第七章低压易漏长裸眼固井技术(二稿)

目录

第七章低压易漏长裸眼固井技术第一节概述

一、国外发展情况

二、国内发展情况

第二节低压易漏长裸眼固井技术难点和关键技术

一、技术难点

二、关键技术

第三节低压易漏长裸眼地层压力预测

一、地层压力预测

二、地层破裂压力预测

第四节低压易漏长裸眼固井水泥浆技术

一、粉煤灰低密度水泥浆技术

二、空心微珠低密度水泥浆技术

三、化学泡沫低密度水泥浆技术

四、矿渣低密度水泥浆技术

五、高强低密度水泥浆技术

第五节低压易漏长裸眼固井施工技术

一、综合防漏堵漏技术措施

二、低压易漏长裸眼固井施工技术

三、分级施工技术

第七章低压易漏长裸眼固井技术

第一节概述

在石油、天然气钻探和开发过程中，要钻穿多个地层，每个地层的承压能

力各不相同，为了提高钻井速度，降低成本，在地层条件（塌、漏）许可的情况下，一般钻达地层较深，在这多个地层中，有些地层（洛河、刘家沟等）破裂压

力低，不能承受常规水泥浆液柱压力，要对这段地层进行封固，就形成了低压易

漏长裸眼的固井问题。

何为低压易漏长裸眼固井？目前尚无统一的概念界定。本章的低压易漏长裸

眼固井技术是指封固段存在低压漏失层，若固井，必须应用非常规的水泥浆体系

及施工工艺，一次封固井段超过1000米或使用分级注水泥器封固段总长超过2500米的特殊固井工艺技术。这个问题，在全国大部分油气田都存在，特别在

长庆、吐哈、辽河、新疆等油田较为突出，经过研究与实践，特别是通过九·五

攻关，低压易漏长裸眼固井技术取得了大发展，形成了相应的特色技术。

一、国外发展情况

低压易漏地层在国内外是一种普遍的现实，在固井中为了防止发生漏失，防止储层污染，一般采用降低水泥浆的密度。60年代初，在中东、苏联、美国墨西哥湾等地区已广泛成功地使用了以膨润土、硅藻土、膨胀珍珠岩、水玻璃、硅质充填物等材料配置的低密度水泥浆，用这类材料配置具有合适强度的水泥浆最低密度极限是1.31g/cm3。自1978年以来，国外已研究出了两种超低密度水泥浆，一种是高强度空心微珠水泥浆; 另一种是泡沫水泥浆，前者密度最低可以到0.96g/cm3，后者密度可低达0.72 g/cm3，1979年美国在西德克萨斯的Spraberry油田，使用泡沫水泥浆（密度0.82-1.14 g/cm3 ，失水＜200mL），解决了该地区丙烷气层和几个漏失层并混有硫化氢腐蚀水层的水泥返高问题。但是低密度水泥浆由于水灰比、外掺料较大，一般具有较低的抗压强度和较高的渗透性，其应用受到限制。九十年代后期，司仑贝谢Revil P等利用紧密堆积理论，提出了一种设计高性能低密度水泥浆的全新方法，这种方法基于正确选择用于干混合的组分，并优化配料粒度和配比，使水泥浆的流变性、稳定性、抗压强度等性能不再受水泥浆密度的限制，配制的低密度水泥浆的性能可与常规密度水泥浆的性能相媲美。目前美国司仑贝谢油田服务公司又提出了“可替代泡沫水泥的低密高强水泥浆”，采用密度为0.36的具有高强度抗压缩的空心玻璃微珠，可将低密度水泥浆低至0.98g/cm3，其抗压强度可与正常密度的水

泥浆相当，渗透率比正常密度的水泥石低十倍，并进行了成功应用，成为该领域的先导者。另外，就是下多级套管。这些技术的应用一般突破了成本的制约。

二、国内发展情况

鄂尔多斯盆地大部分地区存在着严重漏失问题,•尤其是陇东中生界白垩系

洛河层宜君组地层,厚约230-580米,是一组受海拔控制的区域性水层,该层孔隙度大,渗透率高,连通性好,极易发生压差性漏失。陕北气田属于一个低压、低渗、致

密气田，其封固特点为含气段长、温差变化大、层间水活跃、上部地层承压能力低。地层孔隙压力梯度为0.0112MPa/m，气层破裂压力梯度为0.016MPa/m。裸眼

段长有些超过3500米。

吐哈油田油藏为“低压、低渗、低孔隙度”性质，油气层分布井段长，随着

油田的不断勘探开发以及上至浅层白垩系、下到深层二叠系的多层系勘探，要求

封固的目的层越来越多，封固段越来越长，另外部分特殊开发井也需要全井封固。从油藏特性上看，储层压力普遍偏低，压力系数0.9～1.05g/cm3，部分区块甚

至低于0.7 g/cm3。鄯善油田容易发生漏失，这就为固井留下了隐患，所以必

须解决固井过程中的漏失问题。在丘东气田，固井要求全井水泥封固。考虑到气

井密封的严格要求、分级注水泥的高风险性，必须采用一次上返固井工艺技术。

国内低压易漏现象较为普遍，80年代以来，长庆油气田的低压易漏层，克

拉玛依油田的低压浅层易漏油气井，辽河油田的低压稠油热采井及中原油田的中

深易漏油气井中，相继使用了粉煤灰低密度水泥浆、白土低密度水泥浆和漂珠低

密度水泥浆等待。随后又开发了化学泡沫水泥浆密度和低密高强水泥浆技术，同

时该水泥浆体系还用在目的层封固上。工艺上，完善与发展了多级固井技术，一

次上返固井技术，正注返挤固井技术等。

第二节低压易漏长裸眼固井技术难点和关键技术

一．技术难点

低压易漏长裸眼井存在着比常规井更多的固井技术难题，必须进行研究攻关

才能解决技术问题，也才能进一步促使技术的进步。这种类型井由于种种原因，简化井身结构，使得裸眼段长，穿越多层压力体系，封固井筒中各地层的难点全

部集中在一起，而且固井过程中发生漏失的几率较大。对注水泥作业以及如何提

高固井质量提出了严峻的考验，主要表现在下列几个方面：

1．井漏问题

对于气井而言，注水引起地层压力异常以及气层流体可能对水泥造成侵害，水泥浆要求返高至地面，封固段较长，上下温度差异大，地层承压能力较低于环空水泥浆液柱压力时，就会发生漏失，为保证水泥浆返到设计高度，而不发生漏失，是低压易漏长裸眼固井作业的一个难点。

2.低密度水泥问题

采用低密度水泥浆固井是降低环空液柱压力的主要措施，但充填型低密度水泥浆和漂珠低密度水泥浆水泥石的抗压强度低，若使用不当会出现问题，无法满足油气层段的射孔要求及油气层改造的要求。对于有些探井，地层压力很低，在打钻过程中一直伴随着井漏，固井时井漏极易发生，甚至是不能避免的，如何解决固井过程中水泥浆漏失的情况下返高不够的问题，以及失重对固井质量的影响等难点。

3.长裸眼问题

裸眼段长，封固井段所需的水泥量大，固井施工时间长，而由于低压易漏层的存在，不可能大排量注替水泥浆，施工难度高，风险加大。若采用常规水泥浆体系，施工压力会大大增加固井的风险而环空液柱压力的增大会压漏地层，影响固井质量。采用低密度水泥浆，对注水泥工艺和水泥浆密度控制要求更高。若低密度水泥浆还不能解决问题，就必须与双级（或多级）注水泥浆工艺技术结合。

井段长造成井底与井口的温度差异过大，陕北气田井深3500-4500m，以正常的井温梯度计算，井口温度为25-30℃，而井底温度可达85-95℃，上下温差在60-70℃。在吐哈油田、塔河油田由于井深达5500m左右，温差更大。以井底循环温度为基准设计的水泥浆体系，在上部井段会长时间不凝固，容易引起地层流体浸入。由于存在低压易漏段，注水泥施工过程中，不可能以大排量顶替来达到提高顶替效率的目的，因此必须保证水泥浆有很好的流动性。

5．顶替效率问题

水泥浆的流变性与水泥浆的稳定性是相互矛盾的。水泥浆的流变性好，顶替效率高，但浆体的稳定性相对会变差。合理进行水泥浆流变学设计，平衡流动性能与稳定性的关系。长裸眼段井，由于穿越多个地层、多套压力体系可能还有不同的钻井液体系的浸泡，井径变化不规则，形成“大肚子”井眼，有钻井液滞留区，不易被水泥浆顶替彻底；由于存在低压易漏层系，因此施工排量不能过大，