.3 套管强度校核套管强度校核数据见表1。
载荷计算方法：钻井液密度1.60，浮力系数：0.7961.4 下套管掏空计算为保证浮鞋、浮箍的回压凡尔安全，反向承压应小于10MPa；最大掏空深度为：10/0.00981/1.60=637m。
考虑掏空500m，负压为：500×1.60×9.81/1000=7.8MPa 掏空500m后，套管浮重为：382.72－9.81*0.785*0.337*0.337*500*1.60/10=312.82t2 下套管前井眼准备双扶通井：1）裸眼段匀速平稳下放钻具，200m以后控制下钻速度，钩速不得超过0.3m/s，防止激动压力过大压漏地层，出口返浆减小，及时接顶驱顶通循环。
深井超深井钻井技术
深井超深井钻井技术第一节概述 (1)第二节地层孔隙压力评估技术 (2)第三节井身结构及套管柱优化设计 (4)第四节防斜打快理论和技术 (9)第五节地层抗钻特性评价与钻头选型技术 (14)第六节井壁稳定技术 (18)第七节钻井液技术 (23)第八节固井技术 (27)第九节深井测试和录井技术 (31)第一节概述对于油气井而言，深井是指完钻井深为4500～6000米的井；超深井是指完钻井深为6000米以上的井。
深井、超深井钻井技术，是勘探和开发深部油气等资源的必不可少的关键技术。
在我国，深井、超深井比较集中的陆上地区包括塔里木、准噶尔、四川等盆地。
实践证明，由于地质情况复杂（诸如山前构造、高陡构造、难钻地层、多压力系统及不稳定岩层等，有些地层也存在高温高压效应），我国在这些地区（或其它类似地区）的深井、超深井钻井工程遇到许多困难，表现为井下复杂与事故频繁，建井周期长，工程费用高，从而极大地阻碍了勘探开发的步伐，增加了勘探开发的直接成本。
在“八五”末期，虽然我国在3000m以内的油气井钻井方面已接近国际80年代末的技术水平，但当井深超过4000m时，我国的钻井技术与国外先进水平相比仍有较大差距。
美国5000m左右的油气井钻井周期约为90天，5500m左右约为110天，6000m左右约为140天，6500~7000m约为5~7月。
然而，我国深井平均钻井周期约为210天左右，特别是在对付复杂深井超深井工程方面的钻井能力和水平比较低，没有形成一整套与之相适应的深井超深井钻井技术。
为了尽快适应我国西部深层油气资源勘探开发工程的迫切需要，在“八五”初步研究的基础上，中国石油天然气集团公司将“复杂地层条件下深井超深井钻井技术研究”列为“九五”重大科技工程项目之一（项目编号：960024），调动全国的优势科研力量开展大规模攻关研究，试图使塔里木、准葛尔、四川等盆地的深井超深井钻井技术水平有较大提高，基本满足这些地区深部油气资源高效钻探与开采的技术需求。
塔里木油田山前克拉苏构造博孜段大北钻井技术研究
塔里木油田山前克拉苏构造博孜段大北钻井技术研究随着我国石油工业的快速发展，塔里木油田逐渐成为国内油气领域的重要产油区之一。
山前克拉苏构造博兹段是塔里木油田富含高硫化物的复杂构造区，该区油层地质条件复杂，钻井难度大，安全问题也比较突出。
因此，研究塔里木油田山前克拉苏构造博兹段大北钻井技术，对提高油气勘探开发水平、改善油藏开发效果、提高提高企业经济效益和优化资源利用具有非常重要的意义。
1.大北钻井技术概述大北钻井技术是一种钻井关键技术，主要是针对具有较大斜角和水平井段的油井进行钻井工作。
在大北钻井技术中，钢丝绳可通过牵引钩利用内部拖缆机构（大北）拉扯钻杆进入井下，这样就可以不用下到井下了。
该技术施工过程所需的钻杆、作业人员和机械设备也较少，省去了钻井启动时的备料时间和费用，并减少了钻井现场作业日程，大大提高了钻井效率和作业效率。
克拉苏构造博兹段地层石灰岩及含石膏亚石膏岩呈现连续覆盖和断层剪切现象，效果钻井困难、容易垮塌，钻头因受到固壁破坏和环空不稳定以及石灰岩压裂液特殊性而经常需要挽救。
使用传统的人工接替钻杆的方式，点钻速度慢、安全风险高，容易造成外漏和失控。
但是大北钻井技术可以克服这些困难，适用于斜井和水平井段，尤其是在井深较大、地层较复杂的地区，因此被广泛应用于石油开发领域。
①降低钻具卡钻卡管等故障的发生率，增加钻井成功率；②减少了人员、设备和物资等的准备时间，便于快速开展钻井作业；③提高工人的钻井效率，提高井筒的平整度和整齐度，减少井径变化范围；④提高钻具使用寿命，减少钻具磨损和损失，从而使钻井成本降低；⑤大北钻井人员操作技能可以更快速、更直观地得到提高，提高了钻井的安全性和可靠性。
综上所述，大北钻井技术在塔里木油田山前克拉苏构造博兹段的应用是非常值得推广和研究的一种技术方法，能够有效提高生产效率和增加油气勘探开发的成功率，也具有较为显著的经济效益和社会效益。
未来，随着我国油气勘探开发技术的不断提高和创新，在大北钻井技术的基础上还将涌现出更多的技术手段，推动我国石油工业的更快发展。
油田井正注反挤固井施工设计
构造：塔里木盆地塔北隆起哈拉哈塘油田跃满区块井别：开发井井型：直井YueM3-2井200.03mm套管正注反挤固井施工设计塔里木第四勘探公司固井分公司2015年4月10日概况：YueM3-2井位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区沙雅县境内，是部署在塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造南翼跃满 3 井区的一口开发井，设计井型为直井，该井井口南偏西方向距YueM3-2 井 1.37km，井区地表为沙丘地，井口 1km 范围内暂无居民。
本井设计完钻井深7300米。
二开中完设计井深7172米，实际中完井深7188米，准备下入Ф200.03mm套管正注反挤固井。
依据《YueM3-2井钻井工程设计》及该井实钻情况进行《固井施工设计》的编写。
具体施工，根据现场电测实际情况对施工量、扶正器等进行修正。
本设计一经审批，望各相关单位提前做好相关准备工作，具体落实到每一个环节。
现场措施如有变动应另行提前提出书面通知，妥善协商解决。
1、钻井资料：排量：30l/s 泵压：18MPa2、地质资料：2.1 地质分层（实测）注：预测深度按地面海拔960m计算，不含补心高，“▽”表示未穿。
2.2后效情况（保留最后一次后效数据）2015.4.7【后效】6407-6410m,层位:O3tr,钻头位置:6887.7m,钻井液静止时间:55.9h,后效开始时间:10:34,后效高峰时间:10:54,开泵时间:8:22,迟到时间:151分钟,TG:0.17↗0.51%,C1:0.0972↗0.35%,C2:0.0062↗0.0229%,C3:0.0025↗0.0051%,iC 4:0.0015%,nC4:0.0016%,钻井液参数:相对密度1.27,粘度106s,氯根15000mg/l,出口温度48℃,出口电导 2.49s/m,槽面无显示,池体积无变化,VMS分析:VMS分析:C1: 0.5243%,C2: 0.0375%,C3: 0.0072%,iC4: 0.0027%,nC4: 0.0051%,iC5: 0.0024%,nC5: 0.0046%。
塔里木油田钻井井控实施细则(2011)导读
第十一条 井控装备包括套管头、油管头、采油树、升高短节、变径变压法 兰、钻井四通（特殊四通）、防喷器、防喷器控制系统（远程控制台和司钻 控制台）、内防喷工具、节流压井管汇、液气分离器、钻井液加重装置、监 测设备等。 第十二条 塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以 下组合基础上增加闸板防喷器或旋转控制头。 1.压力等级14MPa时，环形防喷器＋单闸板防喷器＋钻井四通。组合见图一。 2.压力等级35MPa时，环形防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图二。 3.压力等级70MPa时，采取以下组合形式： 1)环形防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图二。 2)环形防喷器＋单闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图三或图 四。 3)环形防喷器＋双闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图五。 4.压力等级105MPa时，采取以下组合形式： 1)环形防喷器＋单闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图三或图 四。 2)环形防喷器＋双闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图五。 选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组 合标准。使用三闸板防喷器时，三闸板防喷器视为单闸板和双闸板防喷器的 组合。
监督管理中心钻井监督办公室
中国石油
三、井控装备
图一 环形+单闸板+四通
图二 环形+双闸板+四通
图三 环形+单闸板+双闸板+四通
监督管理中心钻井监督办公室
监督管理中心钻井监督办公室
2007 版无 要求
中国石油
二、井控设计
16.施工过程中，地质情况或施工条件出现较大 变化以及井控设备暂时低于设计规格时，由业 主单位提出变更报告，包括对井控风险进行识 别和评估，制定出安全技术保障措施，报油田 管理部门审批后方可实施。 17.“三高”油气井一般应由具备甲级资质的队 伍施工，若确需乙级队伍施工时，应由管理作 业队伍资质的资质初审领导小组和业主单位的 钻井技术部门共同批准方可施工。
塔里木油田保护储层的固井技术
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一 塔 里木油 田保护储层 的固井技术 春 曜第
大 华 学 北
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摘 要 塔 里 木 油 田 高 温 高压 油 气层 、 缝 洞性 碳 酸 盐 岩 油 气 层在 固 井过 程 中的储 层 污染 问题 尚 未得 到 很 好 的解 决 。通 过 实践 和 研究． 总 结 出深 井 固 井施 工 问题 的 主要 原 因 ， 并 针 对 问题 提 出 了相 应 的 固井施 工 方 案 。
全 过程 。
腐 蚀 性强 ，部分 区块 原 油伴 生 气含 腐 蚀性 气 体 ， 如
Ｈ Ｓ 、 Ｃ Ｏ ： 。 此外 ， 铁 离子 和氯离子 含量 高 。 正是 由于这
样 ，使 得塔 里木 油 田在 固井过 程 中更要 注重对储 层
的保 护 ， 否则， 将 大大 降低油 田经济 采收 率 。
渗 透率变 化等… 。
套 管不 居 中 、 水 泥浆 的失 重 、 Ｈ Ｓ气 体 口 ， 可 能会 造
成 严重 的危 害 。
（ ２ ） 由于 盐 膏层 段 的存 在 ， 加 之 地 层 温 度 压 力 高， 水 泥浆 的性能 实现 比较 困难 。 （ ３ ） 由于 井 深 ， 裸 眼井 段 中存 在 的多 个 压 力 层 系， 会 使水 泥浆发 生环 空窜流 。 （ ４ ） 由于 地层 温度 高 ， 上 下 温差 较 大 ， 加 之封 固 段较 长 ， 使 得井筒 上半 部分环 空封 固质量 难 以保 证 。 （ ５ ） 水 泥浆 密度 高 ， 黏度 大 ， 切 力大 ， 给提 高水泥 浆 顶替效率 带来较 大 的 困难 。 （ ６ ） 地 层压力 高 ， 给关井 带来麻烦 。
英买2—16井深井长封固段固井技术实践
（ ２ ） 地层 承压 能 力低 。地 层 承 压 能 力低 ， 可 能 出现
１ ． ４ ５ ｇ ／ ｃ ｍ ａ 低 密 度 水 泥 浆 降 低 液 注压 力， 尾 浆 采 用 １ ． ８ ８ ｇ ／ ｃ ｍ。 常规密 度水泥 浆 保证 下 部 井段 固井质 量 ； 二 级 固井全 井段 采用 １ ． ４ ５ ｇ ／ ｃ ｍ。 低密 度水 泥浆 。 （ ２ ） 针对封 固段 长 、 顶 替效率 低 、 封 固段上下 温差 大 的难题 ， 一 级替 浆 过 程 中采 用部 分 １ ． ５ ０ ｇ ／ ｃ ｍ。的 重 钻 井液 ， 以降低 固井 过程 中的施 工 压 力 ， 尽 量 提高 顶 替 排 量， 以提高水 泥浆 环空返 速 ， 从 而提 高顶替 效率 ； 采 用 了 Ｄ Ｒ Ｆ 一１ ２ ０ Ｉ 抗 高温 大温 差 水 泥 浆体 系 ， 该 水 泥 浆 体 系
中图分类号 ： Ｔ Ｅ ２ ５ ６ 文献标 识码 ： Ｂ 文章编 号 ： １ ０ ０ ４ —５ ７ １ ６ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ３ －０ ０ ７ ６ －０ ４
英买 ２ —１ ６ 井是塔里木盆地塔北隆起英买力低凸起 英买 ２ 号背斜构 造的一 口开发井 ， 位于新 疆沙雅 县境 内 ， 钻探 目的是增加产能， 建立高产稳产区块 ， 完成产量任务 以及深化英 买 ２区块断裂 附近奥 陶系油 藏储层 和流体分 布规律认识 。二开 使 用 ２ ４ １ ． ３ ｍ ｍ 钻 头钻 进至 ５ ８ ２ １ ｍ， ｊ ２ 『 １ ７ ７ ． ８ ｍ ｍ 套管下至 ５ ８ １ ９ ｍ， 钻井 液密度１ ． ３ ０ ｇ ／ ｃ ｍ ３ 。二 开采用 双级 固井 ， 分级 箍位 置在 ２ ９ ９ ６ ． ４ ｍ， 一 级 固井采 用 １ ． ４ ５ ｇ ／ ｃ ｎ － ｉ ３ 低密度水泥浆配合 １ ． ８ ８ ｇ ／ Ｃ Ｉ Ｉ Ｉ ３ 常规密度水泥 浆 一次 上返 至 ３ ３ ０ ０ ｍ， 井底 温度 １ １ ６ ℃， 一级 固井施 工时
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壁阻点。通井钻具结构应通过计算下部钻柱和入井 无接箍套管的刚性， 对比分析其尺寸、 刚性和长度因 素。通井钻具结构主要是增大下部钻柱刚性， 钻头 之上增加大尺寸钻铤并加入相应外径较大的钻具扶 正器， 以大幅增大钻柱刚性， 并提供与井壁多个切 点。根据下入套管刚度， 结合空气钻井的钻具组合， 该井进行了三趟通井， 其中最后一趟通井钻具组合： 431. 8 mm 牙轮钻头 + 双母接头 + 228. 6 mm 浮阀 + 扶正器 + NC611 × NC770 + 279. 4 mm 钻铤 × 1 根 + NC771 × NC610 + 扶 正 器 + NC611 × NC770 + 279. 4 mm 钻铤 × 1 根 + NC771 × NC610 + 扶正器 + NC611 × NC770 + 279. 4 mm 钻铤 × 4 根 + NC771 × NC610 + 228. 6 mm 钻 铤 × 3 根 + NC611 × NC560 + 203. 2 mm 钻铤 × 14 根 + 203. 2 mm 随钻震击器 + 203. 2 mm 钻铤 × 3 根 + NC561 × NC520 + 139. 7 mm 加重钻杆 × 15 根 + 139. 7 mm 斜坡钻杆。 使用 279. 4 mm 钻铤 + 三扶满眼组合与套管 ［9 ］ 的刚度比 ： 2I L + 3I扶 L扶 m= 钻 钻 = 1 ． 135 I 套管 （ 2 L 钻 + 3 L 扶 ） 这说明， 钻铤的刚度大于套管刚度， 套管在井下 因此在不考虑其它因素的影 比该装具组合更柔软，
第 38 卷
Vol. 38
第1 期
No. 1
钻
采
工
艺
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
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响情况下套管应能下至预定位置 。 2． 井眼净化 由于气体本身没有悬浮能力且携带能力差， 因 此通井过程中应加强井筒内的砂屑清扫和对大的井 可采取短起下钻方式探砂 壁掉块进行碎化后清除， 面和反复吹扫井筒， 以确保下套管前井眼得到充分 的清洁净化。判断井眼净化程度可根据立压参数和 通过在排砂管线上一定位置处安装压力传感器来判 断。通井过程中若出现环空净化不良， 环空内上返 流体当量密度将升高， 会增大循环系统的负荷， 进而 造成气体注入口压力异常变化； 同时会有堵塞环空 现象， 排砂管压力相应也出现异常变化 。 3． 下套管技术 塔里木油田某井三开井眼尺寸 431. 8 mm， 井 下入 365． 13 mm + 374． 65 mm 套管， 深 3 602 m， 主要难点： 井深、 套管尺寸大、 钻机负荷较大， 裸眼段 长。如何使套管顺利下到设计井深是本井一大难 因此开展了前期的论证和校核。 点， 3. 1 下套管遇卡时允许的最大上提力 下套管时最上一根套管是最薄弱点， 考虑上提 力不超过其抗拉强度的 80% 为 914． 5 t， 同时考虑井 架动载荷 675 t， 除去管串悬重 502 t， 其上提剩余拉 173 t 。 力为 3. 2 下套管遇阻卡时允许最大下压力 下套管遇阻时， 作用在管串上的下压力不超过
水泥浆即使失去 17% 水密度上升 5 个 造一层薄壁， 点， 稠化时间变化不大不影响施工安全。 水泥浆中 滤液侵入地层深度控制在 2 cm 内。采用颗粒搭配， 高分子聚合物类控制失水体系在高压差下一直向地 层渗滤导致厚滤饼引起环空间隙过小及增加井壁垮
钻
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工
艺
2015 年 1 月
Jan． 2015
水泥品种 （ 阿克苏 G 级： 填充剂 CEA － 1 ） ∶ 降失水剂 QS － 12S ∶ 5 mm 堵漏纤 = （ 100 ∶ 3 ） ∶ 1． 3 ∶ 0． 23 （ 正注）
1． 85
0． 2
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395
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（ 阿克苏 G 级： 填充剂 CEA － 1 ） ∶ 降失水剂 QS － 12S ∶ 5 mm 堵漏纤 = （ 100 ∶ 3 ） ∶ 1． 3 ∶ 0． 23 （ 反注）
· 24· 稳定井壁。
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
表3 序号 1 2 标准 0． 00% ～ 20． 00% 20． 00% ～ 40． 00%
固井质量 厚度 / m 3542 60 比例 98． 33% 1． 67% 结论 优 中
三、 结论与建议
图1 左侧为常规水泥浆， 右侧为干法固井水泥浆 表2 水泥浆类型 干法固井水泥浆 净浆 干法固井水泥浆 净浆 水泥浆堵漏评价
参考文献 ［ 1］ 苗锡庆，张进双， 苏长明， 等． 气体钻井转换钻井液井 ， 32 （ 5 ） ： 100 － 石油钻探技术，2008 ， 壁稳定技术［J ］ 103． ［ 2］ 冯学荣， 贾兴明， 周华安， 等． 川东北地区气体钻进后 ． 钻井液与完井液， 2006 ， 23 的钻井液技术及应用［J］ （ 5 ） ： 18 － 20． ［ 3］ 王亮， 吴正权， 杨兰平， 等． 川东地区高峰场区块气体 J］ ． 天然气工业，2011 ，31 钻井后的钻井液转换工艺［ （ 3 ） ： 59 － 62． ［ 4］ 叶文超， 曾李， 梁伟． 普光气田气体钻井钻井液转换技 J］ ． 钻采工艺， 2010 ， 33 （ 3 ） ： 122 － 124． 术［ ［ 5］ 赖尉， 何兴华，黄晓琳， 等． 普光 105 － 2 井空气钻井 ． 钻 井 液 与 完 井 液， 2010 ， 27 后钻井 液 替 入 技 术［J］ （ 4 ） ： 90 － 92． ［ 6］ 肖新磊． 气体介质条件下固井技术在元陆 5 井的应用 ［ J］ ． 中国石油和化工标准与质量， 2012 （ 7 ） ： 66 － 68． ［ 7］ 刘广熙， 张学亮， 陈道元， 等． 井筒无钻井液固井技术 ［ J］ ． 石油钻采工艺， 2011 ， 33 （ 4 ） ： 38 － 41． ［ 8］ 石建刚， 陈一健， 谢双喜． 气体钻井井眼净化程度判断 J］ ， 2008 ， 30 （ 4 ） ： 5 － 7． 方法探讨［ 石油钻采工艺，
2015 ， 38 （ 1 ） ： 22 － 24 李晓春等． 塔里木油田大尺寸深井干法固井技术研究 ． 钻采工艺， 摘 要： 空气钻井后常将空气转换为钻井液 ， 但这容易出现井壁不稳定 、 垮塌、 漏失等现象， 井壁易形成巨厚 虚滤饼致下套管困难和固井质量差 ， 此外， 大尺寸套管常规固井还存在顶替效率较差的情况 ， 以上因素最终导致固 井准备时间长和固井质量难以保证 。为配合空气钻井技术， 进一步节约钻井周期和钻井成本 ， 解决大尺寸套管固 井存在顶替效率较差的情况 ， 空气钻井后采用了干法固井工艺 ， 并根据塔里木油田干法固井尺寸大 、 井深的技术难 点与井下状态， 研究建立了干法固井水泥浆实验评价方法 ， 对干法固井下水泥浆性能进行评价和优选 ， 最终干法固 井取得了成功， 套管重量达 568 t， 固井深度达 3 602 m， 分别刷新了干法固井的深度及下套管重量 。 关键词： 干法固井； 空气钻井； 空井下套管
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水泥浆防脱水造壁性能 用以干法固井水泥浆在砂床上基本不脱水， 仅
塌风险。图 1 是压力下与普通水泥浆体系脱水与进 用于干法固井水泥浆进入砂层有限且 入深度比较， 界面清晰， 而其它水泥浆体系进入砂层发生脱水 。 1. 2 水泥浆堵漏性能 将用于干法固井水泥浆中与净浆、 放入堵漏液 中测试， 结果见表 2 。 干法固井水泥浆有良好的堵 漏效果， 纤维水泥浆形成的井壁还可防止液体冲刷
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钻井工艺
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
塔里木油田大尺寸深井干法固井技术研究
1 1 1 王延民 ，李晓春 ，周玉良 ，李
皋
2， 3
（ 1 中国石油塔里木油田分公司 2“油气藏地质及开发工程” 国家重点实验室 3 西南石油大学）
DOI： 10． 3969 / J． ISSN． 1006 － 768X． 2015． 01． 06
空气钻井钻至设计井深后 ， 为了进行表层套管 ， 或技术套管固井 需要再替入水基钻井液 ， 这将面 临井壁水化失稳 、 巨厚虚滤饼等难题 ， 严重影响空 ［1 － 5 ］ 。 因此 ， 空气 气钻井达到缩短建井周期的效果 钻井完成后 ， 在不替入任何液体钻井液的情况下 ， 直接进 行 表 层 套 管 或 技 术 套 管 固 井 即 为 干 法 固 ［6 － 8 ］ 。 干法固井技术能解决常规固井技术顶替 井 效率差的技术瓶颈 ， 提高固井质量 、 缩短钻井周期 、 降低钻井成本 、 减少环境污染 、 加快勘探速度 。 塔 里木油田在博孜某井实施干法固井面临着深井 、 高 吨位的难题 ， 由此 ， 开展了相关下套管的论证和强 度校核 ； 采用具有强护壁的水泥浆体系 、 优化设计 了其流变性能 ， 并研究建立了干法固井水泥浆实验 评价方法 ； 固井工艺采用连续油管注水泥浆 ， 先正 注、 后多次反注 ， 最终圆满完成了大尺寸超长干井 眼条件下的固井作业 ， 套管尺寸 、 吨位 、 深度均刷新 ， 了干法固井的记录 固井质量创塔里木固井质量最 优纪录 。
53． 4 cm、 54． 4 井径分别为 52． 4 cm、 压力进行校核， cm， 215． 70 t、 212． 11 对应套管最大下压力 219． 41 t、 t； 对 365． 13 mm × TP110V × 13． 88 × B 套管允许最 53． 4 cm、 井径分别为 52． 4 cm、 大下压力进行校核， 54． 4 cm， 208． 72 t、 对应套管最大下压力 213． 41 t、 204． 23 t。 3. 3 高吨位条件下套管本体是否变形论证 整个套管串重量为 502 t， 井口套管的连接强度