WS—Ⅰ型超低渗暂堵剂提高调整井固井质量可行性
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油田开发对调整井固井质量的要求
在油田开发过程中，不同开发阶段对固井质量提出的要求不同。现阶段调整井开发对象是表外储层和薄差油层，油层与隔层的厚度最薄处仅0.2米，不仅要求固井质量合格率，还要及固井质量优质率；不仅要求厚油层隔层封固好，还要求全井及每个小层的隔层封固好。
固井质量差的原因分析
就目前调整井固井来说，造成固井质量差的原因主要有：
井径不规则的影响。据采油六厂半年报数据，截止今年5月份，采油六厂今年所钻的调整井中，井眼扩大率大的井达17%。井眼扩大率大导致固井质量差的问题比较突出。
井眼扩大率大的井眼，井眼处会出现局部不循环滞流区。在滞流区存有钻井液、前置液和水泥浆等形成的混合物及滤饼，将严重影响水泥浆的固化过程及固化后的强度，导致在第二界面形成流体渗流通道，最终导致窜槽（如井壁上存在2mm的泥饼，当其收缩45%时会产生0.1mm宽的缝隙，其渗透率高达几个 m2）。在目的层中，泥页岩是油层的盖层或隔层，若薄的隔层处井眼有“大肚子”，固井后第二界面发生窜槽就几乎不可避免。这就是为什么在钻井过程中井眼扩大率大的井，固井质量检测第一界面优质（合格），射孔后很快就发现窜槽的原因之一。
在钻井过程中，当钻井液柱压力与地层压力之差较大时，压稳与漏失的矛盾就十分突出。为了压稳，需使用密度尽可能高的钻井液，为了防止漏失，不得不尽可能的降低钻井液的密度，在这一矛盾无法兼顾时，必将发生的就是溢流钻进或漏失钻进，使井壁不稳定，井径不规则，井眼扩大，最终导致固井质量差。
低渗高压层的影响。对近年来调整井固井质量分析结果表明，低渗高压层固井质量问题主要集中发生在S0～S1，约占固井质量问题总数的50%。
低渗高压层的特点是泄压缓。钻井前，在有限的停注放溢时间内，即使是注水井井口压力释放到规定值，也只能表明其井点附近有限范围内的泄压情况，而设计预钻井位地层压力大多不能有效降低。
当固井水泥浆柱压力小于低渗高压层压力时，地层流体侵入水泥浆，造成水泥浆固化胶结不好，水泥石孔隙增大，使地层流体窜流有了通道；当固井水泥浆柱压力大于低渗高压层压力，但大于值小于1.0MPa时，因水泥浆从初凝到终凝的稠化过程中，产生的“失重”现象可使水泥浆柱压力小于低渗高压层的压力，引发同上一种情况一样的问题。这就是固井质量随着时间的延长水泥胶结指数不断降低的另一个原因。
高渗低压层（漏失层）的影响。高渗低压层有大的滤失通道，层内有较大的容纳滤液空间，当固井水泥浆柱压力与层内压力的压差较大（大于5MPa）时，固井水泥浆因失水过多，在井壁上形成厚厚的水泥饼，造成桥堵和窜槽。
解决固井质量差的问题难以上三个方面不是单独影响，而是共同影响，研究表明其实质是纵向上地层的层间压差大（压差大于9.5MPa）造成大的。若要彻底解决调整井固井质量差的问题，就必须解决地层层间压差大的问题。
若有一种产品，能提高高渗低压层的承压能力，使DSF
WS-Ⅰ型超低渗暂堵剂通过增强滤饼强度，大幅度提高岩心的承压能力，使低压地层的承压能力可控，可按需要“设计”层间压差，即可以保证钻井安全，又确保固井质量优质。
不同条件下砂床实验结果。基浆配方：5%膨润土+0.5%FA367+0.8%NPAN+0.3%XY27+1%FT-1+0.3%CSW-1。
从表中看出：不同砂床目数下均能实现零滤失。随砂床目数增加，侵入深度减小；随压力增加，侵入深度增加。可通过用产品加量方式调节侵入砂床（地层）深度。
从表中看出，温度对侵入砂床深度影响不大。
提高岩心承压能力室内实验。在基浆中加入WSⅠ型超低渗暂堵剂，在50℃条件下进行岩心承压实验。
基浆配方：5%膨润土+0.5%FA367+0.8%NPAN+0.3%XY27+1%FT-1+0.3%CSW-1
注：采用高温高压失水仪测定结果，岩心渗透率在845.21.X10-3～892.32X10-3 m2范围内
实验结果表明，随产品加量的增加，岩心的承压能力大幅度提高。其意义为：可根据待钻井区地层的层间压差的具体情况确定低压层需要提高的承压数值，用该区该层位的岩心做承压能力实验。
经济效益分析
对于DSF
钻井时使用WSⅠ型超低渗暂堵剂，单井投入增加约4万元，单井封窜费用按20万计算，则采用WSⅠ型超低渗暂堵剂，单井可少投入16万元。同时，钻井时使用WSⅠ型超低渗暂堵剂，还可以起到很好的保护油层的作用，又产生较大的经济效益。
认识及结论
调整井固井质量差是地层层间压差大造成的。压差大使钻井过程中产生“大肚子”井眼，使固井过程中的水泥浆柱压不稳地层，导致固井质量差。
调整井固井质量差的井与地层层间压差大的井的对应关系如何，还需要细致、深入地统计研究，究竟多大的层间压差算大需要有一个定量的数据。
WS-Ⅰ型超低渗暂堵剂室内实验说明它可以解决大庆油田调整井钻、固井过程中难以解决的地层层间压差大的问题。