中原油田漏失井固井技术
油田防漏固井施工技术的分析
油 田防漏 固井施 工技 术 的分 析
戴 峰
黑龙 江 大庆 １ ６ ３ ０ ０ ０ ） （ 大庆 钻探 集 团钻井 技 术服 务一 公 司
也可能是没有控制好操作力度而破坏地层， 如果不能遵照工作规范控制钻速也
是可能造 成井漏 的原 因。 当然 ， 在 自然界 中也潜在 可能造成 井漏 的原因 ， 比如 自 然界 中关于地层 的冲击 原 因， 以及复杂 的地质 层之 间变化 ， 都可能 形成漏道 ， 从
而发 生油 田井 漏现 象 。
漏这种危害现象为主， 针对井漏现象采取有效的预防井漏以及加固油井技术 ，
避 免类 似情 况发 生 的前提 下 ， 可 以避免 造成 更严 重的损 害 。 １油田井 漏 发生 的原 因及 危 害 在油 田实际工作 中 ， 井 漏 的发 生多会 发生在工作 人员不规 范的工作 操作而 造 成在 地层 中形 成细小 的 间隙 ， 逐渐 发展就 会形成 最终 的井漏 现在 ， 在 操作 中 所 存在 的问题 可能是 因为没有控 制好在 油井 中钻 井液所 需要 的具 体调配 比例 ，
据实际的施工条件 ， 就现有技术上选择在资源等综合方面都有合理技术安排 。
３多压 层系 的防 漏同 井施 工技 术 由于地 层的压力分 配是不 同的 ， 所 以可 能形成的地 层压力也 会 因分 配不 同 而形成 多种压力层 次 ， 对于压力 比较高 的层面要 是想在压 力上有 所加大就 很难 对 于压 力有 所掌 控 ， 而想要 在压 力 比较 高的层 面稳 定住压 力 ， 就可 能 因为原有 压 力 的作用导致 漏失情 况 ， 所以， 想控 制 不漏 就要 稳定住上 面的压力 层面 ， 所 以
中原油田139.7mm开窗侧钻井固井技术
中原油田5 1/2＂开窗侧钻井固井技术一、前言中原油田目前处于开发的中后期，勘探上没有重大突破，原油生产任务艰巨。
由于中原油田先天具有的高温、高压、盐层发育等特点，造成生产套管挤毁、错断、腐蚀；井内有落物沙埋等。
由于地质因素，造成部分井未钻遇可采油层，需要改变地质设计方案、更换新井底位置等等。
为了恢复井网，减少损失储量，救活老井降低油田开采成本， 5 1/2＂套管开窗侧钻，在5 1/2＂井眼内下4＂套管、或采用尾管固井等工艺，但是由于井下复杂加上新井眼尺寸小固井施工难度较大，常导致固井憋泵和一次作业成功率低，固井质量差等现象。
为此，今年来我们专门针对开窗侧钻井固井技术进行研究工作，对不合格井及事故井进行分析，形成了一套较为成熟的小井眼固井技术，较好的解决了固井一次成功率和固井质量问题。
二、固井难点分析1、环空间隙小，形成的水泥环薄。
φ118mm钻头与φ101.6mm套管间形成的间隙仅有8.2mm，远小于常规固井要求套管外环空的最小间隙值19.1mm，如此薄的水泥环抵抗外载能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度要求更高。
2、环空摩阻大，施工压力高。
小间隙内摩擦系数相对较大，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。
3、井斜大。
井眼中下入扶正器的难度和风险也很大，有时根本不能下入扶正器，因而套管在井眼中不易居中，从而严重影响了环空中顶替效益的提高。
4、水泥浆整体性能的细微变化对水泥环的质量都将产生很大影响。
如很少的析水可产生很长的环空自由水窜槽，而水泥浆稳定性差，稍有固相颗粒下沉，将会在井斜段井筒上部产生疏松胶结现象，导致地层间封固失效。
5、声幅测井容易产生遇阻现象。
这主要是计量不准和拔出中心管后，开泵不妥造成喇叭口附近水泥浆下沉留水泥塞现象。
6、油气水窜槽现象。
这主要是油气水层活跃或水泥浆在候凝过程产生失重致使油气水层欠压稳，以至产生窜槽，影响封固质量。
固井技术(油气井钻井工程中的环节)
固井技术（油气井钻井工程中的环节）引言：一、固井前的准备工作1.确定井口注入液体的类型：根据不同的井口情况和需要达到的效果，选择合适的固井液体类型。
一般来说，常用的固井液体有水泥浆、聚合物浆料等。
2.准备固井液体：按照井口注入液体的类型，准备相应的固井液体。
这其中包括水泥、添加剂等。
二、固井工艺的选择与设计1.固井方式的选择：根据井眼的地质情况、井深、钻井环境等因素，选择适合的固井方式。
常见的固井方式有单胶囊固井、双胶囊固井以及二级固井等。
2.固井设计：根据地层情况、井口注入液体类型以及固井目的，设计固井方案。
固井设计需要考虑井深、井眼直径、地层特征等因素。
三、固井液体的注入与硬化1.液体注入：将准备好的固井液体注入井口，注入过程需要通过压力控制保证注入效果。
2.硬化过程：固井液体在注入井口后，会发生硬化过程。
这个过程将使固井液体逐渐变硬，形成固体胶体，从而形成固定的井壁。
四、固井质量的控制与评估1.固井质量的控制：通过监测井口注入液体的压力、流量等指标，控制固井的质量。
一般来说，压力和流量的变化可以体现固井质量的好坏。
2.固井质量的评估：固井完成后，通过各种方法对固井质量进行评估。
例如，可以使用超声波传感器对固井质量进行检测，判断是否存在裂缝、空洞等问题。
五、固井后的后续工作1.固井封堵：对已经固化的固井液体进行封堵处理，以保证井壁的密封性。
这个过程中需要根据固井质量评估的结果，采取相应的措施。
2.固井记录与分析：对固井过程进行记录和分析，以便今后类似井口的固井作业有所借鉴。
总结：固井技术在油气井钻井工程中起着至关重要的作用。
固井工作需要进行充分的准备工作，选择合适的固井工艺，并在液体注入与硬化过程中进行控制与评估。
固井工作完成后，需要进行后续的封堵和分析工作。
通过合理的固井技术，能够保证井壁的稳定性，防止地层流体泄漏，从而提高油气采收率，并保护地下水资源的安全。
石油工程技术 井下作业 油水井破损套管的化学堵漏修复技术
油水井破损套管的化学堵漏修复中原油田由于盐膏层发育,地质条件复杂以及长期注水开发,特别是增压注水,油水井套管破损现象十分普遍,井况恶化问题日益突出。
特别是一些老井,由于油层套管使用时间过长,固井水泥又没有完全封固油层套管,在套管自由段和封固段因腐蚀造成穿孔,再加上套管变形、破损等现象,造成地层出钻井液、出水,严重影响油水井的正常生产。
目前,解决油水井因腐蚀和其他原因造成的套管破漏穿孔问题主要采用常规无机胶凝材料堵漏和热固性树脂堵漏方法,以及部分换套大修工艺和内衬小直径套管工艺。
但这些技术常常由于受到使用效果、使用有效期和施工费用的限制,许多油水井的套漏问题不能得到及时有效地解决,制约了油气生产。
以最常用的无机胶凝材料堵漏技术（如水泥膨润土堵漏）和热固性树脂增漏技术（如脲醛树脂堵漏）为例,目前油水井破损套管的化学堵漏修复主要存在下列问题：（1）堵剂不能有效地驻留在封堵层位,堵剂替至目的层后未凝固前就已漏失掉,造成堵浆注入量大,施工时间长。
（2）形成的固化体脆性大,易收缩,不能与周围介质形成牢固的界面胶结,在注采压力的作用下使封堵失效,缩短了施工有效期,对于薄层和小井眼封堵封窜更是如此。
（3）堵剂适应性和安全可靠性差,施工风险大。
为克服上述工艺的缺陷,针对套管破损穿孔漏失等问题,开展了油水井破损套管化学堵漏修复技术研究，研制出能在漏失位置有效驻留，并能形成界面胶结强度高、有效期长的封固层的新型化学堵剂YLD-1，在破损套管的化学堵漏修复方面取得重大突破，显示出良好的应用前景。
1室内试验1.1该技术对化学堵剂的性能要求1.1.1化学堵剂进入封堵层后，能够快速形成网架结构，有效地滞留在封堵层内。
1.1.2在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机堵剂的协同效应和化学反应，能够在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微膨胀和有效期长的固化体。
1.1.3能与周围介质胶结成一个牢固的整体。
1.1.4配制的堵浆流动性和稳定性好，挤注压力低，固化时间易于调整。
石油工程技术 井下作业 找漏与堵漏关键技术
找漏与堵漏关键技术1套管破漏情况分析油层套管的破漏，直接影响油水井的正常生产，破漏严重的使油水井不能生产。
甚至造成地面环境污染。
大修作业对套管破漏的维修是常见而重要的工序之一。
油水井套管破漏绝大部分发生在水泥返高以上，发生的原因有：固井质量不好，管外水泥返高不够，未能将水层封住，套管受硫化氢水腐蚀和管外水的侵蚀、氧化等影响发生腐蚀性损坏。
套管质量存在缺陷，不能承受过高的压力以及增产或作业措施不当而损坏套管。
在注采过程中，由于技术处理不当，压差过大引起油水井出砂、地层坪塌、地层结构被破坏所发生的内外力的作用致使套管损坏。
由于套管质量、管外油、气、水的腐蚀和施工原因造成套管在不同位置、不同类型的漏失，根据现场实际情况，套管的破漏大体可分为以下三种情况:1.1腐蚀性破漏腐蚀性破漏多发生在水泥返高以上的套管，由管外硫化氢水等腐蚀性物质引起。
其特点是：破漏段长，破漏程度严重，多伴有腐蚀性穿孔和管外出油、气、水。
1.2裂缝性破漏由于受压裂高压或作业因素所产生内力作用造成破漏。
其特点是：破漏段长，试压时压力越高漏失量越大。
1.3套损破漏由于受地层应力作用形成的外挤力所造成的破漏，其特点都是向内破，属局部性的套损破漏。
2找漏各种因素造成的套管破漏均会影响油井正常生产。
因此要恢复油井正常生产必须堵漏。
要成功堵漏：首先要确定漏失的类型、漏失位置、漏失压力和漏失量，以便于确定堵漏方法和提高施工效率。
套管找漏的方法目前有测流体电阻法、木塞法、井径仪测井法、封隔器试压法、FD找漏法、井下视像等。
随着科学技术的发展，生产工艺水平的不断提高，找漏方法甚多，但目前现场采用较多的还是工程测井、FD找漏、封隔器试压为主要找漏方法。
2.1测流体电阻法找漏其原理是利用井内两种不同电阻的流体，采用流体电阻仪测出不同液面电阻差值的界面决定其漏失位置。
2.2木塞法找漏木塞法找漏是用一个木塞较套管内径小6～8mm，两端胶皮比套管内径大4～6mm的组合体投入套管内，坐好井口后替挤清水，当木塞被推至破口位置以下后，泵压下降，流体便从破口处排出管外，不再推动木塞，停泵后测得的木塞深度，即为套管破漏位置。
石油钻探固井技术
固井质量难以保障。
天然裂缝和断层
03
天然裂缝和断层可能导致水泥浆漏失，降低固井质量，甚至引
发安全事故。
高温高压环境下的固井挑战
水泥浆性能下降
高温环境下，水泥浆易稠化、失水，导致性能下降，难以满足固 井要求。
环空压力控制
高温高压环境下，环空压力控制难度大，易出现压力失衡问题。
套管损坏风险增加
高温高压环境对套管材料性能要求高，套管损坏风险增加。
钻井与固井一体化技术
随着钻井技术的不断发展，未来有望实现钻井与固井的一体化，即在 钻井过程中同步完成固井作业，提高作业效率和质量。
谢谢
THANKS
针对深海高压低温环境，采用高性能 固井材料和工艺，提高井筒稳定性和 密封性。
特殊地质条件下的石油钻探
1 2
高温高压油气藏钻探
在高温高压油气藏中，采用耐高温高压的固井材 料和工艺，确保井筒稳定性和密封性。
含硫油气藏钻探
针对含硫油气藏，采用抗硫固井材料和工艺，防 止硫化氢等腐蚀性气体对井筒的破坏。
3
盐膏层油气藏钻探
深水区域的固井挑战
深水低温
深水区域温度低，水泥浆易凝固，影响固井质量。
海底不稳定
海底地质条件复杂，可能存在淤泥、流沙等不稳 定因素，增加固井难度。
深水压力
深水区域压力大，对固井设备和材料性能要求高。
针对挑战的解决方案
复杂地质条件下
采用高性能水泥浆体系，提高水泥浆的适应性和稳定性； 采用先进的固井工艺和技术，如分级注水泥、尾管固井等， 提高固井质量。
对未来发展趋势的展望
智能化固井技术
随着人工智能和大数据技术的发展，未来固井技术将更加智能化，实 现实时数据监测、智能决策和远程控制，提高固井质量和效率。
中原油田内蒙探区浅水平井固井技术
中原油田内蒙探区浅水平井固井技术【摘要】内蒙探区稠油浅水平井，油层埋藏较浅、油层胶结较疏松、井眼曲率大等特点，并采用筛管完井，对储层伤害小，提高采收率，通过对该地区的固井技术研究，有效的解决稠油浅水平井固井难题。
【关键词】稠油水平井井眼净化筛管中原油田内蒙探区稠油浅水平井位于白音查干地区，其代表井号有达9-平1井、锡14-平1井，油层埋深浅（300-600m），由于油层埋藏浅、压实及其成岩作用强度较弱，油层胶结较疏松。
并且是水平稠油热采井，这给固井带来了一系列的难题。
1 井身结构及特点该区块中的水平井油层埋藏较浅，一般在出表层套管100m左右开始测斜，钻深至250m左右到达油层的顶部，最大井斜为75°，开始采用水平钻进方法，钻穿5-6个储层。
为提高油气采收率，有效避免油气产层污染，一般采用套管加筛管完井，即套管下至离油顶30m左右，连接热力补偿器、防砂筛管至井底，完全下在水平井段。
筛管完井，对储层伤害小，井筒与地层的沟通程度高。
同时下入热力补偿器，可有效避免热采中高温而击毁筛管。
如锡14-平1井身套管结构如下：φ273.1x79+φ177.8x430.18+φ190x780.67（筛管）垂深403.67 m水平位移494.77 m2 存在的难点2.1 压力系数低，易发生井漏由于储层埋藏较浅，银根组储层以砂砾岩、含砾不等粒砂岩为主，埋深较浅，分选性差，结构较疏松，压实及其成岩作用强度较弱，易破裂，压力系数仅为0.8，易发生井漏，导致固井失败。
2.2 对水泥浆性能要求高该区块为热采井，因此所选水泥浆体系既要抗高温、防井漏，又要在低温条件下形成强度快，防止油气窜槽又要满足在高温条件下开采水泥石强度不衰退和渗透率不增大，防止出现井口窜汽现象。
这给水泥浆体系提出更高的要求。
2.3 套管下入困难由于造斜段短，下入套管短，筛管长，重量轻，摩阻大，导致套管与筛管难下入到预定位置。
2.4 井径不规则，易形成“糖葫芦”井眼井较浅，压实及其成岩作用强度较弱，易掉块、垮塌，易形成“糖葫芦”井眼2.5 裸眼封隔器、井口密封装置、油管与套管之间的密封及分级箍等工具优选，直接影响固井的成败。
钻井工程中井漏的预防及堵漏技术分析
钻井工程中井漏的预防及堵漏技术分析摘要：近年来，我国社会经济发展迅速，石油资源需求量持续增加，因此石油资源勘探力度不断加深。
石油资源的勘探开发过程中，钻井属于重要设备，因为钻井井型复杂程度不断加深，因此钻井的施工工艺更为复杂化，导致钻井事故频发，直接影响到钻井施工的安全性。
为保证钻井作业的安全性，必须重视井漏的预防以及堵漏作业。
关键词：钻井工程；井漏；预防；堵漏技术；因为我国地质条件复杂，地区间差异性较大，因此井漏事故的诱发原因相对多元化，根据漏速等因素的不同，井漏可以分为不同的类型。
钻进施工作业当中，导致井漏事故的原因比较复杂化，必须重视以及做好井漏事故有效预防，结合井漏的具体状况，运用合理的堵漏技术，在保证钻井作业安全性的同时，也给我国石油资源勘探作业奠定基础保障。
1、钻井工程中井漏事故分析钻井施工作业中井漏事故比较常见，和地层与钻井施工等因素密切相关。
地层的孔隙度相对较大，并且有裂缝与溶洞等情况时，钻井液便会进入到地层中，直接导致井漏事故。
钻井液的密度较大，井筒内部压力超出地层压力产生压力差，在压力差达到临界值时导致井漏事故。
此外，地层的裂缝与溶洞相对较大，超出了钻井液内固相颗粒的尺寸也会导致井漏事故。
造成井漏事故的原因主要分为裂缝漏失、溶洞漏失、渗透漏失以及破裂漏失。
其中，裂缝漏失主要出现于裂缝较多的地层位置，在地层因为复杂化的板块运动而产生的大量地质构造裂缝，在钻井液因为压力作用沿着裂缝进入到地层内。
溶洞漏失集中于碳酸盐岩类的地层位置，碳酸盐岩因为地层流体的相应作用导致溶蚀而产生的较大溶洞，溶洞体积逐步增加，会让钻具出现放空情况，钻井液随后进入到地层内产生井漏，同时会诱发井塌与井喷事故。
渗透井漏主要位于地层疏松以及砂砾岩地层等位置，地层的孔隙度大且渗透能力高，在井筒中静液压力超过限值时，会导致井漏事故[1]。
2、钻井工程中的井漏预防措施2.1钻井结构的合理设计钻井井身结构设计的合理性与科学性直接关系到井漏事故的发生率，所以，为有效地控制钻井工程中井漏事故的发生，首先必须合理的设计钻井的井身结构。
枫1井大尺寸套管长封固段低压漏失层固井技术
枫1井大尺寸套管长封固段低压漏失层固井技术发布时间：2021-06-22T15:14:29.337Z 来源：《基层建设》2021年第8期作者：李康[导读] 摘要：枫1井二开完钻井深4589m（直导眼4604m），Φ339.7mm套管下深4586.57m，是建南区块Φ339.7mm套管下深最深的一口井。
中原石油工程有限公司固井公司河南濮阳 457000摘要：枫1井二开完钻井深4589m（直导眼4604m），Φ339.7mm套管下深4586.57m，是建南区块Φ339.7mm套管下深最深的一口井。
针对本开次套管尺寸大，封固段长，地层承压能力低，漏失严重，井眼不规则等多种复杂情况，使用双级固井工艺，并采取强化钻具结构通井，优选水泥浆体系，优化现场施工工艺等措施，解决了大尺寸套管深井固井漏失及封固段长等技术难题，电测显示大部分井段封固良好，为下步钻进创造了有利条件。
关键词：大尺寸套管；漏失；长封固段；双级固井一、基本情况枫1井位于湖北省利川市谋道镇茶园沟村六组，是中石化江汉油田分公司部署在四川盆地川东高陡褶皱带石柱复向斜枫箱坝构造中北部的一口预探井（直井），设计井深7860m，补充设计井深7965m（目的层：下寒武统石龙洞组、上震旦统灯影组），实际完钻井深7965m。
二开完钻井深4589m（直导眼4604m），Φ339.7mm套管下深4586.57m，套管下入难度大，地层承压能力弱，漏失风险高。
在钻进至4064m 时发生失返性漏失，经多次堵漏解除。
二开钻井液密度1.22 g/cm3，泥浆粘度54s。
二、固井难点分析1、Φ339.7mm套管下入深，下套管时间长，套管刚性和悬重大(浮重预计408吨)，套管能否下到设计井深是一大难点，同时对下套管设备要求高。
2、井下压力体系复杂。
钻井过程中发生过严重漏失，总漏失量达380.85m3，漏失层位主要在长兴组长一段，但具体漏层层位不详。
地层承压能力有限，固井过程中液柱压力增大，二级施工结束后分级箍环空液柱当量密度已超过上层套管鞋处当量密度，极易发生漏失。
精细控压压力平衡法固井技术
精细控压压力平衡法固井技术摘要:在油田的开发过程中,采用精细控压技术能够有效的解决油田开采压力系统的难题｡油田在进行尾管固井施工作业的时候,采用常规的方法很难满足油田后期开采施工所需要的条件,从而造成一定的油田井漏的现象｡因此,油田企业应该在现有技术的基础上,应用精细控压压力平衡法固井技术进行施工,从而提升油田超深油井开发的质量,提高油田的生产效率｡关键词:精细控压;压力平衡法;固井技术在现今的油气田开采中,有很多油气田具有开采复杂性特点,尽可能选择密度较小的地层,保障整体开采的安全性｡精细控压压力平衡法固井技术的应用,就能够实现这一根本的工作开展存在的问题,保障压力处于一种平衡的状态下,以及整个高深油气田施工作业开展的安全性与稳定性｡1精细控压压力平衡法固井技术应用存在的问题1.1压力的影响在现今石油开采中,一些新增的开采油气田,出现在比较复杂的地层环境中,此类油气田大多数为超深油气田｡此类油气田的机构类型是将套管井身作为主要内容,在超深油气田的裸眼井段中,会受到多种不同压力因素的影响,增加超深油气田尾管固井施工作业的开展难度｡在进行超深油气田施工作业时,因为超深油气田的井控工作存在较高的风险,水泥浆的顶替效果无法在平衡固井法的应用中得以提升,就会增加精细控压压力平衡法固井技术的应用难度｡1.2井漏的风险现今油气田开采施工中,企业需要面对的是一些超深的油气田,此类油气田所处的地层结构复杂､多变,导致油气田实际渗透效率比较高,在进行超深油气田的开采中,无法及时满足油气田环控水泥浆所填充的需求,导致油气田实际开采面对较大的漏失风险｡根据相关的油气田漏失风险因素加以分析,油气田中漏层所承受的压力,原本处于不够稳定的状态,并且油气田井漏层所承担的压力,是在不断变化发展的｡如果油气田岩层中的网络系统,没有得到较好的发展,就会导致整个油气田处于较高的转态中,增加油气田发生井漏的风险因素｡如果实际开采的油气田厚度较大,也会导致油气田内部的压力无法处于平衡的状态,在进行堵漏填充的过程中,不能达到理想的效果,增加了漏失问题发生的概率,甚至于严重的会导致油气田发生事故,影响到整体的施工作业效果｡1.3顶替效率低现今油气开采中,会选择使用精细控压压力平衡法固井技术,通常情况下应用在超深油气田施工作业中,进行超深油气田的尾管固井施工中,无法保障在正常合理措施的应用中,促使超深油气田顶替效率的提升｡因为超深油气田会受到高温高压､钻井液密度高以及密度窗口窄等多种因素影响,导致在实际的开发开采中,油气田中的油气含油量不断提升,将精细控压压力平衡法固井技术应用在超深油气田开采中,无法将超深油气田中气套管壁与井壁上形成的油膜､虚滤饼与钻井液有效的驱除干净｡精细控压压力平衡法固井技术应用在超深油气田中,因为超深油气田自身的窄密度窗口,一定程度上限制水泥浆与钻井液的应用密度,也正是因为这些密度的存在,无法满足超深油气田中变量梯度的实际需求,于是增加了超深油气田作业施工,泵替的排量也受到较大阻碍,一定程度上影响到超深油气田的实际顶替工作开展效率,增加了整体施工开展的难度｡2精细控压压力平衡法固井技术的应用实践2.1控制井漏的措施精细控压压力平衡法固井技术在对超深油气井的井漏进行控制时,必须保证超深油气井的环空水泥浆的填充效果｡在对超深油气井进行精细控压压力平衡法固井的施工过程中,首先,需要把控好超深油气井尾管的下放速度,让超深油气井的尾管一直保持平稳状态进行操作,如果超深油气井的尾管下放的速度比较快,那么就一定会让超深油气井压力平衡受到一定破坏,从而激发超深油气井漏失现象的发生｡其次,在精细控压压力平衡法固井技术实际施工过程中,应根据超深油气井钻层在生产中的实际需求,优化超深油气井钻井液的流变性,从而更好的处理超深油气井的低循环压力损耗比较大的问题｡此外,超深油气井在下放尾管的过程中,需要和超深油气井的实际情况进行有效的结合,把超深油气井中的水眼顶通,从而破化超深油气井中钻井液凝胶的结构,预防超深油气井套管的安全｡此外,如果超深油气井在进行精细控压压力平衡法固井技术的应用时,如果启动离心泵,肯定会受到比较高的压力影响,导致超深油气井出现漏失的现象｡因此,超深油气井在使用精细控压压力平衡法固井技术时,需要把套管放到超深油气井指定的位置,然后再进行开泵循环操作｡而且在对超深油气井地层中的不同类型的排量条件和承压能力进行有针对性的验证,从而加深对超深油气井实际情况的掌握程度,为泵注的参数提供调整的有利依据｡2.2提高重叠段固井的质量超深油气井运用精细控压压力平衡法固井技术时,首先应该确保超深油气井内重叠部分的套管居中度,然后使用一定量的水泥浆以提升超深油气井顶部的水泥浆和油气井的接触时间,从而提高超深油气井中水泥浆的顶替效率,进而更好的提高超深油气井重叠段固井的质量｡其次,水泥环作为超深油气井中重要的保护屏障,提升水泥环界面的胶结质量,能够有效的提高超深油气井重叠段固井的质量｡因此,针对超深油气井中的压力层气窜风险的具体情况进行分析,制定出提升水泥环质量的有效措施,确保即使水泥环的屏障在失效的情况下,依旧能够控制好超深油气井的井下流体｡最后,超深油气井在使用精细控压压力平衡法固井技术时,需要采用抗高温液硅胶乳防气窜水泥浆,来防止超深油气井气窜现象的发生,提高超高油气井中水泥浆阻止气窜的能力,此外超深油气井在使用抗高温液硅胶乳防气窜水泥浆时,还需要添加一定的增韧剂,从而提高超深油气水泥浆的韧性和弹塑性,而且超深油气井的替换水泥浆到位之后,还需要对水泥浆进行反挤作业,在候凝期间,还需要对超深油气井水泥浆进行憋压候凝,对水泥浆失重的压力进行补偿,从而保障超深油气井顶部固井的封固质量｡2.3降低超深油气井井控的风险在进行超深油气田的开采过程中,往往会使用到精细控压压力平衡法固井技术,应用该技术主要是为了强化开采过程中井控风险,结合实际情况制定出相关的风险因素控制策略,提升整体工作开展的效率与质量｡在施工中使用精细控压压力平衡法固井技术时,要结合实际油气井的开展情况进行具体的分析,而后针对性的使用混凝水凝浆或者是快慢水泥浆两种不同类型的水泥凝固体系,以此强化超深油气田中的水泥浆压稳情况,在不断调整中完成各项具体操作,结合超深油气田中的两种凝结面,强化对油气井深处的控制｡将精细控压压力平衡法固井技术应用在超深油气田的开发开采中,根据相关工作开展的规定,强化对各项技术应用标准规范的使用,在工作开展中需要确定固井重合段的实际长度,以此强化对精细控压压力平衡法固井技术应用效果的保障｡在进行尾管的下放过程中,可以选择使用分段开泵顶通的一种方法,这样的方法在实际应用过程中,会破坏超深油气田中的高密度钻井液胶凝结构,并利于后续的油气田套管继续下放工作,避免诱发出现井漏等多种问题,当完善井下套管的下放之后,当套管/尾管下至设计深度后,要使用相应的排量进行开泵循环等多种操作,不断的对超深油气田处于不同排量情况进行验证,根据超深油气田实际地层所承受的压力,对需要的泵注参数进行合理有效的调整,在操作开展的过程中合理有效的预防出现井漏等多种问题｡在进行超深油气田的开采中,使用精细控压压力平衡法固井技术,需要在超深油气田的水泥浆体系中,添加一些球形的超细活性矿粉与纤维材料,不断的提升水泥应用紧密性,并强化水泥在实际应用中的防漏等多种功能的进一步发挥,以此降低超深油井井控过程中出现的风险因素｡3结语综上所述,现阶段油气田在运用精细控压压力平衡法固井技术的过程中,由于精细控压压力平衡法固井技术的整体应用效果比较好,所以受到了广泛的应用｡在油气井的作业过程中,想要有效的保证油气井作业效率和作业质量,油气企业应该充分的开发新型的油气开采技术,利用新型的油气开采技术,提高油气井尾管固井的质量,从而有效的保证油气井尾管固井作业能够更加健康稳定的发展｡参考文献:[1]冮鹏,韩亮,耿立军,等.精细控压钻井技术在渤海油田复杂压力体系井的应用[J].钻探工程,2021,48(07):58-64.[2]童传新,张海荣,徐璧华等.深水井精细控压下套管研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2021,43(04):175-182.[3]陈永衡,冯少波,邓强,等.大北X井盐膏层尾管精细控压固井技术[J].钻井液与完井液,2020,37(4):521-525.。
漏失井固井工艺
漏失井固井工艺（一）概念漏失井是指钻井过程中发生钻井液漏失的井以及固井过程中环空静液柱压力与流动阻力之和超过地层破裂压力梯度的井。
（二）漏失井分类及工艺措施漏失井可分为三类：裂缝、溶洞性漏失井及渗透性漏失井。
不同的漏失在钻井及固井施工过程中应采取不同的施工措施。
应依据漏失情况，进行注水泥前对漏层的处理，处理后进行平衡压力固井设计。
常规注水泥防漏措施包括增大较低密度的前置液、控制水泥封固段长度、采用低密度水泥浆体系、封隔器固井工艺等。
常用的低密度水泥浆体系有：粉煤灰水泥浆体系、泡沫水泥浆体系、充气水泥浆体系、微珠水泥浆体系、搬土粉水泥浆体系、火山灰水泥浆体系等。
（三）漏失井注水泥工艺技术1、低密度水泥及其综合防漏措施（1）确切掌握漏失层位深度及漏失压力；（2）钻进或下套管中发生漏失，要采取钻井液堵漏措施；（3）控制套管下放速度，平稳开泵，注水泥前充分循环钻井液，降粘降切；（4）进行平衡压力固井设计，采用低密度水泥浆体系；2、注水泥过程中发生漏失的防漏及处理技术措施（1）注水泥前应对井漏做好完善处理，使注水泥在无漏失情况下进行。
（2）设计必须按可能漏失情况进行设计。
在设计中应尽可能降低环空液柱压力，使之小于地层破裂压力。
设计与施工措施有：① 控制水泥上返高度，或经甲方同意降低水泥上返高度，或选择分级注水泥方案；② 降低水泥浆密度；③ 增加冲洗液与隔离液数量，尤其是紊流冲洗液；④ 加入分散剂，使水泥浆在较小排量下达到紊流，从而降低环空液柱压力。
（3）已发生漏失情况下的措施选择① 按防漏施工措施进行施工，包括降密度、降排量等措施；② 注水泥前往井内加入堵漏剂，然后注入冲洗液与隔离液；③ 先导水泥浆中加入堵漏材料。
最常用的是颗粒状材料，堵塞岩层表面或内部形成桥塞，一般不选择用长纤维堵漏材料；④ 控制注替排量，尾随水泥浆采用触变性水泥浆体系。
（四）封隔器、分级箍防漏固井工艺措施1、裂缝及溶洞性漏失井（1）封隔器--分级箍注水泥工艺对井径规则的井，采用封隔器--分级箍注水泥工艺（见图16），在漏层上部加封隔器和分级箍，固井前胀开封隔器，并打开分级箍，有效封固封隔器以上地层。
石油工程技术 井下作业 中原油田浅层套管堵漏技术
中原油田浅层套管堵漏技术1套管漏失检测技术对于套管漏失井，可选用机械法（双级压差式封隔器加节流器）进行找验漏，结果较准确可靠，但施工时间长，工序繁杂，作业费用高，可借用工程测井法。
1.1井温与连续流量计测井先测一条井温基线，向井内连续注水的同时，分别测出不同压力的连续流量，再测井温曲线对比，可判断套管漏失井段。
1.2彩色超声波电视成像测井利用超声波不同声抗介质界面处传播反射特性，根据接收到的反射波到达时间和首波到达的首波幅度信息，用一旋转的超声换能器，在先进的电子技术和计算机成像技术辅助下，直观和形象地获得套管损坏类型和程度。
1.3放射性同位素找漏向井筒注入含放射性的液体，测得放射性曲线，与该井自然放射性曲线作比较，若曲线在某处放射性强度异常剧增，说明该处吸收了放射性液体，可确定套管漏点位置。
工程测井找漏后，对可疑井段，再采用机械法核实，即可准确验证套管漏失位置和漏失量。
2堵漏液类型的确定2.1水泥浆体系在水泥浆堵漏施工中，水泥浆必须满足低粘度、易泵入、稠化时间适当、控制失水、早期强度发展快、后期强度稳定等理化性能。
因此，在水泥中添加粉煤灰、膨润土、石棉、增强剂和膨胀剂等合适的添加剂，确定了膨胀、分散、高密度的水泥浆体系（见表1）。
表1水泥浆体系性能评价适于温度（℃）抗压强度（Mpa）水泥级别水泥浆密度（g/cm3）稠化时间（min）0.689Mpa水泥石渗透性（x10—3μm2）水泥石体积变化（%）35～7010～42G 1.90～1.9790～1600.1～0.2+ 1.25注：API失水（0.689Mpa/30min）100mL。
（1）水泥级别。
根据油井水泥API标准，选择C级油井水泥，满足浅层套管井温低30～70℃，井深0～2450m的特殊要求。
（2）凝固时间。
选用水泥稠化凝时间为90～160min，水泥浆堵漏时，必须加入适量的速凝剂，使早期水泥强度发展快，减少水泥浆用量，后期水泥凝固时间相对时间延长，水泥与地层充分胶结，强度稳定。
石油钻井工程中的固井技术资料
石油钻井工程中的固井技术资料在石油钻井工程中，固井技术是至关重要的环节。
固井技术的目标是通过填充固体材料来封堵井眼，确保井筒的完整性和稳定性，防止地下水和油气的交叉污染，以及阻止井壁塌陷和井筒崩塌。
本文将详细介绍石油钻井工程中的固井技术资料。
一、固井技术的基本原理固井技术的实施过程主要包括井眼准备、固井液调配、固井材料选择、固井设备准备以及固井工艺的具体操作。
在进行固井前，需要进行井壁评价和蓄压测试，以确定固井的良好效果。
井眼准备阶段主要包括清洗井眼、扩大井眼、完善套管等。
清洗井眼是为了去除井底的残留物，确保井眼的干净和光滑；扩大井眼是为了适应套管的下降和固井液的流动；完善套管是为了在固井过程中起到支撑井壁的作用。
固井液的调配需要根据井壁的性质选择合适的固井液配方。
固井液具有支撑井壁、冷却钻头、悬浮井底碎屑、降低井壁渗透性等功能，同时还能保护油气层。
常用的固井液包括泥浆、水基泥浆和油基泥浆等。
固井材料的选择旨在填充井眼，实现固井的目的。
常用的固井材料包括水泥、水泥浆和填料等。
其中，水泥是一种常用的固井材料，采用适当比例的水泥浆进行封堵。
固井设备准备包括钻井套管、固井钢丝绳和固井泵等。
钻井套管是为了强化井眼的完整性和稳定性，保护油气层。
固井钢丝绳是为了将固井材料输送到井底。
固井泵是为了提供足够的压力，将固井材料送入井眼。
固井工艺的具体操作包括钻井井壁处理、套管下降、固井材料注入、套管固定和养护等。
在固井过程中，需要密切监控井眼的压力和固井液的流动，确保固井效果的稳定和可靠。
二、固井技术的资料需求在石油钻井工程中，固井技术的实施需要一系列的资料来支持和指导。
主要的资料需求包括以下几个方面：1. 井地资料：包括地质资料、地层裂缝分布、油气水井的深度和压力等。
这些资料可以为固井设计提供基础数据，包括井眼直径、井眼质量、井眼环空尺寸和固井液密度等。
2. 固井液资料：包括固井液的组分、密度、黏度、过滤损失和胶结时间等。
钻井工程中井漏的预防及堵漏技术分析_
钻井工程中井漏的预防及堵漏技术分析近几年来，我国对石油的需求量越来越大，这就推动了油田勘探和油田开采规模的不断扩大，而且我国油田勘探和开发技术也逐渐成熟，进而充分满足了我国社会对油气能源的需求，同时也取得了令世界瞩目的成绩。
作为油气勘探和开发工作的核心環节，钻井工程往往会受到外界多种因素的干扰，在实际钻井施工的过程中会出现比较多的问题，其中比较常见的现象就是井漏问题。
井漏与其他问题相比，具有“难预防、难解决”的特性，井漏现象往往会导致出现安全事故，会给施工现场工作人员的生命安全带来威胁，进而严重影响到企业的财产安全，甚至影响到国家的经济发展。
因此，有效地预防井漏问题，科学的使用堵漏技术是油田勘探和开采工作的重中之重。
笔者在本文将对目前钻井井漏预防的现状和堵漏技术等问题进行分析，进而谈谈如何预防钻井工程的井漏问题，并有效地使用堵漏技术。
标签：钻井工程;井漏预防;堵漏技术引言：油气能源是目前最常用的能源，随着人们对其需求量的不断增加，尤其能源逐渐成为最稀缺的能源之一。
为了能够充分满足社会发展和人类生活对能源的大量需求，各个国家都在加大力度勘探和开发油田能源，我国亦是如此。
目前，我国在油气勘探和开发方面的工作已经具有初步规模，而且勘探和开发油田的相关技术也逐渐成熟，尤其是钻井工程的相关技术及其运用，能够有效的解决实际施工过程中遇到的裂缝型油田藏等相对来说比较特殊的油气藏开发问题。
现阶段内，施工人员在钻井的过程中经常会遇到井漏难预防的问题，解决起来也比较困难，而且井漏问题带来的危害是非常大的。
因此，相关施工人员在施工过程需要采取合理的预防措施来降低井漏问题带来的影响，从而确保钻井工程的施工效率，进而提高油田勘探和开发的经济效益。
一、钻井工程中井漏预防工作和堵漏技术中的问题在传统的油田勘探和开发过程中，钻井工程往往会出现井漏等严重现象，而产生井漏问题的主要原因有以下几点：1.钻井井身结构设计不合理井身的结构是确保钻井工程顺利开展的基础，而该结构中套管的层次、套头的大小、钻头工具，以及钻井深度都是非常重要的参考数据。
漏失井尾管固井挤水泥工艺实践
漏失井尾管固井挤水泥工艺实践摘要：尾管固井是在上部已下有套管的井内，对下部新钻出的裸眼井段下套管注水泥进行封固的固井方法，尾管固井作业的好坏直接影响该井的寿命周期。
渤海油田某井，钻进期间不同层位发生不同程度的漏失，经过多次堵漏处理，最终将7"尾管下至设计井深，但到位后多次尝试打通循环未果，最高憋压至20MPa，决定放压后先将尾管悬挂器旋转脱手，脱手后再次憋压尝试打通，最终无法打通且管串无法提活，经多方讨论后，起钻更换挤水泥钻具通过7"尾管与9-5/8"套管重叠段环空间隙向裸眼段进行挤水泥作业，进而达到7"尾管固井的目的。
最终侯凝结束后，测得固井质量满足后续生产要求。
关键词：漏失；憋压；回接筒；工具；挤水泥前言：随着油田中深部地层勘探开发的不断深入，漏失井数占比也不断攀高，同步伴随尾管固井作业难度也逐步增大，井况稳定成为固井环节中的重要因素，在不稳定的井况固井作业中，挤水泥可作为一种应急的工艺技术，通过液体的一定挤入压力将水泥浆替挤到目的层的方法。
本文主要是对漏失井尾管固井套管到位后，无法打通建立循环，现场面对复杂情况的一些处理措施，以为后续类似井积累经验。
1 基本情况该井采用4级井深结构，9-5/8"套管实际下入深度3515.29m⊥2750.41m,井斜：48.3°，7"尾管悬挂器坐挂点：3323.63m⊥2616m，井斜：42.47°。
四开8-1/2"井眼完钻深度4128m⊥3178.33m，井底井斜42.9°，7"尾管设计下入深度4127.7m⊥3177.6m，井斜：42.90°，球座深度：4119.86m⊥3171.74m，井斜：42.99°。
显示油顶3559m⊥2773.76 m（东一段），油底为4108m⊥3163.70 m（东三段）。
本井通过模拟和计算，静止温度：114 ℃，循环温度：91 ℃。
中国石油天然气集团公司固井技术规范
中国石油天然气集团公司固井技术规范〔试行〕中国石油天然气集团公司2020年5月目录第一章总那么 (1)第二章固井设计 (1)第一节设计依据和内容 (1)第二节压力和温度 (2)第三节管柱和工具、附件 (3)第四节前置液和水泥浆 (5)第五节下套管和注水泥 (6)第六节应急预案和施工组织 (8)第三章固井预备 (8)第一节钻井设备 (8)第二节井口预备 (9)第三节井眼预备 (9)第四节套管和工具、附件 (11)第五节水泥和外加剂 (14)第六节固井设备及井口工具 (15)第七节仪器外表 (17)第四章固井施工 (17)第一节下套管作业 (17)第二节注水泥作业 (19)第三节固井过程质量评判 (20)第五章固井质量评判 (21)第一节差不多要求 (21)第二节水泥环评判 (22)第三节质量鉴定 (23)第四节管柱试压和井口装定 (25)第六章专门井固井 (26)第一节天然气井 (26)第二节深井超深井 (27)第三节热采井 (28)第四节定向井、大位移井和水平井 (29)第五节调整井 (30)第七章挤水泥和注水泥塞 (30)第一节挤水泥 (30)第二节注水泥塞 (33)第八章专门固井工艺 (35)第一节分级注水泥 (35)第二节尾管注水泥 (36)第三节内管注水泥 (38)第九章附那么 (38)中国石油天然气集团公司固井技术规范第一章总那么第一条固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量关于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。
为提高固井治理和技术水平，保证作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，依据有关规定制定本规范。
第二条固井工程应从设计、预备、施工和检验环节严格把关，采纳适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，实现安全、优质、经济、可靠的目的。
第三条固井作业应严格按照固井设计执行。
第二章固井设计第一节设计依据和内容第四条应以钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料和测井资料为基础，依据有关技术规定、规范、标准进行固井设计并在施工前按审批程序完成设计审批。
固井施工技术措施
固井施工技术措施固井施工技术措施是指在井下工程中，为了保持地层稳定，防止井筒坍塌和漏失泥浆等情况，采取的一系列技术措施。
固井施工技术的主要目的是确保井筒的稳定和安全，保证井眼的通畅，以便顺利进行井下作业。
下面将详细介绍固井施工技术措施。
一、固井施工前的准备工作在进行固井施工之前，首先要做好准备工作。
这些准备工作包括：确定固井设计方案、准备好所需的固井材料和设备、核对井下工作情况、清理井眼，确保井筒通畅等。
确定固井设计方案是固井施工的第一步，固井设计方案包括井眼设计、固井材料选择、固井方法等内容。
设计方案要综合考虑井下地层情况、井筒结构、施工工艺等因素，确保固井效果符合要求。
准备好所需的固井材料和设备是固井施工的基础。
固井材料主要包括水泥、沙子、混凝土等，固井设备主要包括搅拌设备、注浆设备、固井管道等。
这些材料和设备的准备要充分，确保在固井过程中能够及时使用。
核对井下工作情况是为了了解井下地层情况和井筒结构，为固井设计方案的制定提供依据。
清理井眼是为了确保井筒通畅，避免在固井过程中发生堵塞等情况。
1.井下地层分析在进行固井施工之前，要对井下地层进行分析，了解地层性质、岩石类型、地质构造等情况。
这样可以帮助确定固井设计方案，选择合适的固井材料和设备。
2.井筒清洗在进行固井施工之前，要对井筒进行清洗，清除井眼中的杂物和粉尘，确保井筒通畅。
这样可以避免在固井施工过程中发生堵塞等情况。
3.固井套管在进行固井施工之前，要安装固井套管，用于支撑井筒和防止井筒坍塌。
固井套管可以起到支撑井壁、防漏失泥浆的作用。
4.固井材料搅拌在进行固井施工时，要将固井材料（水泥、混凝土等）与水进行搅拌，形成均匀的浆液。
这样可以保证固井材料的质量和均匀性，在固井施工过程中起到良好的固井效果。
5.注浆固井在进行固井施工时，要将搅拌好的固井材料注入固井管道，通过固井管道将固井材料注入井筒。
注浆固井是固井施工的主要方法之一，可以确保固井效果符合要求。
中原油田濮7区块漏失井固井技术
ｂ ｎ ｉｇａ ｉｔ ｎ ｉｐａ ｅ ｎ ｆ ｃｅ ｃ ｆ ｅ ｎ ｌｒｙ ｓｌｃ ａ ｏ ａ ｌ ａａ ｃ ｑ ｉ ｒｖ ｎ ｓ ｉ ｕａｉｎ ｕ ｅｃｎｒ ｌ ｅ ｏ ｄｎ ｂｌ ａ ｄｄ ｓ ｌｃ ｍｅ ｔ ｉ ｉｎ ｙｏ ｍｅ ｔ ｕｒ ； ｅｅ ｔ ｅ ｓ ｎ ｂｅｂ ｌｎ ｅｌ ｕｄｔ ｐ ｅ ｅ ｔｏ ｓｃｒ ｌｔ ； ｓ ｅ ｔａｉ ｒ ｉ ｙ ｅ ｃ ｓ ｒ ｉ ｏ ｌ ｃ ｏ ｚ
中 图分 类 号 ： Ｅ ５ Ｔ ２６ 文献标识码 ： Ｂ
Ｃｅ ｅ ｉ ｅ ｈ ｌ ｇ ｏｒｍ ｕ ｏ ｓｗｅｌａ ｍ ｎｔｎｇ ｔ ｃ ｎｏ ｏ ｙ ｆ ｄ ｌ ｓ ｌ ｔＰｕ７ ｂ ｏ ｋ ｉ ｏ ｙ ｎ Ｏｉｆｅｄ ｌ ｃ ｎ Ｚｈ ｎｇ ｕａ ｌ ｌ ｉ
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｌｏ ｓｃ ｒ ｕ ａｉ ｎ ａ ｄ ｗｅ ｌ ｉｋ ｃ ｅ ｉｔ ｎ ｔ ｅｄ ｉ ｅ ｌｓｉ ｕ ｌ ｃ ｆＺ ｏ ｇ ｕ ｎ Ｏｉ ｅ ｄ Ｃｅ ｅ ｔ ｇ ｏ ｅ ａｉ ｎ ｓ ｒ ｃ ： ｓ ｉｃ ｌ ｔ ｎ ｌ ｋ ｃ ｏ ｘ ｓ ｈ ｒｌ ｄ ｗｅ ｌ ｎ Ｐ ７ ｂ ｏ ｋ ｏ ｈ ｎ ｙ ａ ｌ ｌ ． ｍ ｎ ｉ ｐ ｒ ｔｏ ｏ ｏ ｌ ｉ ｆ ｎ
ｆ ｅ ｉ ｃｌｅ ｆ ｉ ｅｓ ｅｏｌｎ ａ ｙｒ， ｅ ｅ ｐ ｄｗａ ｒ ｏ ｔｎ ｄｌ ｅｓｍａｙｉ ｅｔ ｎｗｅ ｓｓｖ ｒ ｗａ ｒ ｒｄ ｃｉｎ ａｄ ａ ｓ ｆ ｕ ｉｓ ｓ ｒ ｖ ｉａｄｇ ｓａｅｓｄｖ ｌ ｅ ｔ ｎａ ｅ ｙ ｒ， ｎ ｊｃ ｏ ｌ，ｅ ｅｅ ｔ ｏ ｕｔ ，ｎ ｃ ｄｉ ｔ ｏ ｄ ｐ ｉ ｌ ｏ ｅｃ ｉ ａ ｎ ｉ ｌ ｅｐ ｏ
ＹＮ ｄ ｇ Ａ ｎｊ，Ａ ｎ，ＩＧ ａ ｎ ＵＬｉＯ Ｇ ｈ０ ａ Ａ Ｇ ｕ０ ， ０ ｉ ｕ Ｃ ０ ｉ ＤＮ ｉ ， ， Ｎ ａ ｕ ｇ Ｘ ｎ Ｙ Ｐ ｇｎ Ｐｇ Ｋｊ Ｙ ｅＳ Ｓ ｇ ｎ ｕ
中原油田易漏失井固井前井眼准备技术
近年 来 ，井 身 结构 逐年 简 化 ，技 术 套 管 少 下 或 不 下现 象 越来 越
普遍 ，长裸 眼段 井越来 越 多 ，有 的长 达 ３ ０ ｍ 以上 。而 这 些井 大 多 是 调 整井 ，受 多 年 注采 影 响 ，地 层 ００ 压 力层 系紊 乱 ，高低 压层 互存 ，钻 井施 工 中因平 衡 高压层 的需 要 ，极 易造 成低 压 屡 漏失 。
维普资讯
・４ ２・ ９
石油天然气学报 （ 江汉石 油学院学报 ）
２０ ０８年 ４月
准 备工作 ，至 固井作业 前 ，井 眼条件 应能 够满 足正 常 固井施 工要 求 。
２Hale Waihona Puke １ 针 对不 同的漏失 特点 。采 取对 应 的防漏堵 漏方 法 ，提 高易 漏失 层抗破 能 力 ．
状态 受 到严重 破坏 ，表 现 在调 整井 钻 井施 工 中 ，原来 钻井 过程 中对 应层 系无 漏 失 、无 溢流 的层 系 ，现 在 注 水井 不停注 时 井下压 力 高 ，注水 井 停注 泄 压后 ，地 层压 力降 低 ，导致 漏 失发 生 。 ３ ）裂缝 性 漏失 油 田所 处 东濮 凹陷 经历 了多 期构造 运 动 ，地层 中层 理 裂缝 发 育 。上 部 地层 裂缝 较 少 ，随 着埋深 增加 ，裂缝 发育 愈甚 。 比较 典 型 的有 户部 寨 区块 ，其 沙 二 段 以下 地 层裂 缝 普 遍 较 为发 育 ； 濮 城 区块井深 小 于 ３ ０ ｍ 地层 溶 蚀孔 隙现象 普遍 ，井深 大 于 ３ ０ ｍ 的地 层 微 裂 缝较 发 育 。钻 遇 裂缝 发 ００ ００
维普资讯
中原油田文濮结合部固井技术
Ａ ｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｚ ｈ ｏ ｎ ｇ ｙ ｕ ａ ｎ Ｏ ｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ Ｗｅ ｎ ｌ ｉ ｕ＆ Ｐ ｕ ｃ ｈ ｅ ｎ ｇ ｊ ｏ ｉ ｎ ｔ ｒ ｅ ｇ ｉ ｏ ｎ ｔ ｅ ｃ ｔ ｏ ｎ ｉ ｃ ｓ ｌ ｏ ｃ ａ ｔ ｅ ｉ ｎ ｅ ａ ｓ ｔ ｅ ｒ ｎ Ｐ ｕ ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｏ ｐ ｏ ｇ ｒ ａ ｐ ｈ ｉ ｃ ｄ ｅ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｉ ｏ ｎ ． Ｓ ｉ ｎ ｃ ｅ
地层 固井提 供 借 鉴 作 用 。
关键词 ：中原油 田 ；复杂断块 Ｔ Ｅ ２ ５ ６ 文献标 识码 ： Ａ
Ｃｅ ｍｅ ｎ ｔ ｉ ｎ ｇ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ｆ ｏ ｒ Ｚ ｈ ｏ ｎ ｇ ｙ ｕ ａ ｎ Ｏｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ Ｗｅ ｎ ｌ ｉ ｕ＆Ｐ ｕ ｃ ｈ ｅ ｎ ｇ ｊ ｏ ｉ ｎ ｔ ｒ ｅ ｇ ｉ ｏ ｎ
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
中原油田漏失井固井技术
【摘要】中原油田是一个典型的复杂断块油气田，油气分布比较散，经过20年的开采已经进入了开发的中后期，主要靠注水井进行采油。
注水井使得地层岩石力学性质发生了较大变化，使得局部形成超高压地区，如胡庄地区、文明寨地区个别井密度已经超过1.70g/cm，层间压力差异大，因而在同一口井中形成多套压力系统，在钻井和固井过程中经常遇到漏失问题。
我处在2004年针对易漏失井的固井工艺技术进行研究取得了良好的应用效果，但是漏失井的固井优良率低，2009年漏失井占了油层固井总数的10%，优良率却不足40%，为了完成75%的固井优良率指标，因此，易漏失井固井工艺技术完善推广已成为当务之急。
【关键词】漏失井固井技术
1 中原油田漏失井难点
（1）井眼中多套压力系统的存在，压稳和漏失都需要兼顾考虑，堵漏工作困难，堵漏后极限压差小，固井作业安全窗口小，这种现象主要发生在文留地区；
（2）地层亏空严重，钻井过程中漏失严重，如濮3-468井漏失达千方，堵漏形成的强度不够，易造成固井再次发生漏失；
（3）井底漏失现象严重，堵漏工作不扎实，造成固井替浆后期漏失，油顶或盐顶封固不好，此种现象各个地区均存在；
（4）个别地区在注水泥过程中发生漏失后，井口就不能见液面，水泥返高不能封过油顶，甚至不能封住主要油气层，这种现象多发生于户部寨地区；
（5）部分地区发生漏失后，由于液柱压力下降，井眼发生垮塌，不能再次建立循环，使固井工作不能正常进行，此种现象多发生于濮城地区的濮3块；
（6）堵漏材料在井壁上附着和存在于钻井液中，为了防漏不能筛除，造成钻井液流动性差，水泥浆顶替困难，第二界面胶结质量差。
2 针对性技术措施2.1 固井前井眼准备2.1.1 钻井完井过程中的防漏堵漏工作
我们知道下完套管和固井过程中发生井漏，其处理余地都非常小，往往许多钻井堵漏行之有效的技术措施都不能使用，从而导致固井失败，固井质量达不到要求。
因此，做好钻井完井过程中的防漏堵漏工作对于固好漏失井尤为重要。
必须坚决树立“堵得住，堵得牢”的思想，目前比较成熟的堵漏工艺技术有：先期随钻预堵漏法、静止堵漏法、物理堵漏法、化学堵漏法、物理化学堵漏法等一系列堵漏工艺技术措施。
2.1.2 模拟固井时井下条件，做好地层承压实验
当井队堵漏后，在下套管前应模拟固井井下压力，根据普光气田防止固井过程中漏失的经验，做地层承压实验是行之有效的方法。
地层承压实验分为静态承压和动态承压实验。
（1）静态承压实验。
根据固井设计和固井时的循环压力，确定固井施工时环空增加的压力，然后附加1-2MPa作为关封井器后的憋压值，如果井口加压过大，可能造成上层套管鞋发生漏失，也可在井底注入一定量的高密度钻井液，来降低井口加压的数量。
（2）动态承压实验。
根据固井施工设计，计算出施工时井底的最大压力，并转换成当量密度。
将钻井液密度加重并要求高于最大当量密度0.01-0.02g/cm3，以固井时的排量循环，不漏方可进行下套管作业。
普光区块用此办法做承压实验，如果地层不漏，那么固井时发生漏失的井不超过5%。
如果以上条件不具备，那么也可加大循环排量来做地层动态承压。
不过用此办法做地层承压实验，固井时发生漏失的可能性比全井加重钻井液大的多。
2.2 固井设计方案
2.2.1 双凝或多凝双密度水泥浆方案
（1）为了保证在固井中不漏失，满足水泥返至设计返高要求，全井可采用低密度+常规密度水泥浆固井。
（2）为防止水泥浆在凝固过程中“失重”引起井底压力不平衡，常规密度水泥浆可采用双凝或多凝水泥浆体系固井。
2.2.2 平衡压力固井方案
众所周知，在钻井和固井过程中，时刻考虑地层破裂压力Pf和最大孔隙压力PP，所有的固井施工必须保证在大于PP而小于Pf的情况下完成，首先必须保证Pf＞PP，其次Pf＞PP值越大，施工越安全。
因此，Pf-PP=0即为施工安全底限，钻井过程中一般都要求Pm＞Pp，以免发生油、气、水侵；同时又必须保证Pf＞PP以防漏失，根据这一理论，可以注入一定数量低于钻井液密度的平衡液，如濮3-468井、濮7-28井等，均采用平衡压力固井。
当平衡液进入环空后，液柱压力等于或略大于地层孔隙压力达到平衡，而水泥浆全部采用高于Pm的密度，使之所有的压力差控制在Pf - PP=0范围内，这样既可以保证施工顺利，又可以保证固井质量。
2.2.3 双级固井方案
如果由于一次封固段太长，压差过高，容易引起固井漏失的井，可以采用双
级箍来解决低压易漏失井在固井时的漏失问题。
根据平衡压力固井原理，分级箍一般要求置于漏层以上100-150m，一级水泥浆返高应在分级箍以上50-100m。
浆柱设计同样可以用平衡液+采用双凝双密度水泥浆体系，以防止一级固井中发生漏失。
二级固井可以采用高强低密度水泥浆体系，防止固井过程发生漏失。
如果一级施工完毕后，不能建立循环，则压入关闭塞，关闭循环孔，待一级水泥浆强度大于3.5MPa后从环空反挤，以此达到封固目的。
如果一级施工完毕后，能建立循环则将多余水泥浆全部循环出环空；如果循环过程中发生漏失，则必须循环满一周后方可停止循环，防止多余水泥浆凝固后将环空堵死不能进行后续作业。
2.2.4 正注反挤方案
对于承压实验不成功的井可以考虑采用正注反挤方案。
正注水泥浆一般不封主漏层，主要封好漏失层以下至油层套管鞋段的环空。
一般正注水泥浆量较小，而反挤水泥浆量大，反挤水泥浆设计时也应考虑顶替效率，选择性能良好的冲洗液和隔离液，水泥浆设计可采用双凝，即先注快凝水泥，主要封固漏失层和目的层，后注缓凝水泥浆，利用其液柱压力平衡油气水层。
快凝水泥浆稠化时间应略长于从地面混拌开始运行到漏失层的时间，一般附加时间不超过20min。
缓凝水泥浆稠化时间应大于快凝水水泥浆120min，确保施工安全和有效压稳。
2.3 注替排量的选择
合理设计施工排量，采用紊流、塞流及复合顶替技术，提高顶替效率，保证井下施工安全。
虽然堵漏成功并建立了正常的循环，由于时间短，地层的承压能力仍然有限，如果全部采用紊流注替水泥浆和钻井液就有可能造成井漏，替浆应该选择小于循环排量，在替浆最后5-10m3参考短段稠化时间，采用塞流顶替，并考虑稠化时间，尽量做到替到位后余5-10分钟时间稠化，这样不仅解决了防漏问题，而且可以防止水泥浆候凝时间长，加不上回压造成油气水窜槽问题。
3 现场应用
漏失井固井工艺技术通过推广，在濮2区块、濮3区块、濮7等区块10口井进行了现场应用，固井一次成功率100%，固井质量优良率高达90%，应用效果明显。
4 结论与认识
（1）对于漏失井固井，井队在完钻后能针对漏层进行有效堵漏，并做好地层承压试验是固井过程不发生漏失的前提。
（2）采用平衡压力固井，能有效防止固井过程中发生漏失。
（3）双凝或多凝双密度水泥浆方案结合井口加回压技术，能有效防止水泥浆在候凝过程由于失重造成油气水层窜槽。
（4）超低密度水泥浆的研究，可增加对漏失井固井工艺的选择。
参考文献
[1] 孙新华，冷雪，郭亚茹，吴传高.高强低密度水泥浆体系的研究[J].钻井液与完井液，2009，26（1）
[2] 路宁.提高油水井固井质量的防窜水泥浆.钻井液与完井液，1998，16（1）：24-26
[3] 孙东营.中原油田易漏失井固井前井眼准备技术[J].石油天然气学报，2008，30（2）：491-493。