川渝地區(qū)天然氣井深井固井工程復(fù)雜案例分析

伍 葳 劉 成 蒲俊余 夏連彬 李 斌 吳 坷

1. 中國(guó)石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部 2. 中國(guó)石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院

0 引言

四川盆地天然氣開(kāi)采進(jìn)入黃金時(shí)期，勘探開(kāi)發(fā)作業(yè)日益向深部地層挺進(jìn)[1]。隨著地質(zhì)目的層不斷縱向加深，井身結(jié)構(gòu)亦愈加復(fù)雜，固井工程在深井段頻繁遭遇井筒高溫、巖性復(fù)雜、同裸眼高低壓共存等復(fù)雜情況，致使下套管難以到位、后期鉆井作業(yè)環(huán)空帶壓及水泥漿超緩凝[2-4]。筆者對(duì)近期川渝地區(qū)典型深井段固井復(fù)雜工況展開(kāi)梳理分析，以期為后續(xù)深井超深井固井作業(yè)借鑒所用，以實(shí)現(xiàn)井筒全生命周期的完整性，助力川渝地區(qū)深層海相碳酸鹽巖氣藏安全高效開(kāi)發(fā)。

1 典型深部井段固井復(fù)雜案例

1.1 套管下入不到位

1.1.1 基本情況

川中地區(qū)某構(gòu)造四開(kāi)大斜度長(zhǎng)裸眼段高低壓力同存，鉆井液密度高，且井徑不規(guī)則，下套管作業(yè)普遍難度較大。A井為部署在該構(gòu)造的一口水平井，于井深3 567.18 m（嘉二3亞段）下入?244.5 mm技術(shù)套管并固井，四開(kāi)使用?215.9 mm鉆頭鉆至井深5 733.00 m（燈四段頂）后下?177.8 mm+?184.15 mm懸掛尾管遇卡，未能按設(shè)計(jì)封隔必封點(diǎn)。

1）鉆井液：聚磺鉆井液體系（表1）。為平衡同裸眼上部高壓地層，四開(kāi)鉆進(jìn)與下套管階段鉆井液密度分別為2.26 g/cm3、2.32 g/cm3。

2）井眼軌跡：大斜度井眼。于井深4 810 m開(kāi)始造斜，持續(xù)增斜至四開(kāi)完鉆井深，最大井斜角68.58 ，狗腿度小于5 /30 m。

3）井徑：裸眼段平均電測(cè)井徑223.84 mm，擴(kuò)徑率3.68%。其中，4 400～5 733 m井段（龍?zhí)督M—筇竹寺組）井徑變化較大，為局部“糖葫蘆”井眼（圖 1）。

4）井下摩阻：起鉆摩阻20～25 t，下鉆摩阻15～20 t。其中，定向井段5 497～5 547 m上提、下放困難，摩阻大，有間斷阻卡現(xiàn)象。

表1 鉆井液性能參數(shù)表

圖1 ?215.9 mm井眼電測(cè)井徑圖

5）通井情況：下套管前分別進(jìn)行單扶通井、三扶通井?？傮w而言，井深5 000 m以后井段阻卡頻繁，采取長(zhǎng)段主動(dòng)劃眼到底。其中單扶通井組合為“?212 mm近鉆頭扶正器+?165.1 mm鉆鋌5根+原鉆具組合”，三扶通井組合為“?212 mm近鉆頭扶正器+?165.1 mm鉆鋌+?210 mm扶正器+?165.1 mm鉆鋌 +?210 mm 扶正器+?165.1 mm鉆鋌3根+原鉆具組合”。

6）套管柱：浮鞋+?177.8 mm套管+浮箍+?177.8 mm套管+浮箍+球籃+?177.8 mm套管3根+碰壓座+?177.8 mm套管+?184.15 mm套管+懸掛器（帶卡瓦）+?127 mm鉆桿+?139.7 mm鉆桿。

1.1.2 事件經(jīng)過(guò)及處理

接送入鉆具下套管串至井深4 800 m以后，下入難度逐步加大。在井深4 818.05 m、5 264.71 m、5 503.00 m遇阻5～10 t，經(jīng)循環(huán)活動(dòng)鉆具解卡，最終于井深5 595.56 m上提卡死，經(jīng)循環(huán)、上下活動(dòng)鉆具、浸泡油基解卡劑3次均未解卡?？紤]到必封點(diǎn)未封，決定于遇卡井深固井，后續(xù)磨銑打撈上部套管柱恢復(fù)井筒空間，注水泥塞回填以開(kāi)窗側(cè)鉆，造成工程報(bào)廢進(jìn)尺2 158.60 m，損失工時(shí)達(dá)109.3 d。

1.1.3 原因分析

1）地質(zhì)因素：①筇竹寺組頁(yè)巖段地層井眼軌跡持續(xù)增斜（井斜40°鉆入，70°鉆出，斜厚437m），大斜度井段易存在虛厚泥餅和巖屑床，套管下行過(guò)程中虛泥餅刮削堆積和高伽馬頁(yè)巖垮塌掉塊誘發(fā)阻卡；②同一長(zhǎng)裸眼井段壓力系統(tǒng)差異大，最大當(dāng)量地層壓力密度差達(dá)0.50 g/cm3，導(dǎo)致密度2.26～2.32 g/cm3條件下裸眼下部地層壓差在30 MPa以上，壓差卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高；高密度鉆井液性能維護(hù)困難而存在井段間綜合性能差異，部分指標(biāo)過(guò)寬（初/終切力2～10 Pa/4～22 Pa，動(dòng)切力5～20 Pa），不利于套管下入。

2）工程因素：①井壁與套管接箍間隙為12.92 mm，下套管管柱重量比鉆進(jìn)重約50 t，且外表面積大1.4倍，小環(huán)空間隙致使管柱刮削破壞井壁作用更明顯；②工區(qū)完鉆井的成熟做法為單扶、雙扶、三扶，而本井未進(jìn)行雙扶通井；通井過(guò)程中，對(duì)于遇阻劃眼井段未進(jìn)行靜放測(cè)試驗(yàn)證；③尾管下送多次遇卡處理過(guò)程中，因考慮避免排量過(guò)大誘發(fā)尾管懸掛器卡瓦提前坐掛，低泵壓小排量條件下長(zhǎng)時(shí)間開(kāi)泵不通，經(jīng)反復(fù)上下多次活動(dòng)管柱后恢復(fù)循環(huán)。

1.1.4 認(rèn)識(shí)及建議

1）啟用川渝成熟非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)（表2），四開(kāi)采用?241.3 mm鉆頭鉆進(jìn)，套管環(huán)空間隙增至31.75 mm。

2）高低壓共存井段借助精細(xì)控壓工藝逐步釋放高壓置換侵入氣體，盡量按鉆井液密度設(shè)計(jì)下限鉆進(jìn)，以避免下套管時(shí)壓差卡鉆，且可為鉆井液性能維護(hù)處理和固井施工創(chuàng)造良好條件。

3）特殊井眼條件下，利用前期完鉆井資料反算摩擦系數(shù)等關(guān)鍵參數(shù)，基于鉆井工程設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)使用Landmark等軟件模擬下套管工況，預(yù)判摩阻及屈曲可能性，并相應(yīng)制訂應(yīng)對(duì)措施。

表2 川渝常用標(biāo)準(zhǔn)/非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)層序?qū)Ρ缺?/p>

4）量化區(qū)塊下套管及固井工況下鉆井液性能參數(shù)，尤其注重泥頁(yè)巖等易垮井段的鉆井液防塌性能；井下摩阻過(guò)大時(shí)可考慮采用油基鉆井液下套管。

5）強(qiáng)化井眼準(zhǔn)備，確保井眼通暢。充分模擬套管串剛度，優(yōu)化扶正器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，適當(dāng)增大鉆鋌尺寸；堅(jiān)持單扶、雙扶、三扶通井，修正遇阻井段井眼并靜放通過(guò)。

6）根據(jù)井況考慮卸懸掛器卡瓦以利于下長(zhǎng)井段送套管過(guò)程中開(kāi)泵循環(huán)及上下活動(dòng)管柱。

1.2 尾管送入鉆具刺漏

1.2.1 基本情況

B井為部署在川東某構(gòu)造的一口直井，其在井深5 325.00 m（石炭系頂）下入?177.8 mm懸掛尾管并固井，五開(kāi)使用?152.4 mm鉆頭鉆至井深5 415.00 m（志留系）后在5 052.04～5 415.00 m井段下入?127 mm懸掛尾管，固井期間送入鉆具刺漏，頂替作業(yè)發(fā)生短路循環(huán)導(dǎo)致固井失敗，被迫打撈井內(nèi)尾管后進(jìn)行二次固井。

1.2.2 事件經(jīng)過(guò)及處理

用?88.9 mm+?127 mm復(fù)合鉆桿送下?127 mm尾管至井底后循環(huán)無(wú)后效；投球、座掛、倒扣成功；按施工設(shè)計(jì)注水泥頂替完，卸水泥頭起鉆15柱，正循環(huán)洗井，開(kāi)泵6 min，出口見(jiàn)混漿返出，判斷鉆具刺，井下發(fā)生短路循環(huán)；排混漿完繼續(xù)起鉆，起至井深1 650.01 m時(shí)發(fā)現(xiàn)入井第46柱下單根距離母扣端0.6 m處刺一長(zhǎng)45 mm，寬25 mm裂縫(圖2)；起送入鉆具完，下?152.4 mm鉆頭帶光鉆桿通井至?127 mm尾管懸掛器喇叭口處，循環(huán)無(wú)后效，起鉆。其中，下鉆期間逐柱通內(nèi)徑未找到膠塞，且每下15柱循環(huán)未見(jiàn)異常；接?88.9 mm特制對(duì)扣器下鉆至井深5 052 m對(duì)扣打撈，撈獲全部尾管，起鉆完；組合鉆具重新通井，更換尾管，重新下送?127 mm尾管后固井。

1.2.3 原因分析

1）鉆具缺陷

查詢送井檢查報(bào)告可知，失效鉆桿檢驗(yàn)合格。然而其在本井入井并已完成進(jìn)尺3 978 m，累計(jì)使用時(shí)間達(dá)3 027 h，長(zhǎng)時(shí)間高負(fù)荷工況下鉆桿本身存在一定缺陷。

2）鉆具缺陷異常高泵壓誘發(fā)鉆具刺漏

圖2 刺漏鉆具破損照片

分析施工全過(guò)程泵壓變化可知，因井下發(fā)生未明原因的異常高泵壓，導(dǎo)致有隱蔽質(zhì)量缺陷的鉆具被刺，且3次異常高泵壓（固井前循環(huán)期間、打通碰壓球座、注替水泥期間）和短路循環(huán)加劇刺壞，鉆具刺穿孔越來(lái)越大，最終造成固井失敗。分施工階段而言，泵壓異常情況表現(xiàn)為：①固井前循環(huán)階段，尾管下送到位后循環(huán)初期參數(shù)正常，中途泵壓陡增，后續(xù)在相對(duì)高排量情況下泵壓持續(xù)降低，投球到位后停泵未能穩(wěn)壓，壓力迅速下降，多次憋壓至21 MPa打通碰壓球座；②頂替過(guò)程階段，注水泥施工中替漿量為13.18 m3時(shí)鉆桿膠塞被頂至刺漏點(diǎn)，因膠塞堵住刺漏點(diǎn)而出現(xiàn)瞬時(shí)異常高壓，憋壓迫使膠塞下行通過(guò)后，壓力又快速下降，此外由于水泥漿短路循環(huán)，膠塞不到位，替漿到位時(shí)碰壓不成功，且未出現(xiàn)水泥漿出管鞋后應(yīng)有的壓力上升趨勢(shì)。

1.2.4 認(rèn)識(shí)及建議

1）鉆柱在深部高溫高壓井段受力復(fù)雜，易出現(xiàn)黏滑、共振等井下情況[5-6]，惡劣工況下應(yīng)嚴(yán)格控制鉆具入井時(shí)間，同時(shí)加強(qiáng)鉆具探傷及保養(yǎng)，確保深井超深井入井鉆具服役能力。必要時(shí)，可考慮采用鋁合金鉆桿等高性能特殊鉆具[7]。

2）深井眼條件下的井下復(fù)雜往往多因異果，為及時(shí)發(fā)現(xiàn)井下異常情況并妥善處理，建議開(kāi)展同構(gòu)造深井各開(kāi)次套管固井施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)，尤其是工區(qū)深井段開(kāi)次固井施工的排量—泵壓經(jīng)驗(yàn)值。

1.3 水泥漿超緩凝

1.3.1 基本情況

C井為部署在川西某構(gòu)造的1口定向井，于井深7 550.00 m（棲霞組頂）下入?177.8 mm懸掛尾管固井，五開(kāi)使用?149.2 mm鉆頭鉆至井深7 658.00 m（棲霞組）完鉆，于7 345.70～7 658.00 m井段下入?127 mm懸掛尾管。

1.3.2 事件經(jīng)過(guò)

?127 mm懸掛尾管采用密度1.88 g/cm3高溫加砂柔性防氣竄水泥漿實(shí)施固井，配方為G級(jí)水泥+5%硅粉+4%柔性劑+3%超細(xì)水泥+5%降失水劑+3%高溫緩凝劑+0.3%消泡劑。固井施工完成，候凝48 h；開(kāi)井循環(huán)一周，后效氣全烴值最高83.07%，持續(xù)時(shí)間62 min；下鉆到?127 mm懸掛器處未探到水泥塞，循環(huán)返出膠凝狀水泥混漿約11 m3，判斷水泥漿超緩凝導(dǎo)致?127 mm喇叭口竄氣。

1.3.3 原因分析

1）水泥漿稠化時(shí)間與凝固時(shí)間超長(zhǎng)

固井前后，作業(yè)方與建設(shè)方分別做水泥漿性能試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表3。其中，建設(shè)方復(fù)核試驗(yàn)水泥漿由現(xiàn)場(chǎng)水泥灰留存樣品按施工配方配制；稠化時(shí)間的試驗(yàn)條件為146 ℃×120 MPa×升溫時(shí)間75 min。分析可知：①建設(shè)方復(fù)核稠化時(shí)間結(jié)果比作業(yè)方長(zhǎng)266 min，比設(shè)計(jì)時(shí)間長(zhǎng)327 min，表明超緩凝風(fēng)險(xiǎn)；2次溫度高點(diǎn)試驗(yàn)的稠化時(shí)間均大幅延長(zhǎng)，鑒于井底電測(cè)溫度150 ℃，可能發(fā)生水泥漿高溫鈍化；②凝固時(shí)間表現(xiàn)為入井水泥漿的喇叭口強(qiáng)度發(fā)展緩慢，強(qiáng)度發(fā)展時(shí)間不滿足設(shè)計(jì)要求。

表3 入井水泥漿性能試驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)表

2）抗污染先導(dǎo)漿中緩凝劑超量使用

固井所用抗污染先導(dǎo)漿由儲(chǔ)備重漿改造而成，為滿足防污染要求，緩凝劑加量為6.0%，其濃度超過(guò)水泥漿中緩凝劑加量3.0%。同時(shí)，凝固試驗(yàn)中水泥漿：抗污染先導(dǎo)漿的比例為90：10、95：5條件下，其結(jié)果分別為48 h與72 h均未凝、48 h未凝與72 h終凝。綜上，推測(cè)注替施工過(guò)程中，水泥漿與隔離液在長(zhǎng)井段循環(huán)中發(fā)生摻混，造成局部水泥漿緩凝劑濃度偏大，同時(shí)水泥漿與隔離液因重力置換形成的混漿量較大，進(jìn)一步誘發(fā)尾管固井超緩凝。

1.3.4 認(rèn)識(shí)及建議

為保證高溫井段尾管固井質(zhì)量，尤其在固井施工安全前提下實(shí)現(xiàn)頂部水泥快速起強(qiáng)度，可從以下3方面入手：①根據(jù)油氣水顯示設(shè)計(jì)多凝水泥漿漿柱，其中頂部盡量使用常規(guī)密度水泥漿，以實(shí)現(xiàn)全井段壓穩(wěn)氣層及防止頂部超緩凝[8]；②采用新配高效抗污染隔離液，避免使用“緩凝劑+現(xiàn)有鉆井液”作為抗污染先導(dǎo)漿基液，嚴(yán)防固井工作液的緩凝劑超量，優(yōu)選硅砂等外加劑及用量，提高水泥石的高溫力學(xué)穩(wěn)定性[9-11]；③合理控制水泥漿稠化時(shí)間、凝固時(shí)間，建議實(shí)測(cè)稠化時(shí)間不超過(guò)設(shè)計(jì)上限值60 min；下深超6 500 m尾管固井應(yīng)開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)水泥漿樣的喇叭口強(qiáng)度養(yǎng)護(hù)試驗(yàn)，以指導(dǎo)候凝及探鉆水泥塞作業(yè)時(shí)間。

1.4 回接套管固井后環(huán)空帶壓

1.4.1 基本情況

D井為部署在川西北某構(gòu)造的1口直井，采用川渝常用非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)（圖 3）。于井深4 716.65 m（三疊系）下入?273.05 mm技術(shù)套管，四開(kāi)鉆進(jìn)使用?241.3 mm鉆頭鉆至井深5 912.00 m（二疊系頂）,下入?177.8 mm+?184.15 mm懸掛尾管后回接?177.8 mm+?193.68 mm套管至井口，懸掛器井深為4 561 m。?177.8 mm回接套管固井后，鉆水泥塞時(shí)發(fā)現(xiàn)?273.05 mm/?177.8 mm環(huán)空異常帶壓26 MPa。在確定不影響后續(xù)作業(yè)井段井筒完整性情況下，通過(guò)及時(shí)對(duì)環(huán)空泄壓以開(kāi)展下步作業(yè)。

圖3 D井實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)示意圖

1.4.2 前期施工情況

1）鉆進(jìn)顯示情況

?333.4 mm井眼共見(jiàn)17次氣、水、漏顯示，包括氣測(cè)異常12次、井漏1次、氣侵4次。其中，氣顯示主要集中在三疊系；?241.3 mm井眼僅見(jiàn)1次氣測(cè)異常，鉆井液密度1.97 g/cm3；后試降密度至1.90 g/cm3，靜止觀察，后效全烴峰值僅0.89%，持續(xù)14 min，計(jì)算上竄速度為36.55 m/h。

2）固井情況

?508 mm導(dǎo)管的固井優(yōu)質(zhì)率100%；?365.1 mm表層套管固井合格率85.2%，優(yōu)質(zhì)率47.4%，差固井質(zhì)量井段共168.1 m，較分散；?273.05 mm技術(shù)套管固井碰壓，且地面多返水泥漿，合格率98.7%，優(yōu)質(zhì)率 86.7%；?177.8 mm+?184.15 mm懸掛尾管固井碰壓，鉆上塞、磨銑喇叭口未見(jiàn)氣顯示，在井筒鉆井液密度1.90 g/cm3情況下對(duì)喇叭口試壓12.2 MPa，30 min內(nèi)壓降0.2 MPa，固井質(zhì)量合格率78.4%，優(yōu)質(zhì)率24.7%，懸掛器附近井段評(píng)價(jià)主要為優(yōu)及中，差固井質(zhì)量井段共281.8 m，較分散；在井筒鉆井液密度1.90 g/cm3條件下下入?177.8 mm+?193.68 mm回接套管，到位后循環(huán)2周無(wú)后效，固井施工采用兩凝水泥漿體系，密度1.92 g/cm3，碰壓，且地面多返水泥漿，環(huán)空憋壓3 MPa候凝48 h，固井質(zhì)量合格率53.9%，優(yōu)質(zhì)率15.0%，回接筒及以上約1 000 m井段評(píng)價(jià)為優(yōu)及中，差固井質(zhì)量井段共1 990 m，主要集中在井深3 550 m以上。固井水泥漿參數(shù)見(jiàn)表4。

表4 部分開(kāi)次套管固井水泥漿數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

1.4.3 原因分析

從前述鉆進(jìn)顯示及各開(kāi)固井來(lái)看，?177.8 mm尾管懸掛器附近及以上1 000 m井段固井封隔效果較好，初步可排除三疊系下部氣層向上竄氣及三疊系上部氣層從?273.05 mm套管管鞋反竄。

通過(guò)環(huán)空氣樣分析，參考該構(gòu)造各層系天然氣碳、氫同位素資料認(rèn)為，氣源疑似為三疊系上部某亞段氣層（井深3 417.5～3 681.5 m）；對(duì)全井段開(kāi)展電磁探傷測(cè)井，發(fā)現(xiàn)?273.05 mm+282.58 mm技術(shù)套管存在3處變形，分別為3 524～3 535 m、4 419～4 421 m、4 441～4 443 m。根據(jù)套損井段及氣樣分析并結(jié)合前述，可判定?273.05 mm/?177.8 mm環(huán)空帶壓是由于3 524～3 535 m井段技術(shù)套管發(fā)生變形，回接套管固井候凝期間尾漿失重，導(dǎo)致三疊系上部地層氣體竄入，造成3 550 m以上井段回接套管固井質(zhì)量中差，并沿著竄氣通道發(fā)生持續(xù)性竄氣。

1.4.4 認(rèn)識(shí)及建議

1）固井工藝優(yōu)化

①深井超深井技術(shù)套管固井上提兩凝界面至主要油氣層以上200 m，快干水泥漿快速封隔縱向主要?dú)鈱樱瑴p緩候凝失重竄氣；②回接前磨銑回接筒時(shí)根據(jù)本開(kāi)鉆進(jìn)及尾管固井施工情況，適當(dāng)降低井漿密度0.20 g/cm3以上，對(duì)回接竄氣風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行預(yù)判；對(duì)上層套管進(jìn)行刮壁處理，清除套管內(nèi)壁黏附的鉆井液或泥餅，提高水泥膠結(jié)界面；③針對(duì)“三高”復(fù)雜深井，技術(shù)及回接套管可考慮加裝套管外封隔器等工具以提升環(huán)空密封性[12-13]；④加強(qiáng)深井段固井常用韌性防氣竄水泥漿的候凝失重機(jī)理研究，開(kāi)展水泥漿高溫沉降穩(wěn)定性試驗(yàn)，借助模擬軟件進(jìn)一步認(rèn)識(shí)失重模式及規(guī)律，精確繪制失重曲線，必要時(shí)應(yīng)結(jié)合地層油氣顯示在候凝期間采取環(huán)空階梯憋壓、脈沖振動(dòng)水泥漿等手段，確保侯凝期間壓穩(wěn)氣層[14-17]。

2）復(fù)雜地層套管優(yōu)選

川渝深井超深井縱向上地質(zhì)條件復(fù)雜，存在斷層發(fā)育、塑性流動(dòng)地層、富含高礦化度地層水等難題，非均勻載荷和電化學(xué)腐蝕極易造成套管變形。除D井外，該構(gòu)造另外1口完鉆井在完井期間因上述原因出現(xiàn)套損而致使井筒完整性失效。針對(duì)于此，在保證良好固井質(zhì)量降低套管外載的基礎(chǔ)上，應(yīng)在套管柱設(shè)計(jì)階段針對(duì)復(fù)雜地質(zhì)地層科學(xué)計(jì)算套管外載，充分考慮套管服役期間極端工況下的載荷情況，以正確選擇滿足強(qiáng)度要求的高抗擠套管[18-20]。

2 結(jié)論

深井超深井的固井作業(yè)難度顯著提升，為確保固井施工可行及封隔有效，應(yīng)系統(tǒng)性考慮固井工程相關(guān)環(huán)節(jié)。

1）工程設(shè)計(jì)：優(yōu)選井身結(jié)構(gòu)，必要時(shí)啟用非標(biāo)套管層次以擴(kuò)大環(huán)空間隙；充分考慮復(fù)雜地質(zhì)條件下的載荷與腐蝕等極端情況，科學(xué)校核套管以合理選型；通過(guò)軟件模擬特殊井眼中下套管工況，預(yù)判摩阻及屈曲可能性，并相應(yīng)制訂應(yīng)對(duì)措施。

2）套管下入：重視通井作業(yè)，強(qiáng)化井眼準(zhǔn)備，確保井眼通暢；滿足固井目的的前提下盡量簡(jiǎn)化套管串及附件；尾管固井保證送入鉆具的可靠性；摩阻扭矩過(guò)大情況下可考慮油基鉆井液。

3）固井工藝：長(zhǎng)裸眼段可設(shè)計(jì)多凝水泥漿體系，快干頂界上提至主要油氣層以上200 m；多壓力系統(tǒng)井段可借助精細(xì)控壓技術(shù)，為平穩(wěn)下套管及按設(shè)計(jì)排量注水泥施工創(chuàng)造井筒條件；“三高”氣井可加裝管外封隔器，強(qiáng)化環(huán)空封隔能力；加強(qiáng)深井段工程地質(zhì)條件下的水泥漿候凝失重機(jī)理研究，充分結(jié)合水泥漿高溫沉降穩(wěn)定性等相關(guān)室內(nèi)試驗(yàn)，科學(xué)指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)憋壓候凝。

4）固井工作液：加強(qiáng)水泥漿韌性改造，提高水泥石防氣竄能力；尾管懸掛器及套管鞋區(qū)域漿柱盡量采用常規(guī)密度水泥漿體系，確保水泥漿性能及水泥石強(qiáng)度；注重水泥石的高溫力學(xué)穩(wěn)定性；合理控制固井工作液及污染情況下的稠化時(shí)間、凝固時(shí)間。