深部开窗侧钻井元坝1-侧1井固井技术.pdf

第 3 1 卷 第 1 期 2 0 0 9年 2月 石 油 钻 采 工 艺 OI L DRI LL I NG PRODUCTI ON TECHN0LOGY V0 1 ． 3l No． 1 Fe b ．2 0 0 9 文章编号 1 0 0 0 7 3 9 3 2 0 0 9 0 1 0 0 3 8 0 4 深部开 窗侧钻 井元坝 1 一 侧 1 井 固井技术 陈道元 赵洪涛 中原 油田固井工程 处， 河南濮阳4 5 7 3 3 1 摘要 元坝 1 一侧 1井是在 元坝 1井的基础上进行 开窗侧钻 的一 1 2 重点探 井， 目的是为 了进一 步揭 示元坝地 区礁滩相储层 气藏情况 。完钻斜深 7 4 2 7 ． 2 3 m， 01 4 6 ． 1 mt n无接 箍尾管下深 7 4 2 5 ． 8 l m， 是 目前川 东北地 区完钻和套 管下深最深的一 口井。具 有井深、 温度高、 压力高、 钻井液密度高、 环空间隙小、 井斜、 位移大、 裸眼段长、 小间隙、 无接箍套管不能加装扶正器、 套管在井眼 中居中困难、 地层破裂压力梯度不详、 面临井漏等技术难题。通过采取优选抗高温水泥浆体系、 加重隔离液体系。 合理设计入井 管柱结构， 采用平衡压力固井技术， 改进配浆方式等一 系列技术措施固井。保证了套管顺利下入 ， 解决了井漏、 顶替效率低、 施 工泵压高、 气体窜槽等问题。固井施工顺利， 测井解释固井质量优 ， 为超深井、 小间隙井固井提供了可借鉴的依据。 关键词 超深井 ； 侧钻井 ； 尾管 固井 ； 固井质量 ； 元坝 1 一侧 1 井 中图分类号 T E 2 5 6 - 3 文献标识码 B Ce me n t i n g t e c hn o l o g y f o r Yua nba No ． 1 -s i de l d e e p s i d e t r a c ki ng we l l C H E N G D a o y u a n ， Z H A O H o n g t a o C e me n t i n g C o m p a n y o fZ h o n g y u a n Pe t r o l e u m E x p l o r a t i o n B u r e a u ， P u y a n g 4 5 7 3 3 1 ， C h i n a Abs t r a c t Yua n ba No． 1 一 s i de 1 we l l i s a n i mpo r t a n t a s i de t r ac ki ng e xp l o r a t i on we l l b a s e d o n Yua nba No． 1 ， wh i c h i s di s pos e d t o r e v e a l t h e s i t u a t i o n o f r e e f b e a c h p h a s e p a y z o n e g a s r e s e r v o i r s i n Yu a n b a a r e a ． I t i s c u r r e n t l y t h e d e e p e s t we l l wi t h t h e fi n a l i n c l i n e d d e p t h 7 4 2 7 ． 2 3 m a n d t h e r u n i n h o l e R m d e p t h o f t h e fl u s h l i n e r 01 4 6 ． 1 m i n 7 4 2 5 ． 8 1 m i n s o u t h e a s t e r n S i c h u a n ． I t f e a tur e s i n h i g h t e mp e r a tur e a n d p r e s s u r e ， h i g h d r i l l i n g fl u i d d e n s i t y , s ma l l a n n u l a r c l e a r a n c e ， i n c l i n e d we l l b o r e ， g r e a t o ffs e t ， l o n g o p e n h o l e ， a n d s m a l l c l e a r a n c e ． I n a d d i t i o n ， a l o t o f t e c h n i c a l p r o b l e m s n e e d t o b e s o l v e d ． F o r i n s t a n c e ， c e n t r a l i z e r s c a n n o t b e a d d e d t o t h e fl u s h c a s i n g ， t o k e e p c a s i n g c e n tra l i z e d i n s i d e t h e we l l b o r e g e t s d i ffi c u l t ， a n d c i r c u l a t i o n l o s s i s l i k e l y t o o c c u r ． S y s t e ma t i c c e me n t i n g me t h o d s a r e a d o pt e d，s uc h a s t he o pt i mi z a t i on of hi g h t e mpe r a tur e r es i s t a nc e c e m e nt i ng s l u r r y s ys t e m a nd we i g ht e d s pa c e r flui d s ys t e m ， t he r a t i o na l d e s i g n o f RI H s t r i n g c o mb i n a t i o n ， t h e u s e o f b a l a n c e d p r e s s u r e c e me n t i n g t e c h n i q u e s ， a n d t h e i mp r o v e m e n t o f s l u r r y ma k i n g me t h o d ． Al l t he me t h od s e ns ur e t he c as i ng i s ru n i n ho l e s u c c e s s f ul l y , s ol v i n g the p r obl e ms l i k e c i r c ul a t i on l os s ， poo r d i s pl a c e me n t ，h i g h pu mp p r e s s u r e ， a n d g a s c h a n n e l i n g ． Ce me n t i n g o p e r a t i o n r u n s s u c c e s s ful l y , a n d l o g g i n g i n t e r p r e t a t i o n s h o ws t h e c e me n t i n g q u a l i ty i s e x c e l l e n t ． T h e s u c c e s s fu l we l l c e me n t i n g c r e a t e s t h e r e c o r d o f u l t r a d e e p we l l c e me n t i n g i n s o u t h e a s t e rn S i c h u a n ， p r o v i d i n g u s e fu l r e f e r e n c e f o r c e me n t i ng o ful t r a d ee p we l l s a nd we l l s of s ma l l c l e a r a n c e i n t he fu t ur e ． Ke y wo r d s u l t r a d e e p we l l ； s i d e - t r a c k i n g we l l ； l i n e r c a s i n g c e me n t i n g ； c e me n t i n g q u a l i ty； Y u a n b a No ． 1 - s i d e 1 we l l 元坝 1 一侧 1 井位于四川省苍溪县元坝镇境 内， 是在 四川盆地川 东北 巴中低缓构 造带元坝岩性 圈 闭元坝 1 井 的基 础上进行 开窗侧钻 的一 口重点探 井 ， 钻探井 目的为 了揭示元坝地 区二叠系或石炭系 飞仙关组礁滩相储层气藏情况。元坝 1 井完钻井深 7 1 7 0 ． 7 1 1 T I ， 上层套 管 01 9 3 ． 6 8 mm下 深 6 6 0 6 ． 3 0 1 T I 。 侧钻设计斜深 7 5 1 0 ． 6 9 1 T I ， 设计垂深 7 0 2 5 ． 0 0 n l ， 设计 井底水平位移 1 0 7 8 ． 4 1 m， 窗 口位置 5 8 2 2 ． 8 4 ～ 5 8 2 5 ． 8 4 作者简介 陈道元， 1 9 6 3 年生。1 9 8 3 年毕业于重庆石油学校钻井专业， 现任副总工程师， 高级工程师。电话 0 3 9 3 ． 4 8 0 0 8 2 6 。 陈道元等 深部开窗侧钻井元坝 1 一侧 1 井固井技术 3 9 m， 采用 01 6 5 ． 1 mm钻头进行开窗侧钻 ， 实际完钻斜 深 7 4 2 7 ． 2 3 m， 垂深 7 1 0 1 ． 5 9 m， 井底水平位移 9 8 8 ． 7 1 m， 最大井斜 5 6 ． 1 2 。 。增斜井段长 5 4 2 ． 1 6 m， 稳斜井 段长 1 0 6 2 ． 2 3 m， 是 目前西南地 区设计井深最深 、 水 平位移最大的一 口侧钻井 。结合该井实际情况 ， 采 用平衡压力 固井法 、 优选水泥浆配方 、 计算机优化设 计施工参数 、 精心组织现场施工等技术措施 ， 固井施 工全过程顺利 ， 固井质量检测结果气层段封固优质 ， 其余井段固井质量 良好 ， 同井有力地保护了气层， 为 今后深井 固井积累了一定的成功经验。 1 技术难点 T e c h n i q u e p r o b l e m s 1 ． 1 井底温度高、 压力大、 水泥浆抗高温性能难度大 Ba d hi g h t e mpe r at ur e r e s i s t an c e pe r f or m a nc e o f c e me n ting s l u r r y s y s t e m b e c a us e o f hi g h t e rn- p e r a t ur e a nd pr e s s u r e a t we H b o t t o m 元 坝 1 井完井测 井结果 表 明 该 井地 温梯度 2 ． 0 3 c c／ 1 0 0 m， 按此地温梯度计算井底最低静止温 度为 1 6 0 o C、 循环温度为 1 4 0℃， 井底压力 可达 1 2 3 MP a 。在如此高温 、 高压条件下水泥浆稠化时间、 流 变性 、 滤失水等都会发生很大变化 ， 出现性能失稳现 象。为保证水泥浆性能满足固井要求 ， 必须使用超 高温 固井材料。因此 ， 如何选择超高温材料保证水 泥浆性能稳定是注水泥成败的关键 。 1 ． 2 环空间隙小、 流动摩阻大、 顶替泵压高 S ma l l a nnu l a r c l e a r a n c e ，g r e a t to wa g e f ric tio n， h i g hpumpp re s s u r e 该井采用 1 6 5 ． 1 mm钻头进行开窗侧钻 、 下人 01 4 6 ． 1 mm无接箍尾管， 环空间隙最小仅有 1 9 mm， 由于尾管送人钻具水眼小 、 尾管外环空间隙也小 ， 水 泥浆进入外环空后流动阻力会急剧增大 ， 导致施工 后期出现高泵压 ， 施工设备不能满足要求 ， 甚至发生 施工中途憋泵等重大固井事故。 1 ． 3 气层活跃、 压稳困难、 固井后容易发生气体 窜槽 Ga s f o r ma tio n a c tiv e a n d l e a d t o g a s c ha nne H ng a f t e r c e me n t i n g 该井钻至 6 0 2 7 m开始发现气层 ， 至完钻井深有 7 个井段发现不同厚度的气层 ， 特别是在飞仙关组二 段 7 3 4 3 - 7 3 5 9 m井段发现了厚 1 6 m 的气层 ， 钻井液 密度 由 1 ． 7 0 g ／ c m 降至 1 ． 6 1 g ／ c m ， 全烃值 0 ． 3 6 ％ 升 至 6 3 ． 4 7 ％， 集气可点燃 ， 火焰呈蓝色。完井固井时钻 井液密度 1 ． 7 3 g ／ c m 仅能维持动态平衡 ， 固井前循环 钻井液井场可闻到 H， s气 味， 钻井液 出口检测仪器 显示 H， S含量 4 mg ／ L ， 由于是探井 ， 地层破裂压力梯 度不详 ， 参照元坝 1 井资料钻井液密度已达极 限值 ， 若要提高钻井液密度完全压稳地层固井可能会 引发 循环井漏。容易发生固井气侵 ， 特别是固井后水泥 浆 “ 失重 ” 作用将会引发气体窜槽 ， 导致固井质量不 合格。 1 ． 4 裸眼段长、 井斜大、 套管下入难度大 Lo ng o p e n h o l e ， b i g i n c l i n e d we l l bo re a n d t h e c a s - i ng r u ndi f fic ul t l y 开窗 位置 为 5 8 2 2 ． 8 4 m， 裸 眼 段长 1 6 0 4 ． 3 9 m， 增 斜井段 长 5 4 2 ． 1 6 m， 最大 井斜 5 1 ． 0 4 。 ， 最大 狗腿 度 6 ． 2 3 。 ／ 3 0 m， 稳斜井段 长 1 0 6 2 ． 2 3 m， 最 大井斜 5 6 ． 1 2 。 ， 最大 狗腿 度 3 ． 5 7 。 ／ 3 0 m， 井底 水平 位 移 9 8 8 ． 7 1 m， 在稳斜钻进过程 中， 随着井的加深 ， 井下摩 阻不断加 大， 01 0 1 ． 6 mm 钻具上提悬重达到 1 9 0 t 。 如此大的井斜和摩阻都增大 了送放钻具 、 套管在裸 眼段的运移难度 ， 一旦下放过程 中遇阻 、 遇卡都有可 能使钻具发生断裂 、 套管下不到设计位置。所 以如 何保证套管顺利下人是固井成功的关键。 1 ． 5 温差大、 影响水泥浆正常凝固 Bi g t e m p e r a t ur e di f f e r e nc e s i nflu e nc e c e m e n t s l ur r y s e t t i ng 长裸眼段上下温差较大 ， 井底静止温度 1 6 0℃， 尾管挂喇叭 口位置静止温度 1 1 0℃， 加有抗高温缓 凝材料的水泥浆在如此大温差作用下容易发生超缓 凝现象。 2 重点技术措施 T ech n o l o g y o f i mp rov e c e me n t i n g q u a H t y 2 ． 1 平衡压力固井技术 Ba l a nc e d pr e s s u re c e me nt i n g t e c h ni qU P S 平衡压力 固井技术的核心是注 、 替水泥浆全过程 井下环空不同深度流体所形成的液柱压力 动压 小 于地层破裂压力 ， 使之不发生井漏 ， 同时水泥浆被替过 程中或水泥浆凝固和 “ 失重 ” 条件下， 仍能保持环空 液柱压力大于气层压力， 达到控制地层气窜的目的。 平衡压力固井技术主要通过有效控制压差和合 理的固井流体设计 ， 防止 固井全过程的井漏和气窜 的发生 ， 从而获得理想 的固井质量并实现对产层的 最好保护 ， 该井固井具体措施是 1 环空液柱压力设计 。全井水泥浆密度设计为 1 ． 7 5 g ／ c m ， 隔离液密度设计为 1 ． 7 4 g ／ c m ， 冲洗液密 石油钻采工艺 2 0 0 9年 2月 第 3 1卷 第 1 期 度设计为 1 ．0 g ／ c m3 ， 注冲洗液前设计注入经处理过 密度为 1 ． 7 2 g ／ c m 钻井液 ， 水泥浆顶替到位后计算井 底 当量密度 1 ． 7 4 g ／ c m ， 大 于循环时钻井液密度 ， 可 以压稳气层 。虽然 当量密度超过了完井最高钻井液 密度， 只要采用合适 的顶替方式不会发生井漏。 2 采用合适 的施工排量 。对 于长封 固段易漏 失井 ， 提高顶替排量会增加环空流体的流动阻力 ， 会 增大井漏风险。虽然通过钻井和通井过程钻井液环 空返速来确定注替排量 ， 但是水泥浆一般情况下其 流变性能难以达到钻井液性 能， 即水泥浆 比钻井液 要稠 ， 流动性 比钻井液差 ， 因此 ， 在相 同流速下其流 动阻力 比单纯循环钻井液时要高出很 多， 极 易造成 井漏。为此 ， 将排量进行分段优化设计 ， 水泥浆返出 套管超过气层顶部 5 0 0 m 之前采用循环钻井液排量 7 5 0 L ／ mi n进行顶替， 超过气层顶部 5 0 0 m之后采用 小于 5 0 0 L ／ mi n排量并根据泵压 变化情况不断调整 排量进行顶替 ， 这样一方面可以防止井漏 ， 另一方面 可以保证气层段处 于高速紊流 、 其余井段低 速塞流 下顶替， 有利于提高封 固质量。 3 采用两凝水泥浆。利用水泥浆不同的凝结时 间差 ， 防止水泥浆候凝过程 中产生过大的 “ 失重 ” 压 力 ， 从而实现对 目的层 的压稳。该井设计 两凝 水泥 浆界面为 7 0 0 0 m， 催凝段水泥浆稠化时问 2 9 5 mi n ， 缓凝段水泥浆稠化时间 4 2 0 mi n ， 并且水泥浆中加人 防气窜剂， 较长两凝水泥浆稠化时间差和 防气窜剂 两者的协 同作用 ， 可以防止下部气层发生窜流。 4 采用分段加压技术 ， 压稳气层。替浆结束 卜 提钻柱 2 0 0 m后 ， 采用 2 5 L ／ s 的大排量循环洗井 ， 以 增加循环压力 ， 为下部井段施加压力 ， 帮助压稳下部 气层。当循环 出井 内多余水泥浆后进行逐渐加压 ， 具体步骤是 先加 1 MP a回压 ， 当水泥浆胶凝强度 达到 4 8 P a时加 回压 2 MP a ， 此 时水泥浆 刚发生失 重 ， 不可能立即下降至静水柱压力 ， 因而也就不会立 即发生气窜 ， 等 1 5 mi n后利用水泥浆直角稠化特性 将 回压增至 3 MP a ， 此时 ， 所加回压已达失重压力值 ， 为保证充分压稳气层最终将 回压加至超过设计失重 压力 2 MP a ， 即 5 MP a ， 并且要求关井 2 4 h后才能放 压。由于水泥浆在静止状态下胶凝强度发展快 ， 不 断增稠 ， 所 以逐步加压不会造成井漏。 2 ． 2 水泥浆优选技术 S l ur r y o p timu m s de c fio nc h ni q ue s 由于井深 、 温度 高、 封固段 长、 水泥浆顶底 部温 差大， 常规水泥浆体系在高温高压下 既不能保证施 工安全 ， 也不能保证封固质量。因此， 对于该井水泥 浆性能应达到 1 有足够 的稠化时间以保证施工的 安全性 ； 2 高温高压下水泥浆滤失水量要小， 要低 于 5 0 mL， 以保证水 泥浆具有较好 的防气窜性 能和 井下流动过程 中的稳定性 ； 3 要保证顶部水泥浆不 能因温差原 因出现超 缓凝现象 ， 所形成 的水泥石在 规定的时间内 7 2 h 有足够的强度 ， 至少要大于 1 0 MP a ； 4 水泥浆形成的水泥石在高温作用下性能要 保持长期稳定 ， 不能有衰退现象产生。 根据上述要求 ， 选择抗温 1 5 0 以上的缓凝剂调节水泥浆稠化时间， 利用 A MP S三元聚合物抗高温性能好的特性做降滤 失剂控制水泥浆滤失水 ， 在水泥浆 中加入早强剂和 硅粉解决温差造成顶部水泥石强度发展慢和水泥石 后期强度稳定 问题 ， 并且将水泥浆 稠化 时间设计成 两段不 同的凝结时间 ， 以保证水泥浆候凝过程 中充 分压稳气层。适合该井要求的水泥浆配方如下 缓凝段 嘉华 G级水泥 3 5 ％ 热稳定剂 8 ％降 滤失水剂 0 ． 7 ％ 分散剂 3 ． 2 ％ 缓凝剂 4 ％ 早强剂 8 ％超细微硅粉 0 ． 3 ％ 消泡剂。水泥浆性能 密度 1 ． 7 5 g ／ c m ， 流 动度 2 4 ． 6 c m， 稠化 时 间 4 2 5 mi n 测 试条件为 1 4 0 C 1 3 0 MP a 1 0 0 mi n ， 滤失水量 4 2 mL 测试条件为 1 4 0℃ X 6 ． 9 MP a 3 0 mi n ， 游离液 0 ． 1 mL 测试条件为 9 2℃ X 0 ． 1 MP a 2 h ， 顶部强 度 1 3 ． 7 MP a 测试条件为 1 0 0℃ 2 1 MP a 7 2 h ， 中部 强度 1 6 ． 2 MP a 测试 条件为 1 3 0 o C 2 1 MP a 4 8 h 。 促凝段 嘉华 G级水泥 3 5 ％ 热稳定剂 8 ％ 降 滤失水剂 0 ． 7 ％分散 剂 2 ． 7 ％缓凝 剂 4 ％早 强剂 8 ％超 细微 硅粉 0 ． 3 ％ 消泡剂 。水 泥浆 性 能密 度 1 ． 7 5 g ／ c m ， 流动度 2 2 c m， 稠化时间 2 5 8 mi n 测 试 条件 为 1 4 0℃ 1 3 0 MP aX 1 0 0 mi n ， 滤 失 水 量 3 8 mL 测试条件为 1 4 0℃ 6 ． 9 MP a 3 0 mi n ， 游 离液 0 mL 测试条件为 9 2℃ 0 ． 1 MP a 2 h ， 水 泥石抗压强度 2 3 ． 8 MP a 测试条件 为 1 5 0 2 1 MP a 4 8 h 。 2 ． 3隔离液设计 Sp a c e r fl ui d d e s i g n 由于环空间隙小 、 不能下人套管扶正器 ， 因此 ， 提高顶替效率是固井 的重点。除了注入降黏后的钻 井液和冲洗液外 ， 隔离液也是提高顶替效率 、 防止水 泥浆污染出现闪凝或憋泵的关键。采用抗高温加重 隔离液体系 ， 设计密度 1 ． 7 4 g ／ c m ， 对该体 系进行 了 抗高温稳定性和污染试验 ， 见表 1 、 表 2 ， 试 验结果表 陈道元等 深部开窗侧钻井元坝 1 一侧 1井固井技术 4 1 明 该种隔离液体系抗高温能力强 ， 稳定性好 ， 与水 泥浆和钻井液相容性好 ， 完全可以满足施工条件。 表 l 隔离液稳定性试验 结果 T a b l e 1 S t a b i l i t y e x p e r i me n t o f s p a c e r fl u i d 室温静止 3 6 h密度 ／ kg L’ 1 4 0℃静止 1 0 h密度 ／ kg L一 1 ． 7 6 表 2 隔离液抗污染试验结果 Ta b l e 2 Ant i p ol l u t i on e xp e r i me nt o f s pa c e r flui d 2 ． 4 管串优化和特殊部件处理技术 Ca s i n g s t r i n g o pt i mi z e a n d t r e a t me n t t e c hn o l o g y o fk e ypa r t s 通过 计算校核 ， 如果 全井采用 l 0 1 ． 6 mm 钻 具 送放尾管 ， 一旦发生摩 阻增大 和轻微 阻卡现象 ， 那 么 活 动钻 具 时其 强度 都 不能 满 足要 求。 为 了 保 证尾 管顺 利下放 到位 ， 在尾 管顶部 以上使 用 长 3 1 7 2 m0 8 8 ． 9 mm 的钻 具 ， 其 上 使 用 1 0 1 ． 6 mm 钻具 以减轻质量 ， 提高钻具安全系数 。对 于 08 8 ． 9 mm和 l 0 1 ． 6 mm钻具之 间使用过渡接头连接 ， 要 求 接头内部锥度要小 ， 做到 自然过渡 ， 以便变径胶 塞通过 。注水泥使用的胶塞既要能在 1 0 1 ． 6 mm 钻 具 中运移 ， 也不能在 08 8 ． 9 mm钻具 中被卡住 ， 因此 ， 设计胶塞硬芯部分直径和皮碗卷曲后直径小 于 08 8 ． 9 mm钻 具 内径 ， 同时 胶 塞 在 1 0 1 ． 6 mm 钻具 中运移 时胶碗对 钻具 内壁有一 定刮 削作用 。 根据这些要求设计I叶 J 了复合型胶塞。 2 ． 5 采用批混浆技术 Ce m e n t m i x e d t e c hn o l o g y 为保证人井水泥浆性能与设计相一致 ， 现场采 用水泥车将 所有人井水泥浆配置到配浆罐 中， 然后 配浆罐上的搅拌器将水泥浆搅拌均匀后再用水泥车 泵送入井。保证了水泥浆只有一个密度值 以及注入 量 的准确性 ， 避免了水泥车直接注水泥浆入井密度 波动 、 出现高点所带来的危险。 3 固井施工过程及效果 C e me n ti n go p e r a ti o np r o j e c t a n d e f f ect 下尾管至井深 7 4 2 5 ． 8 l m倒扣坐挂成功。循环 钻井液 2周后处理钻井液性能 循环过程 中始终有 4 mg ／ L的 s排 出 ， 处理好 钻井液性能后注 入抗 污染钻 井液 2 0 m 密度 1 ． 7 2 g ／ c m ， 该 钻井液是提 前配制好的 ， 对井底可以起到一定的冷却降温作用 ， 注冲洗液 3 m 密度 1 ． 0 g ／ c m ， 注抗高温 隔离液 7 m 密度 1 ． 7 4 g ／ c m ， 注领水泥浆 1 1 m 密度 1 ． 7 4 g ／ c m 1 ， 尾水泥浆 5 m 密度 1 ． 7 4 g ／ e ra ， 用尾浆段配浆 水 3 m 压塞， 采用无级变速大泵替浆 4 1 ． 8 7 m ， 替浆 排量 0 ． 6 5 m ／ mi n ， 泵压为 1 3 ～ 1 6 MP a ， 碰压 2 0 MP a 。 起 出中心管有返喷现象 ， 起 出钻具 l 5柱后循环钻井 液 1 ． 5周 排量 1 ． 8 m ／ mi n ， 关井加 回压 ， 第 1 次加 至 2 MP a ， 等 2 0 mi n后加至 4 MP a ， 1 小时后加至 5 MP a ， 整个施工过程无异常现象发生 ， 施工顺利 。候 凝 7 2 h下钻钻除顶塞 ， 通井到底循环钻井液 1 周， 起 钻 电测。测井结果解释井底至气顶以上 2 0 0 m封固 质量优质， 其余部分封固质量 良好。 4结论 Co n c l u s i o n 元坝 1 一侧 1 井是 目前西南地区设计井深最深 、 水平位移最 大的一 口侧钻井 ， 该井固井成功解决了 超高温水泥浆在低温下 的超缓凝 问题 ， 使尾管顶部 水泥石抗压强度可以满 足工程需要 ， 保证 了该 井尾 管 固井成功， 为今后超深井 、 小间隙井固井提供了可 借鉴的依据。 参考文献 Re f e r e n c e s [ 1 ] 王 东 ． 塔 深 1井 固井技 术 [ J ]． 石 油钻 采 工 艺， 2 0 0 7 ， 2 9 4 2 3 2 7 ． W ANG Do ng．Ce me nt i ng t e c hnol og y of We l l Ta s he n- 1 l J j ． Oi l Dr i l l i n gP r o d u c t i o n T e c h n o l o g y ， 2 0 0 7 ， 2 9 4 23 27 ． [ 2] 肖伟 ， 孙刚 ， 方满宗， 等 ． 糖甙钻井液井况下的 固井技 术 [ J ]． 石油钻采工艺， 2 0 0 7 ， 2 9 6 1 3 1 5 ． XI AO W e i ， SUN Ga n g， F ANG Ma n z on g， e t a1 ． Ce me n t i ng t e c hn o l o gy o f gl y c o s i d e d r i l l i n g flui d u nd e r we l l c o nd i t i on [ J ]． O i l D r i l l i n gP r o d u c t i o n T e c h n o l o g y , 2 0 0 7 ， 2 9 6 1 3 1 S 修改稿收到 日期2 0 0 8 0 7 一 l 1 [ 编辑景暖 ]