钻井液排601监斜11井钻井工程设计(正式)

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1、密级：商密春风油田春风油田井别：生产井（温度监测井） 井号：排排 601-601-监斜监斜 1111 井井 钻钻井井工工程程设设计计中石化胜利油田分公司新春采油厂中石化胜利油田分公司新春采油厂二二一二年七月二十五日一二年七月二十五日 春风油田春风油田排排 601-601-监斜监斜 1111 井井 钻井工程设计钻井工程设计编写单位：中石化胜利石油管理局钻井工艺研究院编 写 人：杨衍云 王军义 马莉 审 核 人：主管领导： 中石化胜利油田分公司新春采油厂中石化胜利油田分公司新春采油厂二二一二年七月二十五日一二年七月二十五日 排 601-监斜 11 井钻井工程设计审批表 新春采油厂工程技术部审核意见

2、：签字：日期： 年 月 日新春采油厂技术负责人审查意见： 签字： 日期： 年 月 日新春采油厂批准意见: 签字： 日期： 年 月 日 目目 录录1 井位及地质概况.12 钻井工程设计依据.23 井身结构设计.44 轨道设计.75 钻井主要设备.86 钻井工程质量要求.16 钻具组合设计与强度校核.28 钻头选型及钻井参数设计.39 分井段钻井重点技术要求.410 钻井液设计.611 油气层保护要求.1212 油气井压力控制要求.1413 固井方案设计.2414 地层孔隙压力监测要求.2815 地层漏失试验要求.2816 中途测试要求.2817 完井口装置要求.2818 职业健康、安全、环保（即

3、 HSE）要求 .2819 钻井资料上报要求.31附录 A 钻井主要材料计划 .33附录 B 钻井液材料计划 .33附录 C 固井主要材料计划 .34附录 D 邻区、邻井钻井技术资料 .34排 601-监斜 11 井钻井工程设计11 井位及地质概况1.1 井号：排 601-监斜 11 井1.2 井别：生产井（温度监测井） 1.3 井型：定向井1.4 井位（1）设计坐标: 纵 X：5 000 656.16m 横 Y： 15 319 888.84m（2）地理位置: 春风油田排 601-25 井井口方位 116 距离 367m。（3）构造位置: 准噶尔盆地西部隆起车排子凸起排 601-20 块。1.

4、5 设计垂深: 500.00m，A 靶垂深 453.00m。 （设计垂深、靶点垂深不包括补心高度，未校海拔） 。1.6 完钻层位及原则（1）完钻层位: 白垩系。（2）完钻原则: 定深完钻。1.7 钻探目的（1）实时监测纵向上温度变化；（2）落实该块储层分布、构造情况。1.8 钻遇地层预测从地表开孔钻进，自上而下钻遇的地层依次为：新生界第四系西域组、新近系独山子组、塔西河组、沙湾组；中生界白垩系地层（未穿） ，各层设计见钻遇地层对比表1-1。排 601-监斜 11 井钻井工程设计2表 1-1 排 601-监斜 11 井设计地层分层表地 层 名 称设计井号依 据 井 号排 601-监斜 11排 6

5、01-25排 601-21界系统组段底垂深(m)厚度(m)底深(m)含油井段(m)底深(m)含油井段(m)第四系更新统西域组上新统独山子组塔西河组370.00370.00379.00402.00新生界新近系中新统沙湾组430.0060.00437.60461.00白垩系500.00(未穿)70.00699.20459.6690.2756.40470.5489.4中生界侏罗系735.00699.2726.0790.00756.4788.5上古生界石炭系740.00820.001.10 邻井具体位置见图 1-1。2 钻井工程设计依据2.1 钻井地质设计（见排 601-监斜 11 井钻井地质设计）2

6、.2 有关技术标准及规定本设计遵循如下技术标准及规定：中石油发科学打探井技术规定 、 钻井泥浆技术管理规定 、 固井技术规定 、石油与天然气钻井井控规定 、 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南及其它有关石油行业标准。排 601-监斜 11 井钻井工程设计32.3 邻区、邻井钻井技术资料（见附件 D）图 1-1 排 601-监斜 11 井区井位图排 601-监斜 11 井钻井工程设计43 井身结构设计根据本井的地层特点及目前钻井工艺技术状况、参考邻井实钻井身结构、地层压力情况，依据有利于安全、优质、高效钻井和保护油气层的原则进行设计。3.1 设计思路排 601-监斜 11 井是一口热采生

7、产井，用于实时监测纵向上温度变化和落实该块储层分布、构造情况。参照邻井井身结构，结合本井地质情况，排 601-监斜 11 井采用二开次井身结构，基本思路是：1.表层套管下深 200m，其目的封固上部松散地层，为井口控制和二开钻进创造条件。2.油层套管固井水泥返至地面，确保固井质量。3.2 地层压力预测3.2.13.2.1 实测压力成果实测压力成果表 3-1 实测压力表位于井口位于 A 靶点井号测试日期井段(m)层位地层压力(MPa)压力系数方位()距离(m)方位()距离(m)排 601-202010.11.16438.0442.0白垩系4.380.9791158711643.2.23.2.2

8、邻井钻井液使用情况邻井钻井液使用情况表 3-2 排 601-监斜 11 井邻井钻井液使用情况表位于井口位于 A 靶点井号完井日期井段(m)钻井液相对密度槽面油气水显示情况方位()距离(m)方位()距离(m)0.097.01.10无显示排 601-252011.09.2897.0740.01.151.16油花 5%，气泡 10%296367296402排 601-212011.04.130.0820.01.081.15油花 5%，气泡 10%1526641546400.096.51.08无显示排 601-262011.09.2696.5802.01.111.15油花 10%，气泡 10%6479

9、462769排 6112010.12.150.0820.01.081.12无显示215951217962排 601-监斜 11 井钻井工程设计53.3 井身结构设计系数抽吸压力当量密度(Sb)：0.036g/cm3激动压力当量密度(Sg)：0.036g/cm3井涌条件当量密度(Sk)：0.05g/cm3安全附加当量密度(Sf)：0.07g/cm3正常压差允值：1215MPa异常压差允值：1520MPa3.4 井身结构和套管程序表 3-3 排 601-监斜 11 井井身结构和套管程序地层名称设计分层界系统组底深(m)厚度(m)开钻次数钻头直径(mm)钻深（m）套管直径(mm)下深（m）水泥返深（

10、m）井身结构示意图第四系更新统西域组上新统独山子组塔西河组370.00370.00新生界新近系中新统沙湾组430.0060.00白垩系500.00(未穿)70.00中生界侏罗系12346.1201241.3506.23273.1200177.8503地面地面排 601-监斜 11 井钻井工程设计63.5 井身结构设计示意图3.5.13.5.1 排排 601-601-监斜监斜 1111 井井身结构示意图（见图井井身结构示意图（见图 3-13-1）图图 3-1 排排 601-监斜监斜 11 井井身结构图井井身结构图排 601-监斜 11 井钻井工程设计73.6 井身结构设计说明(表 3-4)表 3

11、-4 井身结构设计说明表开钻次序套管外径（mm）设计说明一开273.1表层套管下深为 200m，原则上封固上部松散地层，为井口控制和后续钻井创造条件。二开177.8241.3mm 钻头钻至井深 506.23m，下 177.8mm 油层套管，固井水泥返至地面，满足热采井作业要求。其它说明：各层套管的下深按设计原则，以实钻地层深度加以修正。现场油层套管的尺寸及下深根据该井的实际情况最后确定。4 轨道设计4.1 轨道设计表表 4-1 轨道设计表井号：排 601-监斜 11轨道类型：直-增-稳井深：506.23m井底垂深 m井底闭合距 m井底闭合方位 造斜点 m最大井斜角 500.0048.49107

12、.03280.0016.37磁倾角 磁场强度 T磁偏角 收敛角 方位修正角 65.4556.883.85-1.625.47井口：X=5000656.16 Y=15319888.84靶 A X=5000646 Y=15319922 垂深:453m 闭合距:34.68m 靶半径:10m轨 道 参 数井深m井斜角方位角垂深m水平位移m南北m东西m狗腿度/100m工具面靶点0.000.0000.000.000.000.000.000.00280.000.00107.03280.000.000.000.000.000.00389.1416.37107.03387.6715.49-4.5414.8115.

13、000.00457.2416.37107.03453.0034.68-10.1633.160.000.00A506.2316.37107.03500.0048.49-14.2046.360.000.00轨道各点数据井深m井斜角方位角闭合方位垂深m闭合距m南北m东西m造斜率/100m方位变化率/100m狗腿度/100m工具面0.000.00107.030.000.000.000.000.000.000.000.000.00280.000.00107.030.00280.000.000.000.000.000.000.000.00310.004.50107.03107.03309.971.18-0

14、.341.1315.000.0015.000.00340.009.00107.03107.03339.754.70-1.384.5015.000.0015.000.00370.0013.50107.03107.03369.1710.55-3.0910.0915.000.0015.000.00389.1416.37107.03107.03387.6715.49-4.5414.8115.000.0015.000.00457.2416.37107.03107.03453.0034.68-10.1633.160.000.000.000.00506.2316.37107.03107.03500.0048

15、.49-14.2046.360.000.000.000.00注：1. 设计深度不包括补心高，未校海拔，实钻中根据实测数据加以修正。2. 施工前根据复测坐标、补心高，海拔现场校正井眼轨迹。排 601-监斜 11 井钻井工程设计8井眼轨道垂直投影图井眼轨道水平投影图图 4-1 井眼轨道投影图排 601-监斜 11 井钻井工程设计15 钻井主要设备5.1 钻机选择原则（1）排 601-监斜 11 井设计井深 506.23m，要求所选钻机的施工深度2000m。（2）钻机底座高度，满足井控需要。（3）要求设备运转良好，安全与防护设施齐全。（4）钻井循环、净化及维护处理系统能够满足全井的钻进要求。5.2

16、钻机及主要设备配置（1）钻机类型选择施工深度 2000m 以上的钻机。（2）配置功率 1000 马力以上钻井泵 2 台。（3）配置四级净化系统。（4）防喷器选择: 2FZ28-21。（5）配置井控监测仪器、仪表，如钻井液面监测与报警装置等。（6）配置人员安全与保护设备、设施。（7）要求井队配备钻具回压凡尔、下旋塞两只，上旋塞一只。5.3 钻井打捞工具配套要求（见表 5-1）表 5-1 钻井打捞工具配套表名 称规格数量适用范围 (打捞直径)114.3mm2127.0mm 钻杆高强度公锥89.0mm2177.8mm 钻铤母锥127.0mm1127.0mm 钻杆6 钻井工程质量要求6.1 井身质量要

17、求（见表 6-1）表 6-1 井身质量要求表井 段 m水平位移(m)全角变化率(/25m)02801.5说明：原则上以电测数据为依据,若井队测斜数据与电测数据有较大差距时，以电子多点测斜数据为依据。 全角变化率每 25m 计算一点，目的层水平位移或全井任一井段连续三个测点全角变化率超过上述标准为不合格。排 601-监斜 11 井钻井工程设计26.2 固井质量要求按 Q/SH1020 0005.3-2003固井质量的有关规定执行。7 钻具组合设计与强度校核7.1 钻具组合设计根据邻井的施工情况，为了满足不同井段各种钻井工艺要求，并结合邻井实际钻井情况设计钻具组合。表 7-1 排 601-监斜 1

18、1 井钻具组合表开钻次序井眼尺寸 mm钻进井段 m钻具组合一开346.10201346.1mm 钻头+177.8mm 钻铤 108m+127mm 钻杆直井段241.3201280241.3mm 钻头+177.8mm 钻铤 108m（含无磁钻铤 1 根）+127mm 钻杆定向段241.3280389.14241.3mm 钻头+196.7mm1.50单弯动力钻具 7m+177.8mm无磁钻铤 9m+MWD+127mm 加重钻杆 270m+127mm 钻杆稳斜段241.3389.14506.23241.3mm 钻头+196.7mm1.50单弯动力钻具 7m+177.8mm无磁钻铤 9m+MWD+12

19、7mm 加重钻杆 270m +127mm 钻杆7.2 钻具组合使用要求及说明(1)施工单位在实钻中可根据实际情况依据地层特性在确保井下安全和井身质量、提高钻井速度的原则下选用或自行确定钻具组合。(2)根据所用钻头类型和尺寸，配备相应的井口工具。7.3 钻具使用要求（1）要求使用一级钻杆。（2）所有运到井场的钻具需经探伤检查和有探伤分级报告，使用过程中必须按规范定期进行探伤，防止出现钻具事故。（3）定期倒换钻具，防止钻具疲劳损坏。（4）使用前对钻具台肩、丝扣、外观必须严格检查，钻具上下钻台时必须带护丝。（5）必须使用符合 API 标准的钻具丝扣油，所用的丝扣油不允许稀释后使用。（6）钻杆上、卸扣

20、必须使用液压大钳，按规定的扭矩上卸扣。（7）定期更换方钻杆保护接头，经常检查钻具的磨损情况，入井钻具应认真清洗，不用的钻具必须进行保养。7.4 钻柱强度校核排 601-监斜 11 井钻井工程设计3表 7-2 钻柱强度校核表中和点深度(m):328.25中和点位置:外径 127mm 内径 76.2mm 加重钻杆钻 具 明 细序号钻柱名称外径mm内径mm钢级重量kg/m长度m屈服强度 MPa抗拉系数抗扭系数MISES系数1钻铤177.871.44163.221.033.2914.862加重钻杆127.076.273.85270.014.98.013钻杆127.0108.6G-10529.69215

21、.23724.0100.07.514.567.5 送井钻具序号名 称规 格数 量数 量1钻铤177.8mm12 根2短钻铤177.8mm1 根3加重钻杆127.0mm30 根4钻杆127.0mm30 根井队准备5无磁钻铤177.8mm1 根61.5单弯钻具197mm1 根服务方提供8 钻头选型及钻井参数设计根据预测的地层岩性，该区新生界属于中软地层，可钻性相对较高；上古生界地层可钻性较差，同时考虑邻井的实际钻井数据，结合钻头厂家推荐的使用参数进行设计。8.1 钻头设计表 8-1 排 601-监斜 11 井钻头选型及钻进参数设计钻头指标序号钻进 井段（m）钻头尺寸（mm）钻头型号钻头数量（只）进

22、尺(m)纯钻时间(h)预测钻速(m/h)10201346.1MP212011020.12201280241.3HAT12779515.83280389.14241.3HAT127109.14813.644389.14506.23241.3HAT1271117.09814.64说明：根据邻井实际钻头使用情况全井共设计钻头 2 只。钻头类型设计仅供参考，施工单位可以根据实钻情况进行调整。排 601-监斜 11 井钻井工程设计48.2 钻井参数设计表 8-2 排 601-监斜 11 井钻井参数设计钻 进 参 数水 力 参 数钻头序号层位井段m喷嘴组合mm钻压kN转速r/min排量L/s立管压力MPa

23、钻头压降MPa循环压耗MPa冲击力kN喷射速度m/s钻头水功率kW比水功率W/mm2上返速度m/s功率利用率1塔西河组020118,18,18406080120609.744.974.775.4291.21 273.592.910.6851.062塔西河组20128011,11,11120140120180339.348.021.324.13115.79 264.545.78185.813沙湾组280389.1411,11,1150100140200339.728.021.74.13115.79 264.545.78182.514白垩系389.14506.2311,11,11120140120

24、1803312.038.024.014.13115.79 264.545.78166.619 分井段钻井重点技术要求9.1 钻井工程设计重点提示（1）注意钻具组合的选择和钻井机械参数的控制，做好防斜打直作业。（2）根据邻井的实钻资料，要钻遇水层，相应井段注意观察，根据实际调整钻井液密度，达到近平衡压力钻井和保护油气层的要求。（3）钻遇井段易水化分散、缩径，应加强固相控制，提高钻井液的抑制能力和防塌能力。（4）新近系地层成岩性差，松散，砂砾岩发育，防井斜，防蹩跳钻，防坍塌卡钻。（5）钻穿相当于邻井地层水显示井段，防井涌、水侵、防污染钻井液。（6）钻至相当于邻井白垩系含油气井段，防油气侵。（8）根

25、据邻井实钻情况，施工中应采取以下技术措施： 地层可钻性强，优选钻头和水力参数，根据疏松地层的特点，注意控制好钻井参数，保证井眼规则。对易缩径井段，坚持每钻进 200360m 进行短起下钻，或者新井眼浸泡超过24h，也进行一次短起下钻作业。排 601-监斜 11 井钻井工程设计5起钻遇卡时，要求耐心操作，按规程作业，不能一次上提吨位过高，超过100kN 时，可接方钻杆倒划眼带出。下钻遇阻时，不能一次下压吨位过大，超过 100kN时，可接方钻杆进行划眼。加强四级固控，加强钻井液处理和日常维护，保证井下安全。9.2 分井段钻井重点技术要求9.2.19.2.1 开钻前要求开钻前要求(1)设备安装质量，

26、达到平、稳、正、全、牢。校正天车、转盘及井口三者中心处于一铅垂线上，最大允许偏差不超过 10mm。(2)开钻前进行设备动负荷试运转 2h，并对高压管汇进行 1h 的 25MPa 流动试验，经验收合格后方可开钻。(3)开钻前要求进行地质、工程、钻井液技术交底，贯彻重点技术措施和施工要求。9.2.29.2.2 一开钻进一开钻进346.1mm 井眼，井段 0201m。(1)配浆开钻，应保证膨润土预水化时间大于 24h，使其充分进行预水化。(2)一开工作重点是保证井眼开直，钻压应由小到大，轻压吊打。方钻杆接钻头，钻压 510kN，接上钻铤后不超过 3050kN。(3)上部地层容易垮塌，不允许在导管鞋处

27、冲孔，防止刺坏井壁。(4)满足井眼清洗和携岩要求，确保井内清洁，做好浅气层防噴工作。(5)严格按照设计要求处理钻井液，保证钻井液清岩和悬浮特性，确保将钻屑及时携带出地面，防止沉砂卡钻，保证井壁稳定。(6)固井后应对井口进一步固定，以防流砂层胶结不好出现问题。(7)采用常规方式固井，确保固井质量。9.2.39.2.3 二开钻进二开钻进 241.3mm 井眼，井段 201506.23m。(1)二开配浆开钻，不允许清水大循环，用好固控设备。(2)钻进过程中须坚持短程起下钻，防止泥岩段缩径卡钻。(3) 必须控制起下钻速度，防止压力激动造成井下复杂情况，同时必须严格按设计要求和井下情况处理钻井液，保证钻

28、井液清岩、悬浮特性，保证将钻屑携带出井，防止沉砂，同时保证井壁稳定。(4) 采用常规钻具组合或符合钻具组合，严格按照钻井参数的要求钻进，钻压应由小到大，轻压吊打。排 601-监斜 11 井钻井工程设计6(5) 单根钻进时间较长时，中途应活动钻具，活动钻具应切实将钻具充分活动，钻达设计井深后,起钻拉井壁，如有阻卡情况，应及时进行处理，而后再次下至井底后，充分循环钻井液,以保证井内岩屑清洗干净。 (6) 注意控制钻进排量, 保证井径规则。 (7) 揭开目的层前，必须对所有设备进行一次全面检查，尤其是电路部分、井控设备，认真做好防喷演习，达到当班能控制井口的能力。同时工程、地质等有关技术人员应对全队

29、进行钻开油气层的技术交底，落实井控管理九项制度。 (8) 钻到设计井深，大排量循环两周，短起下 1015 柱，同时可采用稠浆顶替的方式清洗井筒，畅通后起钻测井。 (9) 测井和下套管前应认真调整钻井液性能，对遇阻井段进行处理。下套管作业前必须认真通井，降低钻井液粘切，调整好钻井液密度证实无阻卡、钻井液性能满足要求后才能开始下套管，以保证下套管作业顺利，顺利开泵，顺利固井。 9.2.49.2.4 防漏、防喷技术措施及要求防漏、防喷技术措施及要求（1）钻进过程中，调整好钻井液性能，在井下条件允许的情况下，钻井液密度尽量使用设计下限值，保持近平衡压力钻井。（2）钻进中施工人员应坚守岗位，在易漏地层钻

30、进时，应密切注意井下出现的异常情况，控制排量和机械钻速，每钻进 1m 或出现快钻时、放空、蹩跳钻等情况应停钻停泵观察，掌握并记录钻井液性能及钻井液量的增减情况。（3）起钻中应连续向环空灌入钻井液并作详细记录，如有异常，坐岗人员应立即向司钻和值班干部报告，及时采取措施。（4）下钻要控制速度，井深超过 500m 以后要挂辅助刹车，每下一柱不能少于30s，防止下钻速度快产生激动压力过大压漏地层。下钻应注意环空液面变化，根据具体情况确定灌浆措施。（5）完井作业期间坐岗人员应坚持观察、记录（重点记录井筒钻井液消耗情况、井口液面变化情况、每次灌浆间隔时间及灌入量） ，井队其他人员亦应坚守岗位。（6）发生井

31、漏失返应立即停止循环，定时定量向环空灌入钻井液，尽可能维持一定液面来保证井内液柱压力略高于地层压力，灌入的钻井液密度应稍低于原浆密度。（7）若环空钻井液密度能够平衡地层压力，从钻杆内注入较低密度的堵漏钻井液，使堵漏钻井液进入漏失地层、提高漏层的承压能力，重新建立循环。（8）如果不能维持井筒液面高度而发生益流时，应立刻关井从钻杆内挤入堵漏钻井液，堵漏钻井液封堵漏层后，按正常程序压井。排 601-监斜 11 井钻井工程设计7（9）如具备反循环压井条件，可采用反推堵漏压井液方法进行压井。（10）当不具备反循环压井条件但允许关井时，可通过钻具正注重晶石浆液或高效凝胶液，顶替至漏层后关井，堵塞漏失通道，

32、然后对喷漏同层以上井段进行压井。排 601-监斜 11 井钻井工程设计810 钻井液设计10.1 钻井液设计依据10.1.1钻井地质设计对钻井液的要求见排 601-监斜 11 钻井地质设计 。10.1.2 有关技术标准、规定（1）中国石油天然气集团公司颁发的钻井泥浆技术管理规定 ，以及其它有关石油钻井行业标准。（2）钻井手册（甲方）提供的钻井液常规性能和滤液分析测试程序。（3）排 601-监斜 11 井钻井工程设计提供的井身结构。10.1.3 邻井钻井技术资料10.2 钻井液设计重点提示（1）钻井液的使用应有利于发现和保护油气层；有利于地质资料录取；有利于快速钻进和安全钻井；有利于复杂情况的预

33、防和处理；有利于环境保护。（2）地层岩性以砂泥岩为主，胶结松散。钻井液必须控制好流变性和水力参数，防止井径扩大。选用聚合物非渗透防塌钻井液体系，以携带岩屑、稳定井壁、保护油气层、确保安全钻进为目的。（3）不同层系地层之间以不整合面接触，钻井过程中应注意防漏、防塌和砂岩厚泥饼的阻卡。（4）斜井段加足润滑剂，有效降低摩阻，防止粘卡。根据预计的油气层位置，应提前做好储层保护工作。（5）钻井液密度设计参考了邻井实际使用密度，现场根据实际需要及时调整钻井液密度，在保证安全的前提下，做到近平衡钻井，充分解放和保护好油气层。排 601-监斜 11 井钻井工程设计910.3 分段钻井液体系、主要配方、性能要求

34、及维护处理措施 表 10-1 一开、二开上部井段钻井液体系、主要配方、性能要求及维护处理措施失水ml静切力Pa开次密度g/cm3漏斗粘度sAPI泥饼厚度mm初切终切pH 值含砂量%固含%泥饼摩阻系数动切力Pa塑性粘度mPasMBTg/L一开1.051.1030401223780.3734684060二开储层段前1.051.15406050.513210890.2100.151012204050钻井液类型钻井液配方钻井液维护处理措施膨润土浆聚合物润滑防塌钻井液1配浆：淡水+ 810%膨润土+ 0.30.5% Na2CO3添加剂：HV-CMC、KPAM、NaOH2钻进：45% 膨润土+ 0.30.

35、5% Na2CO3 + 0.30.6%钻井液用聚合物抑制剂+23%钻井液用聚合物降滤失剂 +34%钻井液用无荧光白油润滑剂添加剂：NaOH、加重剂、NPAN（1）开钻前仔细检查钻井液循环系统、加重系统、固控系统、钻井液储备系统，必须满足钻井需要。（2）一开井段钻遇地层为第四系西域组，配制 8%预水化膨润土浆 6080m3，调整粘度在 3040s 之间，保持钻井液有一定的悬浮能力。钻完进尺后适当提高粘度，保证下套管顺利。（3）沙湾组岩性主要以泥岩、砂岩和砂砾岩为主。二开上部地层胶结松散，可钻性高，钻井过程中应注意砂岩厚泥饼的阻卡。钻井液主要以携带岩屑、稳定井壁，确保安全钻进为目的。（4）按配方提

36、示加入各种处理剂，调整至设计性能。钻进中加重用能够酸化的青石粉加重。（5）钻进中细水长流地补充包被剂 KPAM 胶液，增加钻井液的包被抑制性，防止地层造浆和缩径。（6）及时补充加入防塌抑制材料，提高钻井液的防塌效果，改善泥饼质量。（7）定向前处理好钻井液，加入无荧光白油润滑剂。提高钻井液的清洁、润滑性能，防止泥包钻头。（8）钻进中全部启动四级固控设备，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻井液中的劣质固相含量，防止井壁形成厚泥饼。（9）为了有效预防缩径阻卡，工程与钻井液应密切配合，执行勤短起下的措施。在开泵和起下钻过程中，要平稳操作，防止引起井漏、井壁坍塌、卡钻等复杂情况。排 601-监斜 11

37、井钻井工程设计10 表 10-2 二开水平井段钻井液体系、主要配方、性能要求及维护处理措施静切力Pa开次密度g/cm3漏斗粘度s失水ml泥饼厚度mm初切终切pH 值含砂量%固含%泥饼摩阻系数动切力Pa塑性粘度mPa.s动塑比MBTg/L二开储层段1.151.16507050.525312890.2100.0561014200.480.553035钻井液类型钻井液配方钻井液维护处理措施非渗透润滑防塌钻井液3.55%膨润土+ 0.20.4%Na2CO3+ 0.30.5%NaOH+ 0.30.6%钻井液用聚合物抑制剂+ 13%钻井液用降滤失剂+ 0.51%钻井液用非渗透剂+56%钻井液用无荧光白油润

38、滑剂+1%钻井液用无水聚合醇添加剂：NaOH、加重剂。（1）钻进过程中保持无荧光白油润滑剂的有效含量，防止粘卡。（2）白垩系为目的层，储层段易扩径，注意保护好储层。（3）在上部钻井液的基础上，把粘度调高至 5070s，密度保持在 1.151.16 g/cm3，加入各种防塌剂、降滤失剂、稀释剂等处理剂，把失水控制在 5ml 以内，保持钻井液能较好地携带岩屑。（4）进油层前按设计加入 0.5%钻井液用非渗透处理剂转化钻井液为非渗透体系，有效封堵地层孔隙，改善泥饼质量，保护油气层。（5）钻进中细水长流地补充包被剂 KPAM 胶液，增加钻井液的包被抑制性，目的层前加入 1%的无水聚合醇，提高对储层中粘

39、土的抑制作用。（6）控制好流变参数和水力参数，保持流态为层流，防止冲蚀井壁扩径。（7）启动四级固控设备，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻井液中的劣质固相含量，防止井壁形成厚泥饼。（8）下套管前，加入适量润滑剂、塑料小球，调整好钻井液性能。注：钻井中应根据实际调整钻井液密度，做到近平衡压力钻井。排 601-监斜 11 井钻井工程设计1110.4 钻井液数量及材料准备10.4.1 钻井液及材料储备表 10-3 钻井液材料储备表压井液钻井液用重晶石粉开钻序号(g/cm3)数量(m3)数量(t)二开1.353010注：同台第一口井储备压井液及加重剂，并给出配制压井液的重晶石用量。同台其它井在无特殊情

40、况下仍沿用第一口井的压井液，材料表中不再给出重晶石用量。10.4.2 钻井液材料名称 表 10-4 钻井液材料名称表序号材料名称（代号）1膨润土2工业用氢氧化钠 NaOH3碳酸钠 Na2CO34钻井液用羧甲基纤维素 HV-CMC5钻井液用聚合物降滤失剂6聚丙烯酰胺钾盐 KPAM7钻井液用水解聚丙烯腈铵盐8钻井液用无水聚合醇9钻井液用非渗透处理剂10钻井液用无荧光白油润滑剂11青石粉12钻井液用重晶石粉10.5 固控设备及使用要求按科学打井要求配备固控设备，使用四级固控，并强化固控管理，以使钻井液含砂量、固相含量控制在合理范围内，为快速钻进创造良好条件。振动筛的筛布目数要根据地层变化及岩屑返出情

41、况及时进行更换。离心机有效开动率应满足钻井液相关的性能要求，具体要求见下表。除气器视情况使用。 表 10-5 固控设备及使用要求固相指标振动筛除砂器、除泥器离心机井段(m)密度(g/cm3)含砂(%)固含(%)目数运转率(%)处理量(m3/h)运转率(%)处理量(m3/h)运转率(%)一开1.051.100.3860120100200805080二开1.051.160.310MPa。12.4 井控主要措施按SY/T6426-2005钻井井控技术规程、SY/T5964-2006钻井井控装置组合配套、安装调试与维护等有关井控标准及胜利石油管理局 胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则的要求执行，认

42、真做好井控管理十七项制度，即：井控分级管理制度，井控工作责任制度，井控工作检查制度，井控工作例会制度，井控持证上岗制度，井控设计管理制度，甲方监督管理制度，井控和硫化氢防护演习制度，井控设备管理制度，专业检验维修机构管理制度，井控装置现场安装、调试与维护制度，开钻（开工）检查验收制度，钻（射）开油气层审批（确认）制度，干部值班带班制度，坐岗观察制度，井喷应急管理制度，井喷事故管理制度。12.4.1一级井控措施（1）一开用钻井液钻进，保证井眼规则稳定，按设计深度下套管，采用常规法固井，水泥浆返到地面，否则要补打水泥帽。排 601-监斜 11 井钻井工程设计18（2）钻井施工过程中严格执行设计，遇

43、有特殊情况可调整钻井液密度，保证安全施工。（3）在油气层100m前必须作好以下准备工作： A.储备相当于井眼容积（12）倍、高于井内钻井液密度0.20g/cm3 的重钻井液。 B.“钻开油气层”的有关规定 钻井液密度没有达到设计要求、性能不好，不能钻开油气层。 钻井液和加重剂未储备或储备不足、加重设备有问题，不准钻开油气层。 井控系统未按标准配套、安装、试压或试压不合格，不准钻开油气层。 防喷措施不落实，不准钻开油气层。 未进行防喷动员和防喷演习，不准钻开油气层。 现场没有值班干部，不准钻开油气层。 无内防喷工具（如方钻杆上下旋塞、钻具止回阀），不准钻开油气层。 未经验收、无钻开油气层申请书、

44、未经主管技术人员签字批准，不准钻开油气层。（4）钻进中应有专人观察记录钻井液出口管，发现钻井液面升高，油气侵严重，钻井液密度降低，粘度升高等情况应停止钻进，及时汇报，采取相应措施。（5）下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。必须分段循环，防止后效诱喷；下钻到底先顶通水眼，形成循环再提高排量，以防憋漏地层中断循环，失去平衡造成井喷。（6）下钻要注意悬重变化和钻井液返出量是否正常，若连续3柱悬重增加不明显和钻井液返出量过大，可能钻头水眼被堵，应停止下钻灌满钻井液，接方钻杆小排量顶通，如开泵不通，必须灌好钻井液，再低速档起出钻具。（7）钻至油气层，按地质要求循环观察，不得一次钻穿。（8）钻开油气层后

45、起钻，应循环两周以上，达到进出口钻井液密度平衡，并进行短程起下钻测试油气上窜速度。起钻要连续灌满钻井液并核对灌入量，发现拔活塞时要立即下入正常井段，开泵循环，正常后方可继续起钻。要控制起钻速度，防止抽吸诱喷。起钻完要及时下钻，待下入井内一定数量钻具后再检修设备，尽量缩短空井时间。（9）完井电测时要专人观察井口，每测一次灌满一次钻井液。测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆按空井溢流处理。若电测时间过长，应及时下钻通井。排 601-监斜 11 井钻井工程设计19（10）认真做好防火工作，井场按消防规定备齐消防器材，电器设备、照明器具、输电线路及其开关符合安全规定和防火防爆要求，钻台与机泵房下面应

46、无积油。（11）闸板防喷器芯子必须与钻杆尺寸相符。（12）固井中发生井漏要往环空灌钻井液，强行固井。固井完两小时内装好井口，防止水泥失重造成井喷。若钻井过程中存在易漏层或浅气层，应先备有环空灌钻井液装置后，再固井。12.4.2二级井控措施（1）防喷器的安装及使用要点 A. 安装四通时，其两侧孔对着井架大门两侧。防喷器主体安装时应使安装液控管线一面向后用四个反正螺丝与井架底座固定。 B. 试用手动锁紧装置关闭及锁紧闸板，检查是否灵活好用。 C.发生溢流关井时用闸板防喷器的全封闸板封闭空井，用半封闸板封闭与闸板尺寸相同的钻具。需较长时间关闭时，应手动（或液动）锁紧闸板并挂牌标明开关和锁紧情况，以免

47、误操作。锁紧或解锁后，手轮均不得强行扳紧，扳到位后回转（0.50.25）圈。全封和剪切闸板防喷器的控制手柄要设有防误操作保护装置。 D. 当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板。 E. 进入目的层，每天应开关半封闸板一次，检查开关是否灵活；每次起钻完，还须检查全封闸板开关及手动锁紧装置开关是否灵活。 F. 手动放喷阀、闸板处于浮动状态才能密封，因此，开关到底后必须再回转（0.250.5）圈，严禁开关扳死。 G. 液动放喷阀，只用在井喷开始时作打开放喷，因此在（13）s内即可开关。严禁井内高压关闭的情况下用来泄压和节流，泄压可用针形阀进行。进入目的层，每起下钻一次，应开关活动液动防喷阀（12）次。（2

48、）控制系统的安装及使用要点 A. 远程控制台摆放在钻台侧前方，距井口25m以远。 B. 司钻控制台安装在钻台上司钻工作位置附近，便于司钻操作。 C. 专线供电，线路安置在专用电缆盒或高架空中3.5m以上，保持连续供电。 D. 不允许在储能器旁堆放氧气瓶，储能器只允许充氮气。 E. 正常钻进时，每周应全面检查一次控制系统，接近油气层时，每天检查一次。排 601-监斜 11 井钻井工程设计20（3）熟练“四七”动作，钻开油气层前进行一次“四七”动作演习。熟练掌握司钻法、工程师法的压井方法。（4）井控装置始终保持灵活好用，应按规定检查、维护、保养，定人定岗。12.5 井控要求12.5.1井控设备要求

49、12.5.1.1井控设备配套要求（1）防喷器控制系统控制能力应与防喷器组合相匹配。（2）井队应配备齐全钻具内防喷工具。钻台上配备与钻具尺寸相符的配有快速开关装置的钻具止回阀和旋塞阀，放在钻台上方便取用处，涂红漆标示。准备1根防喷钻杆单根，接有与钻挺连接螺纹相符的配合接头和钻具止回阀。（3）节流、压井管汇所装压力表量程应大于井控装置压力级别，压力表下应有阀门控制。12.5.1.2井控设备安装要求（1）安装防喷器前要认真检查闸板芯子尺寸是否与使用的钻杆相符，要求液控系统功能齐全，液控管线不得有刺漏现象。（2）井队技术员负责对所有防喷装置及附件进行现场全面检查，不合格者不得安装。（3）防喷器主体安装

50、时应使安装液控管线一面向后，用4个直径16mm以上钢丝绳或丝杠与井架底座固定。双公短节材质强度（钢级、壁厚）不低于所下套管的强度，按标准力矩上紧。各次开钻井口设备要按标准规定安装，要尽可能保证四通出口高度不变。（4）节流管汇、压井管汇及其所有管线、闸阀、法兰等配件的额定工作压力必须与防喷器的额定工作压力相匹配。内防喷管线用通径不小于78mm的无缝钢管，长度要保证使1#、4#闸阀接在钻台底座之外，用细螺纹扣与法兰盘连接，中间不允许有焊缝。（5）井场设备安装要以井控为中心，放喷压井管汇方向不得有任何影响压井作业的设备和障碍物。一般情况下放喷管线平直安装，特殊情况下采用井控专用弯接头。放喷管线选用通

51、径不小于78mm的钻杆或专用放喷管线，每隔10m处、转弯处及放喷口必须用水泥基墩固定牢固。安装35MPa及以下压力级别井控装置的井，与压井管汇放喷出口相连的铸钢弯管要接好并按要求固定，前方不应有障碍物，以备需要时加长放喷管线。采用钻杆作为放喷管线时，最外端应为钻杆公扣。排 601-监斜 11 井钻井工程设计21（6）泥浆回收管线流程合理、固定牢固，通径尺寸不小于78毫米，管材符合井控要求。（7）压井阀门端应以51mm母扣由壬接出，以备与水泥车管线相连接。（8）按闸板防喷器数量配齐手动锁紧杆，锁紧杆手轮接出钻台底座外，手轮上要标明开关方向、开关圈数及锁紧和解锁状态。各阀门手轮完好、开关灵活，挂牌

52、编号（或将编号印于阀门本体上），并标明开关状态。（9）液控管线使用高压耐火隔热软管并架离地面，排列整齐并采取保护措施。控制系统压力保持在工作压力范围，自开钻之日起控制台主令开关应始终处于“自动”状态。12.5.1.3井控装置试压、检验要求（1）全套井控装置在井控车间用清水进行试压，按额定工作压力进行试验。稳压时间不少于15分钟，闸板防喷器不超过0.7MPa。（2）全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压。（3）井口设施、井控装置在现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压。（4）钻开油气层前及更换井控设备部件后，要采用堵塞器或试压塞重新试压。（5）节流、压井管汇试压压力，节流阀前各阀应与闸板防喷

53、器一致，节流阀后各阀应比闸板防喷器低一个压力级别。并从外往内逐个试压。（6）各种内放喷工具试压到额定工作压力。（7）打开油气层后，闸板防喷器每起下钻一次开关活动一次，各阀门每天开关一次，确保灵活好用。（8）钻井防喷器除日常保养外，应定期进行检查，检查方式和检查部位应执行SY/T6160防喷器的检查和维修。12.5.2井控培训要求人员培训要求按胜油局发2011247号胜利石油管理局 胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则规定执行。所有井场作业人员都要持证上岗，严禁无证上岗。12.5.3开钻及钻开油气层前的井控要求（1）各次开钻前，应进行井控检查验收，验收合格后方可开钻。检查验收由钻井公司或上级技

54、术主管部门组织。（2）开钻前，在值班房内张贴钻井施工设计大表、“四七”动作图解、井控工作大表、安全生产和技术管理制度。排 601-监斜 11 井钻井工程设计22（3）应根据地质、工程情况制定防火及防井喷事故的应急预案。（4）钻开油气层前钻井队应做工作：进行地质、工程和应急预案等措施交底，明确职责和分工。钻井液性能符合设计要求，并按设计要求备足重泥浆、加重材料和处理剂。对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井，应适当提高应急物资储备标准。在已开发区块钻调整井，按胜利石油管理局关于已开发油田钻调整井过程中停注水井和采油井的规定及时关停邻近的注水（气）井和采油井，并采取泄压措施，不停注不准钻开相应层

55、位。井控装置及专用工具、消防器材配备齐全，防爆电路及电气设施性能良好、运转正常。闸板防喷器连续使用超过12个月，应更换闸板胶芯。钻开油气层前，各班组按正常钻进、起下管柱、起下钻铤和空井4种工况分别进行防喷演习，达到规定的关井要求。进出井场的道路要保持畅通。（5）落实井控演习制度。开钻前和钻开油气层前，钻井队应进行井控演习。井控演习应以每班每月每种工况不少于1次为宜。演习情况要按规定做好记录。现场服务的其他专业人员同时参加演习。（6）实行24小时干部值班制度。钻井现场应有井队干部跟班作业，组织钻井班组认真执行钻井设计和各项井控措施。（7）严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开油气层前200米，井

56、队填写钻开油气层申请书并向主管部门申报，由钻井公司组织进行现场检查验收。验收合格并经批准后，方可钻开油气层。获准1个月未能钻开，须重新组织检查验收。（8）从钻开油气层前100m，安排专人24h坐岗并填写坐岗记录，每15分钟填写1次，内容包括施工情况、井深、钻井液变化量及原因、钻井液性能等数据。钻进时由井架工负责坐岗，起下钻时由泥浆工负责坐岗。坐岗人员发现异常情况必须立即报告司钻。（9）钻开油气层前100m开始，每天做低泵速试验，记录排量和相应循环压力。（10）加重钻井液储备和加重料要求：按钻井液设计部分要求执行。12.5.4进入油气层的井控要求（1）安排专人监督、检查已停注水（汽）井的情况。（

57、2）发现设计地层压力与实钻不符时及时报告；变更钻井液设计须经批准；紧急情况下可先处理、后补报。排 601-监斜 11 井钻井工程设计23（3）钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油气水显示等情况，应立即停钻停泵观察。发现溢流应立即报告司钻及时报警，不得关井憋压，应及时采取导流放喷措施及循环压井措施。（4）钻开油气层后，起钻前调整好钻井液性能并循环2周以上，进出口密度平衡再进行短程起下钻、测试油气上窜速度。控制油气上窜速度不超过15m/h。（5）控制起钻速度，防止抽吸诱喷。连续灌满泥浆，并校核灌入量。起完钻要及时下钻，严禁空井检修设备。（6）下钻应分段循环，防止因后效引发井控复杂

58、，确保满足安全需要。（7）进行钻杆测试、测井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施，避免发生井下复杂情况和井喷事故。（8）发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保不小于裸眼段地层最高压力。12.5.5溢流和井漏处置及关井要求（1）发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，确保快速控制井口。（2）发现钻井液气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。对气侵钻井液加重应停止钻进，严禁边钻边加重。（3）起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻进止回阀或旋塞；条件允许时应抢下钻具，然后关井。关井后应及时求压和求取溢流量。（4）发现溢流关井时，关井最高压力不得超过井控设备额定工作压力、套

59、管抗内压强度的80%和地层破裂压力三者中的最小值。在允许关井套压值内严禁放喷。（5）空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和平推法等方法进行处理。（6）压井施工作业应有详细设计，施工前应进行技术交底、设备检查，落实岗位人员。压井结束后应认真整理压井作业单。（7）钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观察，处理时应遵守“先保持压力，后处理井漏”的原则。12.5.6下套管固井基本要求（1）下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。（2）下套管应确保油气上窜速度小于10m/h，固井前应确定井眼承压能力。（3）固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力，候凝

60、时间未到，不应进行排 601-监斜 11 井钻井工程设计24下一步工序作业。（4）固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。12.5.7录井井控要求（1）结合钻井队应急预案，录井队应编制防井喷应急预案，参加联合应急演练。（2）综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示。（3）现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应测量油气上窜速度、进行后效录井等。（4）录井过程中发现油气显示，应先向司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。（5）钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察溢流，发现溢流应及时通知当班司钻，提供井控相关资料。（6）若

61、发生井喷，按井队应急预案统一行动。12.5.8测井井控要求（1）施工前，组织召开由钻井队、测井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。（2）测井电缆车应配备不少于2套电缆剪断工具，以备应急使用。测井车辆停放位置应位于井架大门前方，距离井口不少于25米。（3）测井前，应保证井眼通畅、泥浆性能稳定并压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。（4）施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满泥浆。发生溢流，应服从钻井队指挥。（5）测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流处理。

62、（6）带压测井应使用专用电缆防喷器，压力级别应满足井口控制压力要求。应安装防喷管，测井仪器长度小于防喷管长度。12.5.9井喷失控处理要求（1）事故单位应立即启动应急预案，专人收集资料并在1h内报油田应急指挥办公室。（2）迅速成立现场抢险指挥组，制定抢险方案，统一组织领导，专人复杂现场施工指挥。（3）测定井口周围及附近天然气和硫化氢气体含量，划分安全范围，撤离危险区排 601-监斜 11 井钻井工程设计25人员。（4）要防止着火和爆炸，尽快由四通向井内连续注水，用消防水枪向油气柱及井口周围大量喷水。并迅速做好储水、供水工作，同时将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品脱离危险区。（5）关井后，若井口压力超

63、过允许压力需放喷时，应在放喷口先点火后放喷。（6）井口着火后，根据火势情况可分别采用密集水流法、大排量高速气流喷射法、引火筒法、快速灭火剂综合灭火法、空中爆炸法以及打救援井等方案灭火。（7）井喷失控时，立即停车、停炉、断电，在警戒线以内严禁一切火源，并有专人警戒。（8）在人员的生命受到巨大威胁、人员撤退无望、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实施点火。（9）抢险时，要清除井口周围及抢险道路上的障碍物，充分暴露井口。未着火清障时应用水力切割，严防着火，已着火井可带火清障。同时准备好新的井口装置、专用设备及器材。（10）应采用整体换装法更换新的井口装置前，换装中

64、采取扶正导向等安全有效措施。换装新井口装置前，必须进行技术交底和演习，换装过程中应不断向井内注水和向井口油气柱喷水。12.5.10钻井液加重装置要求(1)保证加重泵上水良好，加重漏斗灵活好用，畅通无阻。(2)钻井液罐、搅拌器、泥浆枪一定要齐全好用。(3)装好钻井液回收管线并固定牢靠。13 固井方案设计（详见固井施工设计）13.1 套管柱设计及强度校核13.1.113.1.1 设计依据设计依据表 13-1 排 601-斜 284 井套管强度设计依据表套管程序套管尺寸mm 井段m下套管时钻井液密度g/cm3下次钻进钻井液密度g/cm3设计校核方法表层套管273.102001.101.10全掏空排

65、601-监斜 11 井钻井工程设计26油层套管177.805031.16全掏空13.1.213.1.2 套管柱强度校核套管柱强度校核表 13-2 排 601-监斜 11 井套管柱强度设计抗外挤抗内压抗拉套管程序套管尺寸mm井段m段长m钢级壁厚mm扣型单位重量kg/m段重t设计实际 设计 实际 设计 实际表层套管273.10200200J558.89 短圆 60.32 12.06 1.1255.051.10 14.06 1.818.36油层套管177.80503503 P110HB 9.19 偏梯 38.69 19.23 1.1257.351.10 11.76 1.88.39注：(1)273.1

66、mm 表层套管和 177.8mm 油层套管按全掏空校核。(2)以上设计的各层套管要提前作好货源组织施工时可根据货源情况和井下实际情况进行调整。(3)本表为理论计算数据，套管送井前应根据井下实际情况和实际钻井液密度重新校核。(4)各层套管均采用套管螺纹脂（TOP215，由专业服务单位提供） ，各层套管下部 3 根套管及附件丝扣用厌氧胶粘接，井场应准备套管快卸护丝。图 13-1 套管校核图排 601-监斜 11 井钻井工程设计2713.2 固井参数设计13.2.113.2.1 固井基本参数设计固井基本参数设计表 13-3 排 601-监斜 11 井固井基本参数施工项目套管尺寸mm管鞋位置m水泥浆上返深度m水泥塞长度m固井方式备注表层套管273.1200地面10常规油层套管177.8503地面20常规13.2.213.2.2 水泥浆配方水泥浆配方表 13-4 排 601-监斜 11 井水泥浆配方设计套管程序配方一开G级水泥+配浆水二开G级水泥+降失水剂+分散剂+热稳定剂+早强剂+晶格膨胀剂+消泡剂+配浆水注：油层固井水泥中加入 3040%石英砂作为热稳定剂。现场施工前可根据实际情况调整水泥浆