天然气井固井质量分析及技术措施(新编版)
固井质量测井技术以及精度分析
固井质量测井技术以及精度分析【摘要】声波测井技术是应用最广泛的现代测井方法。
在国外20世纪80到90年代初期，为了满足复杂油气藏勘探和开发的需要，开展了偶极和多极声波测井、声波成像测井、声波随钻测井、井间声波测井、仪器及应用方法的研究。
固井质量评价主要是对水泥环胶结质量的检查，即检查套管与水泥环（第一界面）、水泥环与地层（第二界面）的胶结情况。
为能更好的检测水泥胶结完后的质量情况，需要分析测井仪器对固井质量评价的差异。
【关键词】固井质量；质量分析；测井精度1.测井技术概述1.1水泥胶结测井（CBL）水泥胶结测井是声幅测井的一种，声幅测井仪采用一发三收系，换能器频率按相似比原则升高，通过测量套管的滑行波（又叫套管波）的幅度衰减，来探测管外水泥的固结情况。
CBL下井仪器常用源距为3英尺（1m）和5英尺（1.5m）。
发射换能器T发出声波，其中以临界角人射的声波在泥浆和套管的界面上折射产生，沿这个界面在套管中传播的滑行波，套管波又以临界角的角度折射进人井内泥浆到达接收换能器R被接收。
仪器测量记录套管波的第一正峰的幅度值，即得到CBL曲线值。
这个幅度值的大小除了决定于套管与水泥胶结程度外，还受套管尺寸、水泥环强度和厚度以及仪器居中情况的影响。
1.2声波变密度测井（VDL ）声波变密度测井也是一种测量固井质量的声波测井方法，它能反映水泥环的第一界面和第二界面的胶结情况。
变密度测井的声系由一个发射换能器和一个接收换能器组成，源距一般为1.5m，声系通常附加另一个源距为1m的接收换能器，以便同时记录一条水泥胶结测井曲线。
套管井中声波的传播及其与胶结情况的密切关系.在套管井中，从发射换能器T到接收换能器R的声波信号有四个传播途径，沿套管、水泥环、地层以及直接通过泥浆传播。
通过泥浆直接传播的直达波最晚到达接收换能器，最早到达接收换能器的一般是沿套管传播的套管波，水泥对声能衰减大、声波不易沿水泥环传播，所以水泥环波很弱可以忽略。
固井质量测井影响因素及改进措施的研究
固井质量测井影响因素及改进措施的研究一、引言固井是油田钻井和完井作业中的关键环节，对于油气井的安全、产量和可靠性具有重要的影响。
固井质量的好坏直接影响到油气井的生产效果和可持续开发。
通过测井技术，我们可以对固井质量进行评估，提前发现固井隐患，并及时进行改进措施。
本文将围绕固井质量测井影响因素及改进措施展开研究。
二、固井质量测井的影响因素1. 固井材料的选择固井过程中使用的固井材料包括水泥、钻井液、封隔剂等。
这些材料的性能直接影响到固井的质量。
水泥的品质和配比对于固井的封隔效果和强度具有重要影响；钻井液的性能会影响到井壁稳定和固井材料的附着性；封隔剂的选择和使用方法直接关系到井内压力的控制和裂缝的封堵效果。
2. 固井设计和施工工艺固井设计和施工工艺是另一个重要的影响因素。
固井设计的合理性和施工工艺的规范性决定了固井的质量。
合理的固井设计应考虑到井孔地层的特点和要求，确定固井材料的配比和泵送参数；规范的施工工艺包含了固井材料的搅拌和泵送、封井头的安装和加压等步骤。
3. 地层和井眼的特性地层和井眼的特性也是影响固井质量的重要因素。
地层的渗透性和孔隙度会影响到固井材料的充填和封隔效果；井眼的尺寸和形状对固井施工的难易程度和固井质量起到决定性作用。
4. 测井仪器和技术测井仪器和技术的精度和可靠性也会影响到固井质量的准确评估。
如果测井仪器的灵敏度不够高，或者测井技术的操作不规范，就会导致对固井质量的评估出现偏差，影响到固井质量的改进和优化。
三、固井质量测井的改进措施1. 优化固井材料的选择和配比针对不同的地层和井眼特性，优化固井材料的选择和配比，提高固井材料的封隔效果和抗压强度。
注意控制固井材料的搅拌和泵送参数，确保固井材料的均匀性和充填度。
3. 完善固井过程的监测和控制加强对固井过程的监测和控制，确保固井施工的各个环节都符合要求。
通过现场实时监测和数据记录，及时发现并处理固井质量的问题，避免固井质量的下降和事故的发生。
影响四川地区天然气井固井质量的地质因素分析及对策
影响四川地区天然气井固井质量的地质因素分析及对策影响四川地区天然气井固井质量的地质因素分析及对策随着我国能源需求的不断增长，天然气资源的开发和利用愈发受到关注。
四川地区作为我国重要的天然气生产基地，天然气井的固井品质成为生产效益的重要因素。
然而，由于地质条件的复杂性，四川地区天然气井固井难度大，面临着一系列地质因素的挑战，固井质量上也存在诸多问题，本文将就此问题进行探讨，并提出相应的对策。
一、地质因素的分析1.地表地貌条件四川地区地形多山，地貌复杂。
这种地球构造的特点导致在天然气井的钻探、固井中容易遇到石英岩、重晶石和石英砂岩等不同类型的岩层，这些岩层可能存在一些复杂的缝隙和裂隙，给钻探和固井带来很大的困难。
2.地下水条件四川地区地下水位比较高，地下水的强度很大，钻井液对固井水的压力难以控制，导致钻井液渗透到固井缝隙，固井质量无法达到标准。
3.地质构造条件四川地区地质构造多变、复杂，包括隆起、褶皱和断裂带等，褶皱运动和断裂带的存在使得钻井和固井较难，同时，这些构造特点也使得气藏压力分布不均，固井质量难以保证。
4.岩性条件四川地区石灰岩和石英岩等岩层分布广泛，这些岩层孔隙性较差，易形成盐斑和露头，导致窜漏严重，进而影响固井质量。
二、针对性的对策1.优化钻探方案要充分考虑地表地貌条件，选择合适的钻具、钻头以及相应的固井设备，适应不同的地质条件。
同时，结合地质探测方法，通过对地层结构的深入了解，确定油气藏的深度和褶皱运动情况，制定钻井技术方案，提升钻井的钻进效率。
2.优化固井液体系要针对地下水条件较强和地质构造复杂两个固井难点，采用高强度防水加固井液，研发高效减水剂，抑制固井液对地下水的渗透与污染，降低固井的闭口压力，提高固井质量。
3.实施特殊钻井工艺要充分考虑地质构造和岩性条件，采取特殊的钻井工艺，如横向扩展钻井、旋转导向钻井等，充分利用地质条件的优势特点，通过避开地层障碍，加速钻探速度，提高气藏采掘率。
天然气井固井质量分析及技术措施
天然气井固井质量分析及技术措施为确保天然气永久可控，天然气井在钻完井之后需要进行固井。
固井是在井眼和围岩之间充填一定质量的水泥浆，形成固定井壁的一种技术。
固井质量直接关系到井眼壁的稳定性以及天然气采集的效率。
因此，对于天然气井的固井质量要求较高，下面将对天然气井固井质量进行分析并提出相应的技术措施。
1. 固井质量的分析（1）固井质量标准国内外对于固井质量的标准有所差异，但都有一定的规范和指导，例如美国石油协会和国际石油天然气标准化组织（ISO）对于固井质量的标准是耐压、耐酸、耐碱等多项性能指标必须符合规定要求。
而国内则主要参考《油气田井下工程技术规程》及《天然气工程设计规范》等规定。
（2）固井质量存在的问题虽然固井技术日趋成熟，但固井质量问题仍然存在。
常见问题如下：·固井深度不足。
井壁处于深度较浅的地层时，固井时会因存在较大压力而导致固井剂进入地层中间，导致井眼不够安全稳定。
·固井剂配比不当。
固井剂中水泥、硅砂、混凝土等材料配比不当，会导致固井剂的硬度和耐压性不够，易造成固井失败。
·固井剂水量不足或水化不完全。
固井时水泥水量不足或者没有水化到位，会导致固井剂的强度不够，不能有效地支撑井眼。
2. 技术措施（1）质量要求为确保天然气井固井质量，需要：·保证固井剂的配比均匀合理，加强硅砂的筛分，防止井眼被堵塞。
·固井剂的水泥水量应该合理，可以在达到固化速度和保证硬度的前提下，增加充填体的强度。
·防止固井剂产生凝固、脱离现象，应根据既定基础程序进行施工操作。
（2）施工前的预处理在施工固井之前，还应该进行如下预处理措施：·避免现场出现杂质和污染物，水泥、硅砂、混凝土原材料在运输、存放中不要受到杂物的污染。
·准备好全套固井材料和设备，保证施工资料的准确性，避免出现施工中的失误。
·进行固井剂的试验和评估，以保证固井剂的强度和其它性能达到要求。
提高石油固井施工质量的技术措施
23一、石油固井施工的概念及内涵一般情况下，石油固井施工是通过对水泥浆的运用来对井壁与套管进行加固，从而产生保护井筒的水泥环，该水泥环具有一定的稳固性，能够保障井筒的使用年限得到更好的延长的一种有效方式或者措施。
在油田钻井过程当中，固井施工是其重要内容，当钻探到一定深度时要下套管，然后将水泥浆注入其中并进行固井。
由于每层套管的下入深度存在差异，也没有固定的固井施工时间。
当固井施工结束后，要对油井的钻探与完成工序进行继续施工，只有当对其进行质量验收并合格之后，才能够应用到采油生产工作当中来。
重视石油固井施工质量的提升是保障石油钻采工作有序、安全开展的重要前提和基础，也是推动石油开采效率与水平更好提升的保障。
二、提高石油固井施工质量的技术措施1.重视固井施工设计的不断优化在进行石油固井施工时，下套管与注水泥是固井施工的关键技术和内容。
而在下套管、注水泥浆之前，重视和加强对固井施工设计的优化是非常有必要的。
固井施工设计人员要对井身的结构进行分析，结合不同的井身结构来设计和选择不同的套管，以此来促进固井施工设计更加优化和适宜，如固井时运用油层套管、表层套管等等。
与此同时，在优化固井施工设计与效果时，先分析和掌握井筒的实际情况，结合井筒的情况来促进固井施工设计的持续优化。
在水泥浆固井设计时，为了能够实现优化设计的目标，要先对固井岩石的结构特性进行有效的了解，并仔细的研究和分析固井施工的供需，从而对水泥浆凝固的时间进行更好地掌握和确定。
通过对固井施工设计的不断优化，能够对固井施工质量有更好的保障。
2.固井施工的工序控制措施固井施工的过程包括下套管、注水泥、井口安装及套管试压等工序，对固井施工的各个工序进行质量控制，才能达到预期的质量标准，满足固井施工的需要。
在下套管的工序中，对套管柱进行结构设计，各层套管的设计均符合井筒的技术要求，才能达到设计的固井施工质量。
注水泥是固井施工的关键施工步骤，将套管和井壁的环形空间封固住，形成稳固的水泥环，封隔油气水层，使套管成为油气流入井的唯一通道，才能开采出更多的石油和天然气。
固井技术方案与措施631(补充稿)
固井工程技术服务方案及技术措施固井是钻井工程的重要环节，是多工种联合的大型作业，具有高风险性，其质量好坏影响到油气田的勘探效果与合理开发，因此必须从思想上重视固井工作，从组织、技术及装备上加强管理，督促检查技术政策及设计的执行。
技术人员、施工人员及与固井相关的人员，必须以高度的责任感和严谨的科学态度固好每一口井。
第一部分下套管作业及固井工作要求一.套管、附件准备及验收1．套管到井后，井队技术员应及时清点送井套管。
短套管及套管附件，检查其数量、型号是否与送井清单一致；套管和套管附件送井时要有检验合格证和检验记录。
钻井队工程技术负责人应收集好套管及附件合格证备查。
送井套管公扣端必须戴齐护丝，以防止碰坏丝扣。
2．逐根清洗并检查套管及附件的丝扣。
3．下套管工具必须完好，套管吊卡应有明显标记，不能与钻杆吊卡混用。
4．对所送套管要复查套管丝扣、壁厚、钢级，由工程技术负责人组织丈量（套管长度不含公扣长度，长圆扣套管从公扣根部起量，特殊扣套管从“Δ”标记处起量）套管，将套管长度用红漆标记在套管本体上，数据要求两对口。
按入井顺序编排套管，检查累计的套管长度是否满足井深要求，入井套管和剩余套管分开摆放，将不下的套管用棕绳捆绑，作好标记，并与套管数据复核一致。
联顶节长度必须符合井架底座高度要求，两端丝扣抹黄油戴护丝保护好，避免挤压变形。
5．对送井套管在井场上逐根通内径，内径规尺寸标准见表。
并记录通内径情况，由操作者签字。
6．对送井的套管附件，包括分级箍、悬挂器等要丈量尺寸，绘制草图，检查工具质量。
7．计算套管数据时，要确保浮箍位置低于要求人工井底位置不小于5米。
工程技术员必须清楚套管总数、入井根数、剩余根数及入井套管的编排顺序。
套管长度输入计算机后必须打印出来与实际的长度、位置相校核并确认一致，坚决杜绝将长度、顺序输错导致的严重质量事故。
8．套管原始记录在测三样前必须保留。
二.设备及其它准备1．在完井电测期间，钻井队要对设备进行一次全面检查，保证在通井划眼。
天然气井固井质量分析及技术措施实用版
YF-ED-J2519可按资料类型定义编号天然气井固井质量分析及技术措施实用版In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment.（示范文稿）二零XX年XX月XX日天然气井固井质量分析及技术措施实用版提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。
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一、固井质量统计截止4月16日，共固气井24口，固井质量不合格1口（苏36-16-16井），1口井留水泥塞75米（双24）。
优质18口。
二、存在的问题（一）苏36-16-16井固完井替空1、苏36-16-16井固井数据：40636钻井队承钻的苏36-16-16井3月27日开钻，4月7日完钻，4月10日固井，完钻井深3497m。
井身结构：?311mm×505m+?244.5mm×504.90m+?222mm ×2460m+ ?216mm×3497mm+?139.7mm×3483.23mm最大井斜2.4°/1625m气层顶界：3348~3352m 气层底界：3443~3446m阻位：3476.83m短位：3263.56~3269.39m全井为?139.7mm ×N80×9.19mm套管，扶正器30只。
理论替量：41.0m?水泥量：尾浆20t，领浆20t。
下套管前泥浆性能：比重1.08，粘度56，失水5，泥饼0.5，切力3/7，含砂0.2，PH11固井时泥浆性能：比重1.08，粘度47，失水7，泥饼0.3，切力3/5，含砂0.1，PH92、施工情况：14：00-12：00 下套管12：15-14：35 循环泥浆14：59-15：10 注隔离液10 m?15：10-15：39 注水泥28 m?尾浆造浆12m3，领浆造浆16m3。
固井质量综合评价与技术分析
收集有关资料
根据固井质量测井响应所受影响的程度收集 有关资料：
• 钻井资料 • 固井资料 • 常规测井资料 • 常规测井解释成果表 • 外层套管固井质量测井资料
综合评价概述
VDL、SRT、常 规测井资料等
固井质量测井 主要测井信息
钻井和固井 等有关资料
测井仪器工作状态 良好、刻度正确， 且测井资料显示典 型的水泥胶结特征 :可直接根据固井 质量测井资料进行 固井质量评价和水 泥环层间封隔性能 评价
验证情况
日产量(m3/d)
400
350
300
250
油
200
150
100
50
水
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
时间(d)
射开2882.0～2886.0m投入原油生产。50天后，仍然没有地 层水产出。由此可见，水泥环层间封隔性能良好。
验 窜 实 例
10.3 薄水泥 环的固井质 量测井响应
这种测井有效性的前提是，套管外环空不仅存在 水泥胶结问题，而且由于存在层间压差管外环空正在 发生或不久前曾经发生过流体窜流。
管 外 环 空 窜 槽 条 件 下 的 井 温 测 量
噪声测井
如果点测的噪声测井曲线响应处于背 景噪声水平，表明套管外不存在流体窜通 。如果测井曲线明显高于背景噪声水平， 则测井曲线峰值点对应于管外的流体流出 或流入深度点。这表明，套管外固井质量 存在问题。
(1766.8m)
固井质量综合评价和技术分析
常规水泥胶结测井主要反映 水泥环第一界面胶结状况
声波耦合，特别是套管外表面与 水泥环之间（第一界面）的声学耦合 ，是利用声波类固井质量测井资料成 功评价固井质量的关键，也是声波类 测井的主要缺点。
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天然气井固井质量分析及技术措施(新编版)Safety technology is guided by safety technology, based on personnel protection, and an orderly combined safety protection service guarantee system.( 安全技术)单位：_______________________部门：_______________________日期：_______________________本文档文字可以自由修改天然气井固井质量分析及技术措施(新编版)一、固井质量统计截止4月16日，共固气井24口，固井质量不合格1口（苏36-16-16井），1口井留水泥塞75米（双24）。
优质18口。
二、存在的问题（一）苏36-16-16井固完井替空1、苏36-16-16井固井数据：40636钻井队承钻的苏36-16-16井3月27日开钻，4月7日完钻，4月10日固井，完钻井深3497m。
井身结构：?311mm×505m+?244.5mm×504.90m+?222mm×2460m+?216mm×3497mm+?139.7mm×3483.23mm 最大井斜2.4°/1625m气层顶界：3348~3352m气层底界：3443~3446m阻位：3476.83m短位：3263.56~3269.39m全井为?139.7mm×N80×9.19mm套管，扶正器30只。
理论替量：41.0m?水泥量：尾浆20t，领浆20t。
下套管前泥浆性能：比重1.08，粘度56，失水5，泥饼0.5，切力3/7，含砂0.2，PH11固井时泥浆性能：比重1.08，粘度47，失水7，泥饼0.3，切力3/5，含砂0.1，PH92、施工情况：14：00-12：00下套管12：15-14：35循环泥浆14：59-15：10注隔离液10m?15：10-15：39注水泥28m?尾浆造浆12m3，领浆造浆16m3。
15：40-16：25压胶塞、顶替、碰压，0-16-21MPa。
单车压胶塞，双车替量。
08472水泥车替32m3，新车替12m3时压力15MPa因未碰压停止替量。
卸水泥头顶盖检查胶塞是否压下去，观察后确认胶塞已被压下去。
考虑到其中一水泥车因上水不好可能造成替量不够，08472车继续替量至36m3碰压16-21MPa，碰压明显。
当时40636队队长陶海军和技术员同时观察碰压全过程。
碰压后不稳压，又用水泥车憋压两次，共替入清水800升，最后开井候凝，正注水泥浆平均密度1.94g/cm3。
18：30-18：55反挤水泥浆20m?（最高压力3.8MPa，停泵压力2MPa）3、测声幅情况24小时测声幅显示3475.39～3239.39为空段，长236米。
实测人工井底3475.39米。
4、原因分析：（1）胶塞先期破坏（破坏原因是胶塞行程长直径磨小或档销挂卡、套管毛刺不平坦处造成），在下行过程中和碰压前有5方清水进入到胶塞以下,虽然碰压但还是造成了替空。
（2）下套管过程中换掉22根套管节箍，有可能管内有毛刺将胶塞刮坏，导致替入清水进入井内。
（3）固井技术人员未严格执行固井应急预案，是造成多替替空的主观原因。
5、挤水泥方案:射孔段：1.上部：3262～3262.5米，0.5米6孔2.下部：3470～3470.5米，0.5米6孔甲方要求人工井底3467米。
6、下一步主要采取的措施：（1）苏里格用水泥车顶替，确保计量准确。
（2）严格执行2007年固井应急预案，在替量够时最多可替总量的3%，严禁多替造成事故的发生。
（3）固井胶塞试验扬州特制的耐磨产品，防止因胶塞质量造成替空事故。
（4）在固井前装胶塞时，在胶塞上涂抹黄油，使胶塞能够在下行时顺利。
（5）加强胶塞的管理，每批胶塞到库后要检验质量，胶塞不能挤压，碰撞，有个别胶塞装入困难时，换掉不用。
（二）双24井固井留水泥塞74米1、该井固井数据如下：40586钻井队承钻的苏双24井3月11日开钻，4月12日完钻，4月14日固井。
井身结构：?346mm*507m+?273mm*506.5m+?241mm*2355m +?177.8mm*2351.62mm，最大井斜1.66/775.0m气顶：1660-1665.0m气底：2311-2314.0m阻位：2341.99m短位：1625.10-1630.34，1975.66-1981.79，2229.87-2235.99扶正器75只。
理论替量：47.2.0m?水泥量：尾浆44.0t，领浆27.0t。
中浆：36.0t下套管前泥浆性能：比重1.08，粘度60，失水5，泥饼0.5，切力6/10，含砂0.1，PH10固井时泥浆性能：比重1.08，粘度48，失水6，泥饼0.3，切力4/8，含砂0.1，PH102、施工情况3：00-15：00下套管15：30-17：55循环泥浆18：00-18：04注隔离液8m?18：04-19：05注水泥尾浆造浆26m?，中浆36.0m?领浆造浆33.0m?。
19：05-20：29压胶塞、顶替至44.2m?（距实际替量还有3m3），泵压20MPa时，误认为替量完成，在泵房将2#泵停掉。
采取措施：（1）泵房卸压，重新挂2#泵替，泵压21MPa时井队气囊烧坏。
与1#泵连接的泥浆罐的泥浆已替完。
（2）用水泥车替，泵压24MPa高压管线破裂。
（3）倒1#泵替，泵压24MPa泵保险销蹩掉。
（4）换高压管线，用水泥车替，压力从0逐步升至29MPa。
卸压井口完全断流。
以上时间段为20：29-21：00，用时31分钟。
3、补救措施水泥塞面2063米，留水泥塞74米（2063-2337米），钻水泥塞后电测固井质量优质。
（三）召23井固井质量本井第一次测井，声幅曲线质量差，据说，测井仪器有些问题，第二次换仪器重测后质量合格。
本井使用水泥浆体系为：一级为泡沫-漂珠。
二级为早强-粉煤灰体系。
测声幅情况：160~2290合格2290~2990（700米）中等2990~3163（173米）优质3163~3184（21米）合格3184~3242（58米）优质3242~3256（14米）合格结论：合格（四）靖平27-16井95/8"分级箍试不住压情况1、基本情况本井为工程院技术服务井，从固井设计到水泥浆配方、工具、材料全是工程院的；95/8"分级箍是油田公司准备的，固井公司负责固井施工。
套管下深：2641.69米，分级箍位置：2069.53-2070.35米，层位在纸坊组（1867-2178米）。
2、施工情况：固井前泥浆性能：密度1.07g/cm3,粘度46s,失水4mL,泥饼0.5mm,初终切力3-5pa，含砂0.2%，PH值9。
下套管：4月9日14：00-10日12：0013：00-14：30循环泥浆14：00-14：06注隔离液10m?14：06-14：34注水泥42m?尾浆16m?，领浆26m?。
14：34-14：37水泥浆1.5方压胶塞、顶替、碰压，0-6-11MPa,单车压胶塞，正常。
下胶塞过分级箍前顶替排量1方/分,固井施工一切正常。
15：10打开分级箍循环孔,打开压力7MPa15：10-17：40循环泥浆18：01-18：07注隔离液10m?18：07-19：15注水泥110m?(尾浆18m3，领浆92m3)。
19：15-19：17水泥浆1.5方压胶塞、单泵顶替、碰压，0-11-22Mpa,憋压、稳压22MPa5分钟，放回水断流，二级固井一切正常。
4月15日钻开分级箍对管串进行试压，试压压力只能稳到10.4MPa。
3、漏失层位判断声幅质量：0-90米，优质；90-660米差；-1870米合格；-1995米，优质；-2070米，合格；-2110米，差；-2170米，合格；-2615米，优质。
声幅质量总体判断为合格。
试压情况：试压压力只能稳到10.4Mpa。
该井有2个浮箍1个浮鞋，浮箍之上有9米水泥塞，套管鞋处不漏失，应该判断为分级箍漏失。
4、挤水泥情况：试吸收指数：用0.5方/分钟的排量，压力16MPa可以注入。
钻具下至2080米（分级箍以下10米），打前置液3方，注水泥7.2方，顶替17.5方，起钻10柱，循环25分钟，挤水泥。
第一次挤3方，最高压力17MPa，停泵12.5MPa，30分钟降至12MPa；第二次挤入0.5方，最高压力17MPa，30分钟降至13MPa；第三次挤0.4方，最高压力27MPa，停泵压力不降，60分钟稳至26MPa；卸压起钻。
共挤入3.9方。
凝固24小时钻水泥塞，钻完水泥塞试压25MPa，试压时间4月17日00：00-00：0030分不降，合格。
三、固井质量保证措施2007年启动开始，固井公司第三项目组对天然气固井技术规定及技术措施进行了进一步完善，组织技术人员学习了固井应急预案，从固井施工设计、审批、水泥浆配方选择、复核试验等环节入手，精心准备，做了大量的实验及准备工作；对第一轮气探井及GP27-16水平井提前上井进行检查、督导，确保套管串结构准确、可靠，固井准备工作充分、扎实，满足固井施工要求，除苏36-16-16井外其它井固井胶结质量比较好。
尽管如此，还是出现了一口井替空，一口井分级箍试不住压，一口井留水泥塞的问题，说明我们在固井技术及管理方面还不到位，为此，将采取以下措施，进一步提高固井质量。
加强质量管理。
1、针对存在的固井质量问题，我们将从固井设计、材料验收、水泥化验、装灰质量、复合化验、固井设备准备、现场施工、试压等各项工序的管理和监督等方面，强化每个工序及管理制度，使每一个环节责任落实到人头。
及时分析固井质量，提出针对性措施，定期进行质量分析和总结。
2、气探井要了解每口井的气层位置，设计纯水泥量，保证所有气层用纯水泥封固。
对部分地层承压能力较低的区块，派专人上井督促井队进行工艺堵漏，满足固井要求。
同时及时收集钻井过程的相关资料，有针对性的搞好固井设计，保证固井质量。
3、苏里格区块的计量措施根据苏里格区块的固井工艺，计量采用水泥车计量，用水柜和流量计相结合计量，确保替量准确。
4、开展技术攻关实验（1）针对双级固井普遍质量较差的问题A．提高分级箍的加放位置，气田北部分级箍上提300米，提到1400米左右。
B．增加一级和二级固井的间隔时间，从目前的150分钟增加到240分钟（4小时）。
（2）针对降失水体系分散剂加量大的问题，将GSJ、G307配方分散剂加量从0.2%逐渐减少，只要水泥浆密度1.85~1.88g/cm3就行了（该密度水泥浆强度完全可以满足目的层固井要求），不一定打到1.90g/cm3以上。