9月29日，从西南油气田公司获悉，蓬阳119井全程应用精细控压技术，攻克“窄密度窗口”技术难题，实现“零漏失、零回流、短下塞”，顺利完成Φ139.7+177.8+184.15毫米复合尾管固井作业，这是蓬莱气区首次在水平井段应用复合尾管固井工艺取得圆满成功，进一步推动川中二叠系储量井高效高质量上产。
为支持2025年提交探明储量，根据最新地质认识并经过工程论证，西南油气田公司对蓬阳119井进行了靶区调整，并由直井调整为定向井。但215.9毫米井眼不具备下177.8毫米尾管的条件，所以调整为复合尾管固井。
复合尾管固井作业面临“三大极限”挑战，一是密度窗口极限。密度窗口窄，地层承压能力弱，需要精准把控泥浆密度以避免漏失。二是管柱结构极限。较常规两段式定向井尾管结构，三段式的复合尾管结构对井眼轨迹、套管居中度和水泥环整体密封性提出更高要求。三是固井工艺极限。为实现短下塞，需要控制碰压座与尾管鞋相距15米左右，水泥塞施工控制难度大。
面对挑战，西南油气田公司积极应对，依托精细控压（MPD）技术，实时动态控制井底压力，保障固井作业全程无漏失。应用高精度流量计与密度计实时记录顶替排量与泥浆密度，为精准碰压提供数据支撑。施工期间，实施专人上井全程把关，确保下套管扭矩、套管下深与居中度符合设计要求，保障胶塞精准到达预置位置，形成清晰的碰压信号，水泥浆被顶替至预定位置。整个复合尾管固井作业一气呵成，最终实现坐挂牢固、倒扣顺利、精准碰压、无回流的效果，各项施工指标均达到设计要求。
蓬阳119井复合尾管固井成功，验证了复合尾管结构+精细控压固井技术+精准水泥塞控制技术结合的可行性，对保障固井质量，提升井筒完整性具有重要技术和经济意义。
