胡晋军， 张立丽， 张 耀， 孟庆祥， 黄志刚

（1.天津中油渤星工程科技有限公司，天津 300451；2.中石化胜利石油工程有限公司固井技术服务中心，山东东营 257000；3.山西能源学院地质测绘工程系，山西晋中 030600）

随着固井技术的发展，尾管固井已经成为一种非常成熟的固井工艺。但与常规固井工艺相比，尾管固井风险较大，尤其是在大斜度井采用短轻尾管固井时，由于尾管短、悬重轻和摩阻大，丢手和判断丢手是否成功都非常困难。如果丢手失败，轻者起套管，严重时油井报废[1–4]。另外，影响尾管固井的因素也是多方面的，如井漏情况下强行尾管固井，水泥浆携带砂子埋住送入工具，会导致提拉短节被拉断；若水泥浆被污染发生闪凝，会导致“插旗杆”事故[5–6]。因此，在井下情况复杂的井进行尾管固井时，要采取降低尾管固井风险的措施。

埕海油田位于河北省黄骅市东侧海域，主要采用导管架进行集中开发。为提高该区域的产能，设计部署了近百口大斜度井。前期完成的8口生产井中，有2口井因技术套管下至距离井底100 m左右遇阻，导致馆陶组底部厚水层漏封，需要下入ϕ177.8 mm尾管进行补救固井。由于尾管串长度小于 350 m，井斜角 67°～90°，尾管串丢手和判断丢手是否成功较难，且存在地层水窜流、尾管串居中度差和顶替效率低等问题，增大了尾管固井风险。目前，仅在巴基斯坦UPE油田及国内南海涠洲油田进行过短尾管固井施工[7–9]，但井斜角都未超过 50°，尾管串长度超过了500 m，尚未形成大斜度井超短尾管固井技术。……