1397套管开窗解析.docx
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1397套管开窗解析
Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术
中原石油勘探局钻井二公司
2003年12月
Φ139.7mm套管开窗侧钻钻井技术
概述
Φ139.7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井，近年来在油田开发中，是一个投资小见效快的老油田开发手段，此项技术也是钻井工程的一个新课题。
小井眼微间隙钻井由于技术、工具不配套，大部分仍采用常规钻井手段来钻小井眼微间隙井，侧钻施工过程中暴露出的问题主要是周期长、事故多、固井质量难保证。
我公司工程技术人员根据前几年小井眼微间隙井的钻井常出现的窗口问题、尾管悬挂器问题、井控、井下安全问题进行分析总结，在近年的开窗侧钻井大胆摸索、实践，总结出了固定导斜器、开窗及起下钻过窗口、尾管悬挂器座挂的对策及技术要求；对小井眼微间隙井的井控、安全钻进问题进行分析，提出了新的井控报警监测方法及安全钻进操作规程；完善了小井眼钻井液技术，小井眼钻头、井下动力钻具优选，小井眼复合钻进、井眼轨迹控制技术及小井眼完井技术。
这些适用性操作性强的技术对于今后提高小井眼微间隙钻井水平，减少事故的发生具有一定的指导作用。
一、关于开窗、尾管悬挂器座挂失败问题及对策
小井眼套管开窗，即是在Φ139.7mm套管内某一位置下入并固定导斜器，采用铣削工具在套管上定向铣出一定长度的窗口工艺。
开窗失败主要有：
导斜器下不到预定位置；下到一定位置后因导斜器固定不牢，铣削过程中导斜器改变方位；钻井施工中导斜器下移。
开窗失败危害很大，要想补救难度非常大且费用高，甚至可能导致该井报废。
引起开窗事故的原因：
大部分都是操作不当引起的，如井眼准备不充分，没有按规定的通径规通井，导致中途遇阻；通井时循环不充分，不用振动筛，砂子和杂物堆积在定向接头处，用陀螺仪调整导斜器方位时，座不上键；铣削窗口时参数不当，导致导斜器轴向移动，下钻过窗口时，没有按过窗口规定操作，导致导向器下移。
为此，我们在小井眼开窗侧钻实践中总结出如下对策：
（一）、下入和固定导斜器（液压卡瓦式导斜器）技术
1、必须用通径规通井。
每次使用通径规时要认真测量其尺寸，通径规的直径比导斜器直径大3mm，长度2m,下钻防落物，通井要过窗口以下20m左右，起钻前要彻底循环，并在预定开窗处反复上下活动钻具，认真划眼，消除套管壁残余水泥对固定导斜器的影响。
对通井迂阻井段，应采用涨管技术或用铣锥进行扩孔，保证导斜器顺利下入。
2、检查导向器的卡瓦是否松动，送入杆与导斜器连接是否到位。
3、导斜器的斜面方位与定向接头的键相对位置要画图备案。
4、送入钻具必须用Φ48mm×200mm的通径规通内径。
5、下导斜器要操作平稳，控制下钻速度，迂阻不超过30KN，不能转动,中途和座封之前不要循环。
6、陀螺下到井底，要座键3次以上，数据一致后，再调整导斜器斜面至设计方位。
7、固定导斜器必须用清水，为保证憋压效果，清水中应无杂物。
8、若憋压达不到22MPa±2MPa，应检查泵和管汇是否刺漏，投球是否到位。
（二）、复合铣锥铣削技术
1、铣锥入井前的检查：
铣锥端部要圆滑,因为铣锥端部不圆滑易蹩钻，易把导向器蹩动位，水道要畅通，外径要符合要求，钨钢颗粒焊接牢固。
2、开窗所用钻井液要具有良好携砂性，钻井液的密度要调整到设计密度,防止开窗后液柱压力不平衡发生井喷。
3、为了窗口平滑，要用3根Φ105mm的钻铤，下钻时防落物，使用好刮泥器，下到导斜器位置后先要静压70KN-80KN并记录方入，反复几次后，如果不同吨位静压，方入一致，说明导向器轴向已固定牢。
4、探明方入后开泵，排量8l/s，启动转盘,转速30r/min-40r/min，缓慢下放,钻压控制到5KN以内，进尺0.2m后，钻压10KN，转速60r/min，如果钻时变慢，可加大钻压到30KN，进尺1.7m左右以后，铣锥大部分进入地层，钻时变快泵压升高，这时要减少钻压，总进尺3.5m-4.0m开窗完毕。
修窗口时要先上下活动钻具，记录好遇阻遇卡点的方入，然后再以40r/min的转速反复划眼，直到上下活动、划眼无阻卡后起钻。
（三）、起下钻过窗口的操作规程：
1、下井钻具外径严禁大于铣锥外径。
2、起下钻和钻进时一律装刮泥器，严防井口落物。
3、刹把一律正副司钻操作。
4、钻具下钻到窗口位置时要缓慢下放，严防硬压，遇阻不超过20KN，起钻过窗口时，要1档低速并闪动气门缓慢上提，遇卡不能硬拔，要轻拨动，多活动钻具，遇卡不超过20KN。
5、起下钻无特殊情况严禁在窗口附近循环和转动。
（四）、尾管悬挂器易出现的问题及对策：
尾管悬挂器是悬挂尾管并完成尾管注水泥的专用工具。
在现场使用过程中，易出现悬挂、固井注水泥失败等事故。
尾管悬挂器失败的原因除本身质量外，主要是在使用中悬挂器的现场操作及检查，由于操作人员对钻井设备操作和井下情况了解不细，导致悬挂器出现问题。
使用悬挂器可谓“一锤定音”的作业，使用的好坏关系到一口井的成败。
为了减少和杜绝悬挂器事故，要求我们认真了解悬挂器的原理和使用说明，关键是怎样去实施。
如德州生产Φ139.7mm×101.6mm液压尾管悬挂器,在座封悬挂器时需要憋压12MPa，稳压2min，然后憋通建立循环。
实际操作中投球后泵送至球座时，由于操作人员停泵慢或放气阀不放气致使泵压升高，一直憋压到18MPa憋通球座，导致悬挂器不能座封。
正规操作是：
根据钻井液密度、粘度和井深计算出钢球在钻井液中的下落时间，提前停泵（如开关不放气可停柴油机）闪动气门，缓慢使泵压上升到12MPa，稳压两分钟，给悬挂器液缸推动卡瓦一定时间，保证坐封，然后再蹩通循环。
悬挂器还要保证注水泥成功，由于悬挂器坐封前后的过流面积相差很大，应采取如下措施：
1、送入钻杆下完钻不必活动钻具，灌满钻井液接方钻杆，小排量循环使井内砂子带出裸眼井段然后加大排量清洗井底,要留专人看泵压表，防止憋泵。
2、循环清砂处理钻井液的时间不宜过长，能满足要求即可。
循环时间长易刺坏浮箍和浮鞋，导致水泥浆倒返影响固井质量。
3、由于Φ73mm钻杆与Φ101.6mm尾管内径不同，所以要使用钻杆胶塞和尾管胶塞。
这就要求钻杆和尾管的内径分别用Φ48mm和Φ83mm通径规分别通径。
现场操作中对尾管通径很认真。
对通Φ73mm钻杆内径，一些操作人员认为平时在接单根时都认真通过内径，下钻再通内径没必要。
在现场作业中确实存在着Φ73mm钻杆通不过Φ48mm通径规的现象（如新胡7-侧109井出现卡Φ48mm通径规的现象），所以在施工中少一道看似简单的工序，就可能导致固井失败。
4、若悬挂器因其它因素座挂不住，可将尾管座到井底，进行固井作业；或将尾管起出更换悬挂器。
二、小井眼井控问题
现在全国各油田的井控装备和常规井眼井控工艺都有长足的发展，施工人员的井控意识也很强，并且有一套切实可行的井控条例，井控工艺技术成熟。
目前小井眼开窗侧钻的井控工艺尚不成熟，现场施工人员还没认识到小井眼井控与大井眼井控之间的区别，给安全生产带来很大隐患。
中原油田一般用Φ215.9mm钻头钻开油气层，下入Φ139.7mm油层套管完井，Φ139.7mm套管开窗侧钻使用Φ118mm钻头钻开油气层,溢流量3m3在不同井眼中液柱高度不同，具体见下表1：
表1溢流量3m3在不同井眼中液柱高度
溢流量（m3）
井眼（mm）
总容积（m3/km）
裸眼
液柱高
（m）
环容（m3/km）
有钻杆时
液柱高
（m）
钻杆
尺寸
（mm）
3
215.9
36.6
81.9
24
125
127
3
118.6
11.05
271.7
6.865
441.2
73
由表1不难看出小井眼1m3比大井眼3m3溢流量在井筒内的液柱高度还要高。
这就要求坐岗人员要认真观测，由原来的3m3以内报警变为1m3以内报警。
小井眼如果还以3m3报警，井控安全系数将要降低三倍以上。
Φ73mm钻杆内流动阻力比环空中的流动阻力小，因此在下钻过程中，钻杆内有时返喷钻井液，当钻开油层后下钻过程中，井下污染的钻井液先进入钻杆内，把上部的原钻井液返喷出来，从而降低了钻具内的液柱压力。
因此在下钻中途要分段循环泥浆，把受污染钻井液循环出来。
否则下钻越深返喷量越大，易导致钻具内井喷。
由上表可以看出，小井眼井筒总容积小，在起下钻时为了便于发现溢流，要用专用罐测量返出和灌入钻井液量，Φ139.7mm套管相当于技术套管，为了发挥技术套管的作用，搬上设备通井后要认真对Φ139.7mm套管按规定试压，检查封堵射孔的炮眼情况和Φ139.7mm套管承压情况，试压不合格不允许下步施工。
补救后试压合格才能进行下步作业。
三、裸眼钻进中的安全问题及对策
Φ139.7mm套管开窗侧钻具有以下难点：
井眼与钻具、尾管的间隙小，循环时的泵压高，井下发生事故处理难。
由于间隙小环空压耗大易井漏，钻时快时砂子上返困难易蹩泵卡钻，下钻遇阻划眼困难，尾管固井前扩眼更危险。
窗口定向时易出现大肚子井眼，时刻威胁到井下安全。
为了防止事故发生，要以预防为主，处理为辅。
我们在施工中主要采取以下对策：
1、在满足井眼轨迹控制的前提下，尽量简化小井眼的钻具结构。
2、钻井液要清洁，携砂性、润滑性、井壁稳定性都要好，含油量保持在10%-15%。
3、在裸眼井段起下钻及首次起下钻的必须控制速度，防止突然遇阻、遇卡、抽吸井喷、压漏地层等。
4、在高压油气层或易漏地层要分段循环下钻，每段都要循环彻底，防止井喷井漏。
同时，要防止在某一固定位置长时间进行循环。
5、下钻遇阻要先循环一周再划眼，时刻注意泵压变化，划一段巩固一段，不要一直划到底。
扩眼时的砂子颗粒大且多，更要控制扩眼速度。
6、每次下钻到底后，先降低柴油机转速，单凡尔缓慢开泵，待钻井液返出正常，泵压正常后，再增大排量，逐渐调整到正常排量。
7、钻时快时，钻进2m-3m要上提循环6min-8min，使砂子分散开，防止憋泵。
钻遇快钻时要认真循环观察。
8、钻进时要定时定深进行短起下钻清砂。
9、钻具在套管内也不能静止，要定期活动钻具，防止钻井液中的砂子沉淀卡钻。
10、防止钻具内外落物，钻进、起下钻时都要用好刮泥器。
11、确定井位搬上设备后要及时停注水井，并卸压至5MPa以内。
12、配齐并用好四级固控设备，小井眼所钻岩屑碎，细砂多，应及时清除，防止砂子在井眼中形成恶性循环。
13、定期对钻具进行探伤检查。
四、小井眼钻井液技术
小井眼钻井液技术难点在于：
侧钻小井眼井因减少了钻井程序，缩短了建井周期，使得钻井液开钻后直接进入目的层。
因时间短，水化性差，造成钻井液稳定性差，易沉淀。
因钻井液材料不能充分溶解，结构力低，不能有效悬浮和携带岩屑，易造成井下复杂，更应该解决好：
井漏问题
1、侧钻小井眼中环空压耗占到75%以上，国外一些资料甚至认为占到90％，环空压耗的大幅增大使钻井液的当量密度相应大幅增加，易造成井漏。
常规井环空压耗占到10%左右。
2、井眼小，钻具与井眼之间的环空间隙小，钻具在井眼内上下活动所产生的压力波动大。
3、油气层段经过多年开采后地层实际压力系数较低。
携砂问题
1、钻井液配制时间短，结构力低，携砂困难。
2、小井眼环空间隙小，正常情况下，环空返速高，泥浆剪切稀释作用明显，而在大肚子井段则返速很低，给携砂洗井带来很大困难。
3、环空压耗高，压持效应明显，而钻头水眼处的水功率又小，对井底清洗造成困难，易留下隐患。
4、井眼环空间隙小，活动钻具产生的压力激动作用较大，易导致井壁失稳，产生掉块，增加洗井难度，在易垮塌地层造成坍塌卡钻。
钻井液技术措施
1、钻井液的配制。
根据侧钻井的特点，采用老浆80%+20%新浆，提高钻井液的稳定性。
如无老浆则提前配6%的坂土浆水化24h，然后加入护胶剂、降滤失剂、流形调节剂，充分循环调整性能达到设计要求。
2、堵漏工艺。
钻进中根据地层特点及临井资料，要及时掌握地层漏失情况。
漏速在1m3/h-8m3/h的采用随钻堵漏，加入超细钙2%～4%+石棉绒1%～2%+细颗粒随钻堵漏剂3%～6%。
当漏速≥8m3/h可以采用：
A、采用DSR堵漏技术，配4%Na-坂土浆+DSR12%+4%贝壳粉+4%核桃壳粉+5%细颗粒随钻堵漏剂。
B、采用MTC技术堵漏。
C、采用化学堵漏技术。
D、采用胶质水泥堵漏。
下入光钻杆至漏层顶部，打入堵漏剂替出钻杆后，起钻至堵剂顶部，关井挤堵漏剂2／3入地层，静止24h。
3、携砂技术。
A、提高钻井液的配制质量，加入足够的护胶剂，保证钻井液的稳定性。
B、钻进中采用HV-CMC提高表观粘度，DPHP、MAN101提高塑性粘度，正电胶提高动切力。
C、大肚子井段，首先采用合适的钻井液体系，防止井塌形成大肚子。
如已形成大肚子，则加强短起下钻清砂，配合稠泥浆推、封，保证井下安全。
D、平稳操作，减少钻具产生的压力激动对井壁的冲击，形成掉块。
4、防卡技术。
侧钻小井眼钻进中，由于液柱压力、环空压耗、接触面积无法改变，只有通过提高钻井和钻井液技术预防卡钻。
A、侧钻前调整好钻井液性能，加入适量三磺材料，形成薄而致密的泥饼，严格控制滤失量≤5ml。
B、尽量采用低密度钻井液，用近平衡压力钻进，减少压差。
C、侧钻前一次性加入原油10%，乳化剂（原油量）3%，并加入固体润滑剂（NSL）1%，采用两种润滑方式降低摩阻，提高钻井液的润滑性能。
五、小井眼复合钻进技术
今年以来，我公司对小井眼开窗侧钻进行了攻关，成功把复合钻井技术引用到小井眼侧钻中。
和过去相比，平均机械钻速提高66%，钻井周期大幅度缩短，使我公司侧钻小井眼技术水平上了一个新的台阶。
（一）、钻头的优选
井下动力钻具配合高效钻头为复合钻井技术,因此选择适合地层特点的钻头，是提高钻井速度的关键。
目前中原油田常用的钻头有：
Φ118mmYA437、YC517、YA517单牙轮钻头；Φ118mmFMP-6、1345SS、GP426L、GP443L、SY0303等PDC钻头。
中原油田小井眼侧钻点多在下部，地层一般是沙一至沙三段，地层可钻性差，因此定向时一般选用短保径的PDC钻头；复合钻进时选用长保径的PDC钻头或单牙轮钻头。
我公司通过单牙轮钻头和PDC钻头的分析对比，选用的是胜利Φ118mmFMP-6PDC钻头配合动力钻具进行复合钻进。
动力钻具配合高效PDC钻头有以下明显优点：
1、PDC钻头定向、扭方位、增斜、稳斜可一次完成；
2、PDC钻头可多次使用，钻头成本低。
3、复合钻进的小井眼平均井径一般在125mm～132mm之间，基本能满足完井、固井需要,不需要扩眼。
（二）、螺杆的合理使用
目前，我公司使用的井下动力钻具主要是螺杆钻具。
针对小井眼的特性，我们选择单弯螺杆对开窗侧钻小井眼进行轨迹控制。
侧钻小井眼Φ95mm螺杆一般不带稳定器，其型号根据弯曲角主要有：
直螺杆、0.5°单弯螺杆、0.75°单弯螺杆、1°单弯螺杆、1.25°单弯螺杆、1.5°单弯螺杆等六种。
1、Φ95mm直螺杆
Φ95mm直螺杆在明1-侧29井使用，。
使用井段1702m～1805m，目的稳斜钻进，使用中井斜从32.5°降至25.12°，降斜率7°/100m，方位从26.81°降至23.38°。
因此对井眼轨迹变化大、深部井段降斜或直井段防斜可用直螺杆。
2、Φ95mm0.75°单弯螺杆
表20.75°单弯螺杆在各井段的使用
序号
井号
使用井段
（m）
造斜率°/100m
钻井方式
井斜变化
方位变化
1
文98-侧17
2527～2857
-4.5
复合钻进
29°↘14°
272°↗284.51°
2
新胡7-侧109
1458～1520
-6.67
复合钻进
27°↘25°
72°未变
3
新胡7-侧109
1520～1550
-3
复合钻进
25°↘24.1°
72°↗73°
4
新胡7-侧109
1550～1580
0.67
定向
24.1°↗24.3°
73°未变
由表2知，0.75°单弯螺杆在小井眼中复合钻进，降斜率一般4°/100m～6°/100m。
由于0.75°单弯螺杆定向扭方位效果差，所以一般不用来定向和扭方位。
3、Φ95mm1°单弯螺杆
表31°单弯螺杆在各井段的使用
序号
井号
使用井段
（m）
造斜率
°/100m
钻井
方式
井斜变化
方位变化
1
明侧170
1975～2087
0.73
复合
钻进
14.4°↘13.58°
258°未变
2
文51-侧52
2530～2835
-10
复合
钻进
47.84°↘17.69°
290°↗302°
3
明侧170
2087～2145
3.16
复合
钻进
13.58°↗15.41°
258°↘252.6°
由表3知，1°单弯螺杆在小井眼中复合钻进，井斜角在15°左右时，稳斜效果比较好；井斜角大于15°时，一般降斜，降斜率10°～/100m15°/100m。
4、Φ95mm1.25°单弯螺杆
表41.25°单弯螺杆在各井段的使用
序号
井号
使用井段
（m）
造斜率
°/100m
钻井方式
井斜变化
方位变化
1
文51-侧52
2340～2368
定向
4.7°↗4.95°
355°↘353°
2
文98-侧17
2447～2527
24.5
定向
3.6°↗29°
240°↗272°
3
新胡7-侧109
1326～1349
13.91
定向
2.8°↗6°
63°↗67°
4
新胡7-侧109
1349～1458
20.64
定向
6°↗28.5°
67°↗71°
5
新胡7-侧109
1580～1595
26.67
定向
24.5°↗28.9°
71°↗74°
6
新胡7-侧109
1595～1916
-2.7
复合钻进
28.9°↘20.22°
74°↗75°
7
明侧170井
1768～1824
19.5
定向
2.6°↗13.5°
256°↗260°
8
明侧170井
1824～1893
-4.3
复合钻进
13.5°↘10.5°
260°↗265°
9
明侧170井
1893～1927
20.6
定向
10.5°↗17.5°
265°↘260°
10
明侧170井
1927～1988
复合钻进
17.5°
260°↗266°
由表4知，φ95mm1.25°单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率50°/100m～110°/100m；全力增斜时造斜率16°/100m～25°/100m；复合钻进一般降斜，降斜率3°/100m～5°/100m。
5、Φ95mm1.5°单弯螺杆
表51.5°单弯螺杆在各井段的使用
序号
井号
使用井段
（m）
造斜率
°/100m
钻井方式
井斜变化
方位变化
1
文51-侧52
2368～2390
245
定向
6.84°↗8.5°
342.82°↗296.5°
2
文51-侧52
2390～2530
25～28
定向
8.5°↘47.84°
296°↗293°
3
明1-侧29
1641～1684
27
定向
30.2°↗31°
6°↗22°
由表5知，Φ95mm1.5°单弯螺杆全力扭方位时，扭方位率250°/100m～300°/100m；全力增斜时造斜率28°/100m～30°/100m；φ95mm1.5°单弯螺杆由于弯度大，钻头偏移量大，复合钻进时螺杆芯子受交变应力大，易断芯子，所以尽量少用1.5°单弯复合钻进。
（三）、小井眼轨迹控制
1、侧钻小井眼钻进常用钻具组合:
①、Φ118mm单牙轮钻头+Φ105mmNDC1根+Φ105mmDC2根
②、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm1.5°单弯螺杆+Φ105mmNDC1根+Φ89mm承压钻杆6根
③、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm1.25°单弯螺杆+Φ105mmNDC+Φ89mm承压钻杆6根
④、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm1°单弯螺杆+Φ105mmNDC+Φ89mm承压钻杆6根
⑤、Φ118mmPDC钻头+Φ95mm0.75°单弯螺杆+Φ105mmNDC+Φ89mm承压钻杆6根
2、井眼轨迹控制
a、开完窗，一般用第①种结构钻进20m以脱离老井眼。
起钻前测单点，若方位与设计方位偏差较大，下入第②种结构组合。
1.5°单弯螺杆扭方位效果好，一般井斜5°以内，一个单根可扭方位25°～30°。
b、井斜在30°以内的小井眼，下入第③种组合。
定向至最大井斜后，启动转盘复合钻进。
c、Φ118mmPDC＋1°单弯螺杆是小井眼复合钻进的最佳组合。
增完斜下入第④种结构，钻进过程中，发现井斜、方位变化可随时改为滑动钻进，及时控制井眼轨迹。
d、0.75°单弯和直螺杆，复合钻进事故率低，因此井下情况复杂或需要降井斜井段，可下入第⑤种组合。
e、小井眼复合钻进参数：
钻压20KN～30KN；转速50r/min～60r/min；排量6l/s～10l/s。
f、无论何种钻具组合，钻进中要及时测量井斜，有问题及时采取措施。
在满足井身质量的前提下，尽量简化钻具结构，及时短起下钻进行清砂,防止事故发生。
g、通常情况，稳斜段采用1°或0.75°单弯螺杆进行复合钻进。
在不考虑地层倾角的情况下，0.75°单弯复合钻进降斜率5°/100m；1°单弯螺杆复合钻进降斜率10°/100m～15°/100m；且井斜角越大，降斜率越高。
因此在定向时可根据地层倾角留有一定增降斜量。
（四）、现场应用
今年我公司完成开窗侧钻井8口，平均侧钻井深2397.88m，平均裸眼段长488.6m，平均钻井周期14.67天/口，建井周期33.63天/口，平均机械钻速2.75m/h。
钻井速度比过去平均机械钻速1.66m/h提高66%，复合钻井技术在小井眼侧钻井中发挥了巨大的作用。
表5是2003年完成的8口开窗侧钻井的技术指标统计情况。
（五）、几点认识
（1）、井下动力钻具配合高效钻头复合钻井在小井眼中的成功应用，大幅度提高了机械钻速，缩短了钻井周期，创造了良好的经济效益。
（2）、胜利Φ118mmFMP-6PDC钻头在明1-侧29井沙一至沙三段钻进，平均机械钻速高达3.5m/h。
但在文209块沙二段泥岩地层，机械钻速较低。
因此研制适合中原油田各种地层的PDC钻头系列十分必要。
（3）、0.75°、1°、1.25°单弯螺杆配合高效钻头复合钻进，在一般地层均降斜，限制了小井眼钻进速度的提高。
（4）、采用井下动力钻具配合高效钻头钻井，简化了钻具结构，减少了钻铤，井下安全性提高，因此复合钻井技术适合小井眼侧钻井的施工。
六、小井眼完井技术
Φ139.7mm油层套管开窗侧钻井，钻进时用Φ118mm钻头，完井下入Φ101.6mm或Φ104.8mm尾管，理论环空间隙为8.2mm-6.6mm，与常规Φ215.9mm钻头下入Φ139.7mm套管井眼（理论环空间隙38.1mm）相比较而言为小井眼微间隙。
（一）、小井眼微间隙完井技术难点
1、空间隙小，循环排量受到限制，裸眼“大肚子”井段岩屑难以携带干净，固井施工风险大。
2、环空间隙小，施工泵压高，顶替排量受到限制，顶替效率低，环空泥浆易形成滞留带，替泥浆过程中发生窜槽，固井质量差。
3、固井施工泵压高，蹩漏地层的危险随时存在，一但发生井漏，环空水泥返高无法保证，严重威胁到固井质量。
4、套管重
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