大牛地气田固井漏失情况分析和技术对策.doc

大牛地气田固井漏失情况分析和技术对策 　　[摘要]大牛地油气田是华北石油工程有限公司的主战场，经过长达十几年的开发，这里大量推广三级结构水平井。但是近年来固井过程中越来越多的发生漏失情况，一般程度的漏失会造成水泥浆返高不够，严重的漏失直接造成固井的失败，这些都会影响到后期的油气开发。本文针对漏失的原因分析，结合实际的生产情况，制定出一系列应对漏失情况的技术对策。 　　[关键词]鄂北工区 水平井 固井 漏失 　　[中图分类号] TE [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2015）-9-67-1 　　0前言 　　固井是钻井工程中不可或缺的一部分，固井的成功和固井质量的好坏直接影响到整个钻井工程的成败及油气井的生产寿命。近年来，鄂北工区越来越多的井在固井作业时发生漏失，轻度的漏失会造成水泥浆返高不够，重度的漏失直接造成固井的失败。如何应对漏失已经成为大牛地油气田固井工程一个长期存在的难题。 　　本论文一共分三章。分别从漏失原因，如何减少漏失情况的发生以及漏失后如何补救来讨论。 　　1漏失原因的分析 　　1.1油田开发到后期对地层的影响 　　大牛地最常见的开发井井型为三级结构水平井，几乎每口井在完井之后都需要进行压裂工程，以便更好的提升油气的产量。压裂施工会往地层里注入大量压裂液，使地层裂缝增加，对地层造成一定的破坏。随着油田开发到后期，井位逐渐紧张，加密井越来越多，经常一个井场周围就有好几个采气树，钻井队不仅要注意井眼轨迹与周围井防碰，周围井的压裂作业也使井队在打钻过程中经常发生漏失。 　　1.2易漏地层 　　经过多年开发的经验，大牛地油气田最常见的易漏失地层为刘家沟。为了满足压稳的要求，二开技术套管固井前钻井液密度一般为1.25g/cm3左右。但是压稳和防漏有时候是鱼和熊掌不可兼得，满足压稳的前提下，脆弱的刘家沟有时候会发生漏失。 　　由下表可见，刘家沟垂深一般在1700-2000之间，岩性多为泥岩和砂岩互层。固井设计一般过渡浆段200m，尾浆段一般400多米，尾浆和过渡浆封固垂长约为500m，因此封固刘家沟的是最后一部分打入井内的领浆。水泥浆有一定的封堵效果，但是如??漏失比较明显，这种效果就可以忽略。一般井队在打钻过程中发生过漏失的话，在下完套管的循环过程中就需要格外注意。套管下完后井队若是要堵漏，由于浮鞋浮箍的存在，只能用中细颗粒。在打入堵漏浆循环堵漏的过程中，经常会发生先漏失，停泵又反吐的现象，我们形象的叫这为“弹性地层”。从钻井液密度和水泥浆密度的降低来避免漏失显然不能满足压稳要求。井队必须提供一个不涌不漏的井眼方可开始固井，固井过程中只能从排量压力等方面来避免漏失或者延迟漏失的发生。 　　1.3下套管和循环过程操作不当 　　下套管的过程应该控制好下放速度，避免激动压力过大而造成地层漏失，遇阻后及时接循环头循环解阻。下完套管后，应该小排量顶通，然后缓慢提升排量，调整好钻井液密度，降粘降切。为保证固井时候的顶替效率，大牛地工程处要求钻井队在固井前的循环过程中必须保证1.2m/s的上返速度，有的井眼先天条件不好，在提升循环排量后就漏失了，这也是一种难以两全的情况。 　　1.4替浆过程的静压差和摩阻导致井漏 　　固井过程中井漏一般发生在替浆中后期，随着水泥浆越来越多的被顶替到环空，环空和套管内的液柱压力差越来越大，漏失的可能性也越来越高。另外一个就是摩阻压力，这个压力值跟排量有很大关系。液柱压差的逐渐增加无法避免，我们可以在保证安全施工的前提下尽量减小排量来避免或延缓漏失的发生，有效的保证返高。 　　2如何减少漏失情况的发生 　　2.1承压试验 　　下完套管后的堵漏工作比下套管前的堵漏要困难很多，只能用中细颗粒堵漏，效果不明显。因此鄂北会战指挥部工程技术部下达了〔2014〕007号《关于加强固井作业等技术管理的通知》，要求钻井队在下套管前做承压试压，验证井眼稳定性，如果漏失，提前堵漏。具体要求如下： 　　完钻通井前井队按要求做承压试验，承压试验泥浆比重在1.23g/cm3左右，井队下入光钻杆至表套内，关防喷器，单凡尔打压，要求30分钟稳压2.5-3MPa，稳压合格后方可泄压，进行通井作业。 　　2.2低密度领浆，短候凝尾浆体系 　　大牛地常见的水泥浆为低密度领浆，短候凝尾浆体系。低密度领浆采用的漂珠作为减轻剂，密度可降低至1.3g/cm3左右，比钻井液密度高出不多，既能保证密度高于钻井液不发生窜槽，又能最大程度的降低地层压力，降低漏失发生的概率。尾浆采用常规密度短候凝水泥浆体系，密度在1.90 g/cm3左右，稠化时间一般在100-130分钟之间，在替浆结束后很短时间内就能稠化，这样可以减缓在候凝期间发生的漏失。 　　另外，将水泥浆液柱当量密度调整至近地层漏失压力当