2023年石油天然气集团公司固井技术规范试行

井技术规范

（试行）

中国石油天然气集团公司

2009年5月

目录

第一章总则.............................................1

第二章固井设计............................................1

第一节设计依据和内容....................................1

第二节压力和温度........................................2

第三节管柱和工具、附件..................................3

第四节前置液和水泥浆...................................5

第五节下套管和注水泥....................................6

第六节应急预案和施工组织................................8

第三章固井准备...........................................8

第一节钻井设备..........................................8

第二节井口准备...........................................9

第三节井眼准备..........................................9

第四节套管和工具、附件................................11

第五节水泥和外加剂.....................................13

第六节固井设备及井口工具...............................15

第七节仪器仪表.........................................16

第四章固井施工..........................................17

第一节下套管作业........................................17

第二节注水泥作业........................................18

第三节固井过程质量评价.................................20

第五章固井质量评价......................................21

-1-

第一节基本要求.........................................21

第二节水泥环评价.......................................22

第三节质量鉴定.........................................23

第四节管柱试压和井口装定...............................24

第六章特殊井固井........................................25

第一节天然气井.........................................25

第二节深井超深井.......................................27

第三节热采井............................................28

第四节定向井、大位移井和水平井........................28

第五节调整井............................................29

第七章挤水泥和注水泥塞..................................30

第一节挤水泥...........................................30

第二节注水泥塞.........................................32

第八章特殊固井工艺......................................34

第一节分级注水泥.......................................34

第二节尾管注水泥........................................35

第三节内管注水泥.......................................37

第九章附则.............................................38

—11—

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中国石油天然气集团公司固井技术规范

第一章总则

第一条固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延

长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。为提高固井管理

和技术水平，保障作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，依

据有关规定制定本规范。

第二条固井工程应从设计、准备、施工和检验环节严格把

关，采用适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，

实现安全、优质、经济、可靠的目的。

第三条固井作业应严格按照固井设计执行。

第二章固井设计

第一节设计依据和内容

第四条应以钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料和测

井资料为基础，依据有关技术规定、规范、标准进行固井设计并

在施工前按审批程序完成设计审批。

第五条进行固井设计时应从井身质量、井眼稳定、井底清

洁、钻井液和水泥浆性能、固井施工等方面考虑影响施工安全和

固井质量的因素。

第六条固井设计中至少应包含以下内容：

(1)构造名称、井位、井别、井型、井号等信息。

(2)实钻地质和工程、录井、测井资料等基础数据。

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(3)管柱强度校核和管串结构设计、水泥浆化验数据、固

井施工参数等关键施工数据的计算和分析结果。

(4周井施工方案和施工过程的质量控制、安全保障措施。

(5)应对固井风险的技术预案和HSE预案。

第七条用于固井设计的重要基础数据应从多种信息渠道

获得验证，尽量避免以单一方式获得数据。

第二节压力和温度

第八条应根据钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料、

测井资料评估或验证地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力。

第九条确定井底温度应以实测为主。根据具体情况也可选

用以下方法：

(1)经验推算法：

井底循环温度(T循)的经验计算公式：

T循二钻井液循环出口温度(℃)+垂直井深(m)/168(m/oC)

其中，钻井液循环出口温度取钻井液循环1~2周时的出口

温度。

或者T循二井底静止温度x地区经验系数

其中，地区经验系数的取值范围一般为0.75~0.90o

(2)地温梯度法：

井底静止温度(T静)计算方法如下：

T静二地表平均温度(℃)+[地温梯度(℃/m)x垂直井深(m)]

其中，地表平均温度为地表以下100m处恒温层的温度。

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(3)数值模拟法：

采用专用设计软件中的温度模拟器计算井下循环温度。

第三节管柱和工具、附件

第十条套管柱强度设计应采用等安全系数法并进行双轴

应力校核，高压油气井、深井超深井、特殊工艺井还应进行三轴

应力校核。

第十一条高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考

虑螺纹密封因素。热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程

中的热应力影响。定向井、大位移井和水平井的管柱强度设计应

考虑弯曲应力。

第十二条对管柱载荷安全系数的一般要求为：抗外挤安全

系数不小于1.125，抗内压安全系数不小于1.10，管体抗拉伸安

全系数不小于1.25。对于公称直径244.5mm(含244.5mm)以上

的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于1.6,对于公称直径

244.5mm以下的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于1.8。

第十三条在正常情况下按已知产层孔隙压力、钻井液液柱

压力或预测地层孔隙压力计算套管柱抗挤载荷。遇到膏盐层等特

殊地层时，该井段套管抗挤载荷应取上覆地层压力值，且该段高

强度套管柱长度在膏盐层段上下至少附加100m。

第十四条对于含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体井的套管

柱强度设计在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。

第十五条压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求

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应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。

第十六条套管螺纹的一般选用原则可以参考下表执行。

内压力

井况可选用螺纹保证条件

(MPa)

1.螺纹公差符合APISTD5B

油井LC

2.使用符合APIBui5A3的螺纹密封脂

水井BC

3.井底温度4120℃

1.螺纹公差符合APISTD5B

W28油气混和井LC

2.使用专用螺纹密封脂

气井BC

3.井底温度《120℃

1.需要全尺寸评价试验验证

热采井金属密封螺纹

2.注汽温度4350℃

1.螺纹公差符合APISTD5B

油井LC

2.使用专用螺纹密封脂

水井BC

3.井底温度4120℃

28-55油气混和井1.螺纹公差符合验收条件

2.井底温度V177P

气井金属密封螺纹

3.选用LC和BC时应使用专用密封脂，且

凝析气井井底温度符合要求

油井1.螺纹公差符合APISTD5B

油气混和井2.使用符合APIBui5A3的螺纹密封脂或专

55-98金属密封螺纹用密封脂

气井

3.井底温度V177P

凝析气井

1.需要全尺寸评价试验验证

2.螺纹逐根套管检验

>98所有井金属密封螺纹

3.使用专用的螺纹密封脂

4.井底温度4177℃

第十七条在公称直径相同的管串中，套管柱顶部至少应有

一根套管与管柱中通径最小的套管相同。

第十八条分级箍、悬挂器等工具和浮箍、浮鞋等套管附件

的强度应不低于同井段使用的套管强度，其螺纹类型与所联接套

管一致或者经转换短节可以与套管相联接，材质选择应按第十四

条要求执行。转换短节不应降低套管螺纹的密封级别。

第十九条应根据井径、井斜和方位测井数据进行套管扶正

器设计并结合具体井下情况优化套管扶正器数量和位置。其中，

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套管扶正器安放至少应做到套管鞋及以上30~50m每根套管安

放一只、含油气层井段每根套管安放一只、分级箍等工具上下

30-50m每根套管安放一只。

第二十条刮泥器、旋流发生器等附件根据具体情况以保障

安全和质量为原则选用。

第四节前置液和水泥浆

第二十一条水泥浆和前置液设计内容包括配方及性能、使

用数量和使用方法。

第二十二条前置液设计

(1)使用・：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环

空高度300~500m或接触时间7〜10min。

(2)性能要求：隔离液能有效冲洗、稀释、隔离和缓冲钻

井液并与钻井液和水泥浆具有良好的相容性。能够控制滤失量,

不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。

第二十三条水泥浆试验按GB19139执行，试验内容主要

包括密度、稠化时间、滤失量、抗压强度、流变性能、游离液和

水泥浆沉降稳定性等。特殊情况下应进行水泥石的渗透率试验。

第二十四条固井水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液

密度高0.24g/crr)3以上。漏失井和异常高压井应根据地层破裂压

力和平衡压力原则设计水泥浆密度。

第二十五条固井水泥浆的稠化时间一般应为施工总时间

附加1~2h。尾管固井的水泥浆稠化时间至少应为配浆开始至提

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出(或倒开)中心管并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加

1-2h;分级固井的一级水泥浆稠化时间至少应为从配浆开始至

打开循环孔并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加1〜2h。

第二十六条应控制水泥浆的滤失量。一般井固井时水泥浆

滤失量应小于150mI(6.9MPa,30min),气井、定向井、大位

移井和水平井以及尾管固井时应控制水泥浆滤失量小于50mlo

根据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于250ml。

第二十七条生产套管固井时，封固段顶部水泥石24~48h

抗压强度应不小于7MPa,产层段水泥石24~48h抗压强度应

不小于14MPa,其养护压力和温度依据井深条件而定。

第二十八条水泥浆流变性能应满足固井施工需要。

第二十九条气井、大斜度井、大位移井和水平井固井时水

泥浆应控制游离液接近于零。

第三十条凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层

固井应使用抗盐水泥浆体系。

第三十一条井底静止温度超过1109时应在水泥中加入

30%〜40%的硅粉。

第三十二条漏失井固井时应根据需要在水泥浆中加入防

漏材料或采用其它防漏措施。

第五节下套管和注水泥

第三十三条表层套管和技术套管的套管鞋位置应根据继

续钻进需要并结合管柱自由伸长量和井底沉砂情况确定，一般情

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况下应尽量接近井底。

第三十四条应按照维护为主、调整为辅的原则合理调整钻

井液性能使其满足下套管和注水泥作业要求。

(1)下套管前的钻井液性能以降低摩阻和防止钻屑沉积为

目的。

(2)注水泥前的钻井液性能以改善流动性为目的。

(3)钻井液性能和滤饼质量不能满足需要时，应在钻进阶

段开始逐步调整，避免钻井液性能在短时间内发生剧烈变化。

第三十五条应使用专用软件对管柱在井眼中的通过性作

出预测，根据环空返速、地层承压能力等计算管柱允许下放速度

和下放阻力，制定相应的下套管措施。

第三十六条对于表层套管和技术套管，套管鞋至浮箍以上

2~3根套管的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接，必要时可以同时采

用钟钉冷钟。

第三十七条应使用专用设计软件对固井施工过程进行模

拟，根据井下具体情况对施工参数进行优化，根据不同地区的特

点及具体井况确定适宜的环空流体流态。

第三十八条依据测井井径计算注水泥量，附加系数根据地

区经验而定。实际水泥准备量应考虑罐余及运输和输送过程中的

损失。对于测量整个裸眼井段的井，计算注水泥量时应采用上层

套管内径校核井径数据的准确程度。

第三十九条施工压力控制

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(1)固井设计中应坚持“三压稳”的原则，即固井前压稳、

固井过程中压稳和候凝过程中压稳。环空静液柱压力与环空流动

阻力之和应小于地层破裂压力，环空静液柱压力应大于地层孔隙

压力。

(2)施工设备应满足最高施工压力要求。

(3)碰压前应降低替浆排量，避免大排量碰压。

第四十条一般应采取管内敞压方式候凝。有条件时应在环

空憋入一定压力候凝。

第六节应急预案和施工组织

第四十一条固井设计阶段应根据现场具体情况进行风险

识别，采取相应技术措施消除或回避风险。同时，应针对无法消

除或回避的风险制定应急技术预案和HSE预案。

第四十二条应根据作业要求确定施工组织机构，将岗位和

职责落实到人。

第三章固井准备

第四十三条应认真做好固井准备工作，为作业成功创造良

好条件。

第一节钻井设备

第四十四条通井和下套管前应认真检查地面设备、设施，

发现问题及时整改。检查内容主要包括提升系统、动力系统、循

环系统、传动系统、井控装置及辅助设备。

第四十五条下套管前应校验指重表和立管、钻井泵的压力

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表。

第四十六条钻井泵的缸套应满足固井设计的排量、压力要

求，动力端运转正常，上水平稳良好。

第四十七条下套管灌钻井液装置应做到结构合理、管线连

接安全可靠，防止井下落物。

第四十八条配浆水罐应保证清洁干净，避免污染配浆用水。

可以根据具体情况对配浆水罐增加保温或加热装置并装配搅拌

器。

第二节井口准备

第四十九条应根据各层套管座挂要求选择合适规格的套

管头。

第五十条套管头的安装和使用应符合出厂使用说明书的规

定和要求。

第五十一条使用联顶节固井时应准确计算联入，避免套管

无法座挂到套管头内。

第五十二条下套管前，闸板防喷器应更换与所下套管尺寸

相符的闸板并试压。

第三节井眼准备

第五十三条下套管前应校核钻具长度，核实井眼深度。

第五十四条下套管前必须进行通井作业，对阻、卡井段应

认真划眼。一般通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于原钻具

组合。对于深井、大斜度井和水平井，通井钻具组合的最大外径

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和刚度应不小于下入套管的外径和刚度。

第五十五条通井时应以不小于钻进时的最大排量至少循

环2周。

第五十六条漏失井下套管前应先进行承压堵漏，所需承压

能力一般应根据下套管和注水泥时的最大井底动态液柱压力确

定。

第五十七条下套管前必须压稳油气层，根据井下状况和油

气藏条件将油气上窜速度控制在安全范围内。当地层漏失压力和

孔隙压力差值很小容易发生井漏时，可以根据具体情况控制气井

的油气上窜速度小于20m/h,控制油井的油气上窜速度小于

15m/ho

第五十八条受井身结构限制造成设计套管与井眼环空间

隙小于19mm时，可采取扩眼等相应措施改善环空几何条件。

第五十九条通井时应合理调整钻井液性能

(1)应控制钻井液滤饼的摩阻系数。水平位移4500m的定

向井摩阻系数控制在0.10之内；水平位移＞500m的定向井摩阻

系数控制在0.08之内井深W3500m的直井摩阻系数控制在0.15

之内；井深＞3500m的直井摩阻系数控制在0.12之内。

(2)起钻前通过短起下钻循环测定油气上窜速度。钻井液

液柱压力不能平衡地层压力或油气上窜速度不满足第五十七条

要求时，应适当加重钻井液并通过短起下钻进行验证，确认压稳

油气层。

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第六十条如需在通井下钻过程中进行中途循环，应避开易

垮、易漏地层。下钻中途和下钻到底开泵时应先小排量顶通，然

后再逐渐加大排量。有技术套管的井应在技术套管内循环好钻井

液后再继续下钻。通井过程中如发生井漏应进行堵漏作业，条件

具备时应验证地层承压能力。

第四节套管和工具、附件

第六十一条套管送井前应进行检查并作好记录

(1)套管送井前检查项目包括：接箍、管体、螺纹外观；

钢级与壁厚；直线度；长度；锥度；通内径；螺纹机紧度；紧

密距；探伤；静水压力试验。

(2)特殊螺纹套管送井前应按订货合同规定或推荐项目与

方法检查。

第六十二条应认真检查到井套管，做好下套管准备工作。

(1)应使用抓管机或吊车卸套管。套管在管架上摆放时应

分层隔开，层数不宜超过三层(直焊缝套管为两层)。

(2)应清点到井套管的数量，按规格、用途进行整理并检

查。

(3)应通过目视对套管进行现场检查，查实钢级、生产厂

家、壁厚等参数。不同类型的套管要分隔排列并做好标记，以免

混用O

(4)应逐根检查到井套管的接箍、螺纹和本体，有缺陷的

套管应做好标记防止误入井内。接箍余扣超过2扣、接箍有裂纹、

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螺纹有损伤的套管不能下入井内；本体有裂纹、弯曲、凹痕深度

超过名义壁厚12.5%不能下入井内；本体表面锈蚀程度超过名

义壁厚12.5%的套管不能下入井内；无法辨认的套管不能下入

井内。

(5)应逐根清洗并检查套管螺纹，特殊螺纹套管清洗按厂

家要求进行。

(6)应使用符合标准要求的通径规对到井套管逐根通径。

通径规不能通过的套管不能下入井内，应做好标记防止误入井内。

(7砧井工程和地质人员应分别对送井套管逐根进行丈量、

记录，统一编制下入顺序号并核对一致。套管长度测量点从接箍

端面至API螺纹消失点或最终分度线记号，梯形螺纹以印在套

管本体上的三角符号的低边为准，其它螺纹按厂家规定的测量方

法为准。套管测量长度一般精确到小数点后两位数(cm)，要求精

度较高时可精确到小数点后三位(mm)。

(8)井场应有一定数量的备用套管。一般应按送井套管数

量的3%准备，也可采用以下方法确定备用套管数量：表层套管

一般备用1根；对于技术套管和生产套管，套管总长不超过

2500m时备用3根，套管总长2500~3000m时备用5根，套

管总长超过3500m时备用6根。

第六十三条应做好到井固井工具的检查和准备工作

(1)固井工具应有出厂合格证、使用说明书。

(2)应绘制固井工具草图，标明主要尺寸。

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(3)固井工具在装卸、运输过程中应避免受到碰撞、挤压，

到井后应认真检查并妥善保管。

(4)使用分级箍时应检查核实工具随带的碰压胶塞、打开

塞、关闭塞是否齐全，相关配合尺寸是否正确。对于液压打开循

环孔的分级箍还应检查打开套销钉数并核对与之对应的压力级

别。

(5)使用尾管悬挂器时应检查核实工具随带的回接筒和插

入头、球座短节、憋压球、钻杆胶塞、套管胶塞是否齐全，核对

规格、尺寸是否与设计相符。同时检查钻杆胶塞能否通过送入钻

具和水泥头，并核实中心管内径是否与钻杆胶塞匹配。

第六十四条应做好到井套管附件的检查和准备工作

(1)所有附件均应有出厂合格证书。

(2)所有附件在装卸、运输过程中均应避免受到碰撞、挤

压，到井后应妥善保管。

(3)应检查浮鞋和浮箍的规格尺寸是否与所下套管一致，

核实正反向承压能力是否满足施工要求。

(4)应检查扶正器(刚性、弹性)外形、尺寸是否与所下套

管匹配并满足井眼条件要求。

(5应认真检查碰压胶塞的尺寸和质量是否满足作业要求。

第五节水泥和外加剂

第六十五条应使用质量检验合格的油井水泥和外加剂固

井。固井前应对用于施工的水泥、外加剂和外掺料抽样检查，合

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格后方可使用。同时使用两种以上的外加剂时应进行复合使用性

能测试。

第六十六条同井次固井应使用同一生产批号的水泥、外加

剂和外掺料。

第六十七条应妥善保管到井水泥和外加剂，防潮湿、防日

光暴晒，液体外加剂应防冻。

第六十八条使用高密度或低密度水泥浆固井时应严格按

设计比例干混加重材料或减轻材料。干混完成后应按设计水泥浆

配方抽样检查混拌成品的水泥浆密度，符合设计后方可使用。长

途运输干混水泥到现场后应重新抽样检查密度变化，必要时重新

混拌。

第六十九条应根据现场需要在配制混合水前对现场水、水

泥和外加剂取样并按设计规定条件和配方进行复核试验，合格后

再配制混合水。

第七十条配制混合水时应按顺序加入外加剂并充分循环，

达到均匀稳定。配制完成后应取样并进行复查试验，检查混配质

量。

第七十一条应根据现场需要在固井施工前对含有外加剂

的混合水和水泥取样并按设计规定条件和配方完成现场复核试

验。

第七十二条含有外加剂的混合水配制完成后应防止杂物

进入和液体流失。配制完成48h后仍未固井时，固井前应重新

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进行现场复核试验。特殊复核时间要求各油田可以根据需要确定。

第六节固井设备及井口工具

第七十三条注水泥设备

（1）水泥车（撬）应装备再混合系统，推荐使用装备有水泥

浆密度自动控制系统的水泥车（撬）。

（2）固井前应全面检查、保养水泥车（撬），泵排量和压力

应达到额定值。

（3）应按设计要求配备水泥车（撬）。浅井、中深井可以使

用最局工作泵压不小于40MPa的水泥车（撬）；深井、超深井和

特殊作业井宜使用工作泵压70~10OMPa的水泥车（撬）。

（4）高密度和超低密度水泥浆固井、尾管固井、水平井固

井宜采用批混装置。

第七十四条散装水泥罐（车）

（1）应按设计水泥量配置散装水泥罐（车）。

（2）使用散装水泥罐（车）前应全面检查供灰系统、出灰系

统、供气系统并将罐内残余水泥清除干净。

（3）使用立式罐固井时应将立式罐和运灰罐车的罐内残余

水泥清除干净。

（4X共灰口至水泥车（撬）距离超过12m时应加恒压罐过渡。

（5滂罐、多车供灰时应使用供灰集成器装置以保证连续、

稳定供灰。

（6）应认真检查散装水泥罐（车）气路，做到管线不堵、不

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漏，连接可靠。

(7)应认真检查压风机，确保工作正常。

第七十五条井口工具

(1)水泥头的额定工作压力应达到以下要求：公称直径

508mm和339.7mm的水泥头试压21Mpa公称直径244.5mm

和177.8mm的水泥头试压35MPa;公称直径小于177.8mm的

水泥头试压49MPao

(2)水泥头应每井次保养一次并定期试压、探伤。

(3)水泥头在送井前应进行全面检查、保养。其螺纹应与

所联接套管、钻具的螺纹一致，所有阀门应做到开关灵活。水泥

头内的胶塞应装配合格，胶塞挡销应能够灵活打开。

(4)下套管吊卡、卡瓦(卡盘)在送井前应进行全面检查、

保养。其承载能力满足下套管负荷需要，规格尺寸与所下套管一

致。

第七十六条套管钳规格尺寸应与所下套管匹配并认真检

查钳牙质量。

第七节仪器仪表

第七十七条水泥车(撬)的车台仪表至少应能够显示排量和

压力参数，条件具备时还应同时显示密度参数。

第七十八条技术套管、生产套管固井时应配备固井施工参

数实时采集系统，显示并记录排量、压力和密度参数。

第七十九条应定期校验固井施工参数采集系统，流量计的

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一次仪表应每井次保养一次并定期校验。

第四章固井施工

第一节下套管作业

第八十条下套管载荷应不超过钻机额定载荷。深井超深井

下套管前应检查井架负荷是否满足下套管安全要求。

第八十一条下套管前井场应有足够的贮备钻井液，井口应

准备循环接头和内防喷工具。下套管作业按SY/T5412执行。

第八十二条套管螺纹在旋合前应清洗干净并保持清洁。上

钻台套管应戴好护丝，防止套管螺纹损坏。管柱联接时应使用质

量合格的螺纹密封脂。

第八十三条推荐使用带有扭矩记录的液压套管钳下套管，

套管螺纹旋合扭矩应达到规定值。特殊螺纹按照特殊螺纹标准规

定执行。下套管时应记录实际套管螺纹旋合扭矩值或余扣值。

第八十四条悬重超过100t的公称直径244.5mm及以上的

大尺寸套管宜采用气动卡盘下入井内。

第八十五条应严格按设计要求安装扶正器。

第八十六条套管柱上提下放应平稳。上提高度以刚好打开

吊卡为宜，坐放吊卡（卡瓦）时应减少冲击载荷。

第八十七条应根据环空返速、地层承压能力、钻井液性能

等参数确定和控制套管柱下放速度。

第八十八条应控制套管掏空深度处于安全范围内。合理的

套管掏空量根据浮动装置的承压能力、套管承载能力以及灌满钻

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井液所需时间综合确定。

第八十九条使用普通型浮箍（浮鞋）时，下套管过程中应及

时、足量灌满钻井液。使用自灌型浮箍（浮鞋）时应随时观察，发

现自灌装置失效后应及时、足量灌满钻井液。对于管柱下部装有

漂浮接箍的井，无异常情况中途不应循环钻井液。

第九十条下套管过程中应尽量缩短静止时间。静止时间超

过5min时应活动套管，活动距离不小于套管柱伸缩量的两倍。

第九十一条下套管过程中应有专人观察和记录井口钻井

液返出情况，记录灌钻井液后悬重变化情况，发现异常应及时采

取相应措施。

第九十二条下套管至设计深度后应复查下井套管与未下

井套管数量是否与送井套管总数相符。

第九十三条下完套管灌满钻井液后方可开泵循环。应控制

循环排量由小到大确认泵压无异常变化和井下无漏失后再将排

量逐渐提高到固井设计要求。

第二节注水泥作业

第九十四条注水泥作业按SY/T5374执行。

第九十五条注水泥前应以不小于钻进时的最大环空返速

至少循环2周。应控制钻井液粘切，钻井液密度＜1.30g/cm3时，

屈服值＜5Pa,塑性粘度10-30mPa.s;钻井液密度1.30-

1.80g/cms时，屈服值＜8Pa,塑性粘度22~30mPa.s;钻井液

密度＞1.80g/cm3时，屈服值＜15Pa,塑性粘度40〜75mPa.s。

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第九十六条应在注水泥前做好准备工作并完成技术交底

(1)检查、核对钻井液性能和钻井泵排量。

(2)检查、核对前置液、配浆水、替浆液、水泥量和水泥

浆试验数据。

(3)检查固井设备，包括计量仪表、记录装置、水泥车、

压塞车、供水系统、供灰系统。

(4)检查钻井设备，包括仪器仪表及记录装置、循环系统、

钻机提升及动力系统、控制系统、照明系统和井控设备。

(5)检查固井施工应急技术预案、HSE预案。

(6)按不小于预计最高施工压力的1.2倍对注水泥管线试

压。

第九十七条注水泥应按设计连续施工。水泥浆密度应保持

均匀，平均密度与设计密度误差不超过0.025g/cm3o

第九十八条应采用仪表计量和人工计量方式同时计量注

替参数和数量并相互核对。

第九十九条应采用固井压力、排量、密度实时采集系统连

续监控施工过程，为固井过程质量评价创造条件。

第一百条固井候凝

(1)表层及技术套管的候凝时间应保证水泥石抗压强度不

低于3.5MPa。

(2)一般采用井口敞压方式候凝。当浮箍(浮鞋)失效时，

应采用憋压方式候凝：控制套管内压力高于管外静压力2.0~

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3.0MPa,并有专人观察井口压力，按要求及时放压。

第一百。一条施工资料整理按SY/T5374附录要求执行。

第三节固井过程质量评价

第一百。二条根据固井施工记录按“固井过程质量评价表”

要求评价固井过程质量。当得分大于14时固井过程质量可评估

为合格。

固井过程质・评价表

参数技术要求得分

若Pm〈1.3g/cm3,屈服值＜5Pa

钻井液屈服值若Pm=1.3~1.8g/cm3,屈服值＜8Pa2

若Pm＞1.8g/crr）3,屈服值＜15Pa

钻井液塑性粘度符合设计要求2

钻井液滤失量符合设计要求1

钻井液循环>2循环周1

水泥浆密度波动范围±0.025g/cm32

前置液接触时间7-10min1

水泥浆稠化时间符合设计要求2

水泥浆滤失量符合设计要求1

注替浆量符合设计要求1

注替排量符合设计要求1

套管扶正器加放符合设计要求1

是

活动套管2（奖励*）

固井作业中间间断时间＜3min1

施工过程中复杂情况无1

是

碰压1

试压符合设计要求1

候凝方式符合设计要求1

总分数20

注：在注水泥过程中活动套管增加2分，未活动套管不扣分。

出现下列情况之一时固井过程质量不合格：

水泥浆出套管鞋后施工间断时间超过30min、管内水泥塞高度超过设计要求或替空、套管

未下至设计井深、漏封油气层、固井后环空冒油气水。

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第五章固井质量评价

第一百。三条表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、

疏松地层、砾石层的要求，且其坐入稳固岩层应不小于10m。

第一百。四条技术套管的材质、强度、螺纹类型、管串结

构应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全以及下一步钻井中

相应地层不同流体的要求。

第一百。五条生产套管的材质、强度、螺纹类型、管串结

构应满足固井、完井、井下作业及油气生产要求。

第一百。六条盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层、含

腐蚀性流体的地层等特殊地层必须用水泥封固。

第一节基本要求

第一百。七条水泥浆的设计返深标准

(1)表层套管固井的设计水泥浆返深应返到地面。

(2)技术套管固井的设计水泥浆返深应至少返至中性(和)

点以上300m,遇到油气层(或先期完成井)时设计水泥浆返深要

求与生产套管相同。

(3)生产套管固井的设计水泥浆返深一般应进入上一层技

术套管内或超过油气层顶界300m。

(4)对于高危地区的油气井，生产套管固井的设计水泥浆

返深应返至上一层技术套管内，且形成的水泥环面应高出已经被

技术套管封固的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设

计要求的井段以上100m。

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(5)对于热采井和高压、高含酸性气体的油气井，各层套

管固井的设计水泥浆返深均应返至地面。

第一百O八条管内水泥塞长度和人工井底的标准

(1)生产套管阻流环距套管鞋的长度不少于10m。

(2)技术套管(或先期完成井)阻流环距套管鞋长度一般为

20mo

(3)人工井底(管内水泥塞面)距油气层底界以下不少于

15mo

第二节水泥环评价

第一百。九条水泥环胶结质量评价应参照SY/T6592并依

据本油田相关标准执行，以声幅测井(CBL)和变密度测井(VDL)

综合解释评价固井质量。经声幅和变密度测井后仍不能明确鉴定

质量以及其它特殊情况下，可用扇区胶结测井或其它方法鉴定。

(1)胶结测井一般应在注水泥后24〜48h进行。特殊工艺

井(尾管固井、分级固井、低密度水泥固井等)和特殊条件固井(长

封固段固井、高温井固井等)的胶结测井时间依据具体情况确定。

(2)胶结测井曲线必须测至最深油气层底界以下10m。

第一百一十条水泥环胶结质量解释标准见下表。

常规水泥浆固井水泥环胶结质・CBLA/DL综合解释标准表

测井结果胶结质量

CBL曲线VDL图评价结论

04声幅相对值415%套管波消失，地层波清晰连续优

15%〈声幅相对值430%套管波弱，地层波不连续中

声幅相对值＞30%套管波明显差

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低密度水泥浆固井水泥环胶结质・CBUVDL综合解释标准表

测井结果胶结质量

CBL曲线VDL图评价结论

04声幅相对值420%套管波消失，地层波清晰连续优

20%＜声幅相对值440%套管波弱，地层波不连续中

声幅相对值＞40%套管波明显差

第三节质量鉴定

第一百一十一条生产套管固井的质量鉴定主要针对封隔油

气层段部分。

第一百一十二条实际水泥环面应超过油气层顶界50m,对

于井深小于2000m的井，油气层顶界以上连续胶结中等以上的

水泥环长度不少于10mo对于井深大于2000m的井，油气层顶

界以上连续胶结中等以上的水泥环长度不少于20m。

第一百一十三条对于高压、高含酸性气体、高危地区的油

气井，水泥环胶结质量中等以上井段的长度应达到封固井段长度

的70%o

第一百一十四条表层套管固井应保证套管鞋和井口处的水

泥环封固质量。技术套管固井应保证套管鞋处封固质量。技术套

管封固盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层和含腐蚀性流体的

地层等影响油气井寿命的地层时，对这些地层的固井质量要求与

生产套管相同。

第一百一十五条固井质量统计只考核一次合格率和优质率。

第一百一十六条固井质量不合格的井经过补救措施达到本

章第一节、第二节标准者，可视为合格。声幅变密度测井综合评

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价水泥胶结质量不合格的井如经试油、射孔等作业证实不影响开

发，可视为水泥胶结质量合格。

第一百一十七条在未进行胶结测井的情况下，地质和开发

部门可以根据具体情况采用固井过程质量评价结果进行固井质

量评价。其适用条件为：固井设备配备压力、排量和密度实时采

集系统祠一开发区块中前5口井的固井过程质量和水泥胶结质

量评价结论均为合格。

第一百一十八条高压天然气井、定向井、大位移井、水平

井等复杂高难度井以及井眼扩大率大于15%或分井段井眼最大

全角变化率超过下表要求时不应采用固井过程质量评价结果进

行固井质量评价。

分井段最大全角变化率（°/30m）

井深（m）

井段（m）

100020003000400050006000

<1000<1°40z<1°15r<1°15r<10007<1°00f<1°00z

<2000<2°10f<1°40,<1015;<1°15"<1°15z

<3000<2°10,<2°00;02。10'&2。10'

<4000<2°30,<2°15,<2°15z

<5000«2。30，<2°30z

>5000<3°00;

第四节管柱试压和井口装定

第一百一十九条套管柱试压

（1）试压时间

表层套管一般在固井结束2