长庆固井简介
固井、录井、测井事故案例解读
固井同行业事故案例分析1固井井喷事故1）基础资料（1）表层套管：φ339.7mm，下深60.28m。
（2）技术套管：φ244.5mm，下深1281.41m。
（3）裸眼：φ215.9mm钻头，钻深2264m。
（4）防喷装置：双闸板防喷器一套，只能封钻杆，不能封套管。
（5）钻井液性能：密度1.22g/cm3，粘度27s。
2）事故发生经过胜利油田某年某月在GD-10-1井施工作业，完井后，下入φ139.7mm油层管至2252.66m，循环时将钻井液密度由1.22g／cm3降至1.15g/cm3。
固井时，依次注入清水3m3，密度1.01g/cm3的平衡液10m3，密度1.25g／cm3的先导浆36m3,密度1.78 g/cm3的尾浆57.5 g/cm3。
替钻井液时，排量30L/s，替入18 m3时，井口返出量明显减少，替入21 m3时，井口不返，坚持替完水泥浆碰压。
候凝1h10min 后，井口涌出钻井液，接弟发生井喷，喷出物为油气，喷高20m多。
3）事故原因分析（1）本井是因井漏环空液面下降到一定深度，失去压力平衡，再加上水泥失重的影响，诱发井喷。
（2）虽然装有防喷器，但防喷器闸板规范不配套，发生了井喷，依然用不上。
所以在下套管以前，一定要把防喷器闸板换装成与所下套管外径规范相匹配的闸板。
（3）忽视了观察进口和向井内灌钻井液的工作。
固井碰压后，一般井队都是刀枪入库，马放南山。
但在井漏的情况下，绝不可疏忽大意，只要注意向井内灌钻井液，或许会避免此类事故的发生。
（4）固井过程中，发生井漏，有两种情况，一种是因环空堵塞而发生井漏，泵压一定要升高，环空液面也不会下降，此种情况，不会发生井喷。
另一种情况是在水泥浆上返过程中，随着环空液注压力的增高，将低压层压漏，此时泵压不会上升，但井口液面要下降，遇到这种情况，必须观察井口动态，做好灌注钻井液的工作，必要时关井候凝。
4）防止固井后发生井喷事故的预防措施（1）在高压油气层固井，要用膨胀水泥或在水泥中添加防气窜剂，维持水泥凝结时体积不变，不给油气上窜留下通道。
长庆油田永久封井固井工艺认识
长庆油田永久封井固井工艺认识摘要：油井永久封井是油田开发生产活动中重要的环节之一。
对封井工艺的研究将进一步促进油田的生产开发。
本文将重点分析永久封井施工现场的主要作业工序，应用新型井下工具水泥承留器形成一套完整的施工方案指导封井施工。
关键词：油井永久封井水泥承留器随着时间推移，有些油井存在无油，无生产潜力的情况，开发完毕后无任何生产价值，并且还可能对周围环境及人员生活时刻存在着风险。
永久封井因此显得尤为重要，其中最常用的方法就是采取挤水泥方式封堵射孔层位和全井筒，特别是近年来水泥承留器的成功应用进一步提高了封井效率和封井质量。
1前期准备1.清洗井筒洗井是挤水泥前最关键的环节之一，干净无油污的井壁不仅有利于水泥石的胶结也能提高井下工具的可靠性。
干净的井壁能使水泥石与套管内壁完全贴合从而彻底阻断油气沿着套管内壁上窜的通道，保证封井质量。
措施队首先下入与套管内径相匹配的通井规处理井筒，确保井底无沉沙无落物，通井到底。
再下入刮削器对井壁污垢进行刮削，承留器位置应该反复刮削5次以上，最后下入斜尖，用清水大排量冲刷井壁，至进出水颜色一致为合格，确保井壁干净无垢，为后期施工提供条件。
2.套管柱试压这些油井基本上开采年限长，套管可能会因为地层液体腐蚀而破损给挤水泥施工带来危险，导致卡钻事故，井筒清洗合格后措施队下封隔器对套管柱进行试压。
以长庆油田139.7mm油层套管常用试压管串结构为例：Φ73mmN80外加厚工具油管1根+Y221-114封隔器+球座(下直接接封隔器，不带球)+Φ73mmN80外加厚工具油管至井口。
反循环至井口返水、管串畅通后，座封封隔器，油套环空反试压。
若试压不合格则先小范围(2-5m)调整封隔器座封位置再重新试压1-2次。
3.油层求吸水射孔油层吸水能力大小决定着水泥浆挤入量，同时也是对井底进行风险探查，保证水泥浆入井后能顺利进入地层对地层孔隙起到封堵作用。
在不同排量下将清水挤入射孔段，记录挤入量，观察压力变化，正常在压力基本不变情况下，清水能大量进入射孔段，停泵后有压降最为合适。
韧性水泥浆在长庆储气库固井中的研究与应用
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ５ ～ ０ 卜２ ８ 修 回 日期 ： ２ ０ １ ５ — ０ 卜２ ８
问的颗粒级配作用 ， 提高水泥石致 密性 ， 从而实现水 泥石“ 低 弹 性 模 量一 高 强度 ” 的 目标 。
终处于反 复交变载荷的变化过程 中， 因此水泥石完整 性易发生破坏 ， 产生微裂缝 ， 破坏水泥石的层 间封隔作 用， 缩短储气库井的使用寿命 ， 而储气库需要满足 ５ ０ 年 的使 用 要 求 ， 这些 对 水 泥 浆 固井技 术 提 出 了非 常高 的
要 求嘲 。
间封隔及保证水泥环的密封完整性能。该韧性水泥浆
为解 决 上 述 问题 ， 在 常规 水 泥 浆 中掺 人 增韧 材 料 以改 善水 泥 石韧 性性 能 （ 弹 性模 量） 、 抗压 强度 及 加入 相 应 的 添加 剂 形 成 一 种 具 有 极低 失 水 、 良好 抗 冲击 韧 性 和 流变 性 的韧 性水 泥 浆 ， 可有 效 地消 除水 泥 环在 射孔 、 压 裂及 注采 过 程 中交 变应 力 引起 的裂缝 和膨 胀一 收缩 引 起 的界 面封 隔失 效 ， 可提 高水 泥 环 对 射 孔 等作 业 的
料本 体 的低 弹性模 量特 性 ， 通 过在水 泥浆 中加人 颗
粒 状 韧 性 材 料 降 低 外 界 作 用 力 的传 递 系 数 ， 实 现 对
水 泥 石 的韧 性 改 造 ； 此外 ， 利 用 不 同粒 径水 泥 外 掺 料
抗破坏能力 ， 延长油井寿命 。研究表明Ｈ ］ ， 韧性水泥浆 较 常规 水 泥 浆 抗 冲击 韧性 增 加 ２ Ｏ ％， 弹 性 模 量 降低 约
长庆苏里格气田欠平衡及小井眼固井技术
文章编号:100125620(2006)0520064203长庆苏里格气田欠平衡及小井眼固井技术王文斌1 马海忠1 魏周胜1 陈小荣1 李波1 常占宪2 邢鹏举2(1.长庆石油勘探局工程技术研究院,陕西西安;2.长庆石油勘探局钻井总公司,陕西西安)摘要 苏里格气田属于低压、低渗、低产、低丰度的“四低”气田,面积约20000km 2,气藏资源丰富,开发难度大。
根据高效低成本开发苏里格气田的要求,进行了欠平衡及小井眼钻井,为低成本开发苏里格气田做前期技术准备。
针对地层特性、储层特点、井身结构、固井难点及固完井要求,依据平衡压力固井及防气侵气窜原理,采用正注返挤固井工艺技术,使用双凝防气窜水泥浆进行封固。
使用该技术在苏里格气田固井7口(4口欠平衡井、3口小眼井),固井质量优质率达100%,基本解决了苏里格气田的固井难题,确保了固井质量,降低了固井成本。
关键词 固井 固井水泥浆 欠平衡钻井 小井眼钻井 正注返挤 苏里格气田中图分类号:TE256.5文献标识码:A 苏里格气田属于低压、低渗、低产、低丰度的“四低”气田,位于长庆靖边气田西侧的苏里格庙地区,区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带,地表为沙漠、碱滩和草地,气藏资源丰富,开发难度大。
根据高效低成本开发该气田的要求,进行了欠平衡及小井眼钻井。
采用正注返挤固井工艺技术,在该气田应用7口井(4口欠平衡井:苏3921421、苏3921424、苏38219、苏621128;3口小眼井:苏40219、苏39220、苏3328),固井质量优质率达100%,基本解决了该气田的固井难题,总结出了一套存在多级压力层系、低压易漏失、水层活跃、气层段长及压力大的欠平衡及小井眼井固井工艺技术。
1 储层特点与工程概况1.1 储层特点苏里格气田的主力气藏是上石盒子组盒8及山2组,属岩性气藏,经历了机械压实、蚀变和粘土矿物重结晶作用等多种成岩演化。
SEM 和XRD 分析结果表明,孔隙内自生的粘土矿物主要以伊利石、高岭石为主,含少量绿泥石混层,储层的束缚水饱和度为70%～90%,气藏天然气组分以甲烷为主(达88%～96%),属无硫干气,压力系数仅为0.8左右,平均渗透率为10×10-3～14×10-3μm 2,具有强水锁、中偏弱速敏、弱水敏、无酸敏特征。
长封固段固井技术浅析
居 中度 。流变学和水动力学证明在偏心环空中水泥浆顶替过程
４．在 确保井 下正常情况下， 严格按有关 规定及控制程序
极易发 生窜槽 ， 窄边 间隙小 ， 液体流动 阻力 大 ， 流速小 ， 易滞 留 进行下套管作业 严格测量套管； 严格控制下套管速度 ， 时灌 及 钻井液 ， 反之 宽边 间隙大， 体流动阻力 小 ， 液 流速 高 ， 水泥浆 易 钻井液 ， 每下 ３ ￣５ ０ ０根套管循环钻井液一 次， 防止沉沙推入 井
井， 纯水泥 由返到油层顶界 １０米 ， ５ 变更为返到洛河 层底界 ５ 力在流 动过程 中，产生 的压 力激动接近或 达到地层破裂 压力 ０ 米 以上 。并且低密度水泥保持返到洛河层项界 ５ 米 以上 ； Ｏ 完钻 时， 易出现井漏 。 容 第三， 钻井液滤饼。 如果钻井液性能不过关， 就要形成厚的钻井 液滤饼 。同时， 在滤饼附近还会形 井深 小于 １０ ５ ０米的井完 井 固井 ，纯水泥 由返到油层顶 界 １０ 失水过大， ５ 流动性差的钻井液区域 ， 使顶替效率 下降 ， 米 ， 更 为 全 井 段 用 纯 水 泥 封 固 ， 上 部 填 充 段 水 泥 浆 密 度 不 成一个具有很稠 的、 变 且 在注 水泥 低于 １ ８ ｇ ｃ３ ．０ ／ ｍ。由于储层的地质特性、 眼的几何条件 、 井 地层 而 且由于 厚滤饼大大减 小了套 管外 的环 形流动面积 ， 流体性 质、 完井方式与 前期作业 的技术 效果 、 施工工 艺技 术措 时也能造成堵塞 。水 泥胶结测 井表明， 钻井液滤饼较 厚的井段
２．根据 油层情 况， 用适宜 的水 泥浆体系 ， 采 为防止水 泥 浆在候凝过程 中“ 失重 ” 引起井底压 力不平衡 ， 采用两段两凝 水
３．确 定合 理 的 水 泥 浆 密 度 及 施 工 参 数 ， 保 固井 施 工 顺 确
长庆录井资料整理要求(全)
长庆录井资料整理要求2005年石油预探项目组资料整理新要求：1.录井综合记录工序栏要记主要工序。
2.岩屑、岩心描述要认真，不要千篇一律。
3.岩心中的油气显示不能漏掉。
4.直罗组泥岩：颜色一般为紫红色、灰绿色，不是生油层；底部一般为深灰色，并且质较纯，不含砂质。
5.延安组泥岩：一般为深灰色或灰黑色。
6.在延长组长7层底部为张家滩页岩，岩屑中油气显示可能为掉块，该段电测为高阻层，是标志层，无渗透层。
7.取心井段录井解释可以比电测解释厚，电测解释两层且间隔不大、解释结果相同的层，录井解释可解释为一层。
8.地化：谱图页码编号应用黑碳素墨水按顺序统一编页码。
9.录井资料统计表中的录井点数＝录井顶深-录井底深。
10.完井报告附表页码要连续编写。
11.录井综合记录、报告中所涉及的钻头尺寸保留一位小数，如311.1、215.9等。
12.报告中热解分析：S0、S1、S2、Tmax值取区间值13.报告中所涉及的钻时均保留一位小数14.报告中生储盖生油层：直罗组、富县组不是生油层，（不写？）15报告附表基本数据表中：偏离设计座标均保留一位小数16.完钻井深：井底取心或事故完井的保留一位小数，正常完钻的保留整数17.报告附表基本数据表备注栏：油层套管总长： m，油层套管下深：m，阻流环位置：m，短套管位置：～m，水泥塞深：m，水泥面深：m，固井质量：。
18.报告附表基本数据表钻头程序：钻头尺寸保留一位小数，完钻井深保留整数19录井资料统计表：井段保留整数，岩心中间隔一栏不填，数量填写实际心长20.油气显示统计表：钻时保留整数，热解分析Tmax值填写S2出现峰值时的最大温度21.钻井液分段统计表：钻井液体系填写“清水聚合物”或“三磺钻井液”等22、分析化验统计表：只填写取样日期，如“2003-09-10”23、综合图、岩心图图头：钻头程序钻头保留一位小数，完钻井深同基本数据表中，业主单位：长庆油田分公司石油预探项目组，综合图上应注意取心井段为归位后的取心井段24、岩心描述：接触关系，原则上同一类岩性，接触关系为渐变，如砂岩与砂岩之间为渐变，不同类岩性之间为突变接触，如砂岩与泥岩之间为突变接触，泥质粉砂岩在这里算砂岩类资料整理注意事项（新生代）一、综合记录1、内容顺序：应以时间先后为序，如：1:00～2:00钻进，2:00～3:00起钻，3:00～4:00下钻…内容就应为：钻经层位、起钻井深、起出钻头新度、下入钻头型号及新度，而不是起钻井深、下入钻头型号及新度，钻经层位。
长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术
文章编号：1000 − 7393(2023)01 − 0090 − 07 DOI: 10.13639/j.odpt.2023.01.012长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术王飞1,2 慕立俊3 陆红军1,2 白晓虎1,2 卜军1,2 任佳伟1,21. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院；2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3. 中国石油长庆油田分公司引用格式：王飞，慕立俊，陆红军，白晓虎，卜军，任佳伟. 长庆油田水平井套中套井筒再造体积重复压裂技术［J ］. 石油钻采工艺，2023，45（1）：90-96.摘要：长庆油田超低渗透油藏部分水平井初次改造程度低，前期先导试验攻关形成了水平井双封单卡体积压裂技术，然而双封单卡工艺存在起下钻次数多、放喷时间长、管外窜等问题，严重制约现场施工效率。
通过压前补能、凝胶降漏、下入Ø114.3 mm 套管、热固树脂环空封固等技术重造新井筒，评价储层增产潜力，优化新老裂缝布缝与裂缝参数，配套研发小直径可溶桥塞，形成了水平井套中套井筒再造重复压裂技术。
在CP50-15井进行了现场试验，成功下入1 500 m Ø114.3 mm 套管并进行了环空封固，固井质量良好，采用桥射联作压裂工艺完成了26段压裂，施工效率达到了3段/d ，投产后控制放喷生产，日产油由1.9 t 升至15.4 t 。
该技术对提高超低渗透油藏采收率提供了新思路。
关键词：套中套井筒再造；体积重复压裂；补能；降漏；环空封固；水平井；超低渗透油藏中图分类号：TE357 文献标识码： ACasing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology ofhorizontal well in Changqing OilfieldWANG Fei 1,2, MU Lijun 3, LU Hongjun 1,2, BAI Xiaohu 1,2, BU Jun 1,2, REN Jiawei 1,21. Oil & Gas Technology Research Institute , PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;2. National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil & Gas Exploration and Development , Xi'an 710018, Shaanxi , China ;3. PetroChina Changqing Oilfield Company , Xi'an 710018, Shaanxi , ChinaCitation: WANG Fei, MU Lijun, LU Hongjun, BAI Xiaohu, BU Jun, REN Jiawei. Casing-in-casing wellbore reconstruction and volumetric refracturing technology of horizontal well in Changqing Oilfield ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1):90-96.Abstract: Some horizontal wells in the ultra-low permeability oil reservoirs of the Changqing Oilfield have low first stimulation degree, and the double-packer one-layer volumetric fracturing technology of horizontal well was researched and developed in the early pilot test, but the double-packer one-layer process faces the problems of multiple trips, long blowout time, and channeling outside casing, which seriously restrict its field construction efficiency. In this paper, a new wellbore was reconstructed by means of prefrac energy supplement, gel based circulation loss reduction, Ø114.3 mm casing, resinoid based annulus sealing, the reservoir production increase potential was evaluated, fracture deployment and fracture parameters of old and new fractures were optimized, and the small-diameter soluble bridge plug was developed, so as to form the casing-in-casing wellbore reconstruction and refracturing fracturing technology of horizontal well. It was tested on site in Well CP50-15, where 1 500 m Ø114.3 mm casing was successfully run into the hole and the annulus was sealed, ensuring good cementing quality. 26-stage fracturing was completed by using the plug-perforating基金项目: 中国石油天然气股份有限公司项目“水平井重复改造技术与工具研究”(编号：2021DJ4503 )。
长庆油田正注反挤固井工艺研究
长庆油田正注反挤固井工艺研究摘要：正注就是从井口套管内泵注水泥浆，使水泥浆沿套管内向下流动并在井底套管鞋处沿环空往上返；返挤就是从井口环空泵注水泥浆，使水泥浆沿环空往地层流动。
正注返挤工艺一般应用在漏失井固井过程中，先正注后返挤，使水泥浆在环空连接在一起从而形成一个完整的水泥环。
长庆油田属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造，为典型“三低”致密油气藏，近年在该地区钻井、固井过程中存在不同情况漏失现象。
本文旨在对正注反挤固井工艺技术方面进行探究，指导易漏区块固井施工。
关键词：正注反挤固井工艺1区块基本情况长庆油田陕295区块位于子州县附近，该区块与采气一厂、二厂区块邻近，结合口井施工情况进行分析。
该区块主要固井难点就是固井漏失问题。
漏失层位基本确定为刘家沟组，承压当量密度在1.25-1.28g/cm3之间，其次风险漏失点为延长组，承压当量密度略高。
随着油田对固井质量要求不断提高，目前常规固井工艺已无法适应该区块固井需求，需要对该区块固井工艺技术做综合研究，以指导固井施工。
2井漏原因分析1、本身地层承压能力薄弱，属于低压低孔隙纵横向天然微裂缝层理发育，岩性胶结差，结构力薄弱，钻井井漏时有发生，堵漏材料只能暂堵，无法有效进入漏失层。
2、目前所用低密度水泥浆体系针对该区块密度虽然满足当量密度，但不稳定易破碎密度上升，造成井漏。
3、施工工艺上还存在问题，施工过程中大排量注替循环，增大摩阻增加了瞬时当量密度发生漏失。
施工中途的停顿启动易造成井底激动压力诱发井漏。
4、施工准备不充分，泥浆性能处理不到位，井眼条件差，循环摩阻大。
3目前防漏技术措施1、根据实际完钻泥浆密度、钻井排量、泵压及钻井、通井过程中漏失情况分析认真做好压稳、防漏计算，入井液柱压力计算，顶替排量及井口压力控制，确保压稳地层与井控安全，防止气窜，更好保证全井固井质量。
2、固井前合理处理钻井液粘度，降低粘切。
注入冲洗液，有效地冲洗套管内泥饼和粘滞泥浆，降低流体摩阻，提高水泥浆的顶替效率。
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二．正注返挤固井技术.
正注返挤固井技术作为平衡压力固井技术的补充，在长庆 气田的南部应用，用于地层承压能力过低，使用低密度水 泥浆仍不能保证水泥返高，严重漏失的特殊天然气井固井。
主要工艺技术特点： （1）必须用于漏失井，且准确掌握漏层； （2）正规固井，水泥浆返高设计一般为漏层以上200米左
川庆钻探工程有限公司 工程技术研究院一、平衡 Nhomakorabea力固井技术
为防止漏失，采用多凝水泥浆体系，多级固井， 平衡压力固井技术，具体：(1)确定漏失层位及 漏失当量密度；(2)分级箍位置的确定；(3)分级 箍上下位置水泥浆体系密度、稠化时间等性能 确定及优选。每年长庆气井80%应用平衡压力 技术封固。
在固井前进行泥浆加压堵漏，提高地层承压能 力。
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三.抗高温抗盐水泥浆体系
依托土库曼斯坦固井技术服务,完成4口含盐膏层及高压 气层的天然气井固井:
水泥浆性能指标: 密度：1.90g/cm3—2.60g/cm3； 水泥石抗压强度：盐膏层≥10MPa/48h/110℃；
高压气层≥18MPa/24/140℃ 稠化时间：满足固井安全施工要求 失水量：≤100ml/7MPa/30min/140℃。
三.水平井固井水泥浆体系：
到目前为至，工程技术研究院共完成气井水平井10多口的 固井设计及现场施工任务。根据水平井固井难点，研究开 发了适合水平井固井的水泥浆体系，其具有低失水，（失 水量小于50ml）零自由水，水泥浆稳定性好，稠化时间可 调等特点。现场施工顺利，固井合格率100%。
水泥浆性能： 密度： 1.89g/cm3 自由水：0(倾斜45度) 稳定性：密度差0.03g/cm3 失水量：32ml(7Mpa) 抗压强度：20.0Mpa(24h/80℃)
右； （3）水泥浆初凝后，从井口返挤入水泥； （4）返挤注入水泥浆前，先注入堵漏浆，挤开下部漏失
层，有利于正注和反挤水泥浆的衔接，实现全井封固。
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三．小井眼定向井固井技术
这类井由于井眼尺寸小，环空间隙小，给小井眼 固井作业带来很大的困难，主要在于： （1）施工压降损耗大，顶替压力高； （2）水泥环薄，要求水泥石强度高； （3）套管居中度差，顶替效率低，要求水泥浆 流变性； （4）要求水泥浆稳定性能高，低失水。 根据以上的难点及要求，总结了井眼准备与下 套管规则；在安塞油田现场大量的推广应用，固 井110口井,固井合格率100%。
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1．粉煤灰低密度水泥浆： 用于地层承压能力较高的上部填充段（封固洛河
层）。其浆体稳定，抗压强度较高，原材料来源 充足，价格低廉，施工方便易操作。密度可降至 1.5g/cm3。 2．漂珠低密度水泥浆 适用范围1.2-1.6g/cm3 。其优点是：密度低，抗 压强度较高，用于低压易漏失井段。
密 度：1.30g/cm3 稠化时间：188min(70℃/35Mpa) 抗压强度：16.6Mpa/24h; 19.2Mpa/48h（70℃） API失水量：41ml(70℃/6.9Mpa)
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二．防气窜水泥浆体系
该体系在长庆气田使用4年来，固井200口井以上，形成了 在现场固井施工过程中压力控制技术，防气窜、气窜固井 技术，气田固井作业中的作业程序过程中不发生井漏，候 漏过程中不发生气侵，成功地实施了鄂北气田多口井一次 上返固井施工，固井质量优良。
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长庆固井科研与技术服务方面能承担油气 井固井技术研究，特殊井、复杂井固井设 计与固井水泥配方实验及现场施工，内容 包括：水平井、小井眼井、定向井、底水 油藏井、深井、天然气井、长裸眼低压漏 失井、延迟固井等。
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我所实验设备和仪器齐全、先进，其主 要专用仪器从国外知名公司引进，具有国 际先进水平。科研人员具有较深厚的理论 知识和长时间现场技术服务的经验。
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4.低密高强水泥浆固井水泥浆体系 采用紧密堆积理论和颗粒分布技术进一步提高低
密度水泥的强度,不同密度低密高强水泥浆强度和 普通低密度水泥浆强度对比 .
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在陕242井欠平衡钻井后，为了检验上部砂岩地 层的含气量情况，采用低密高强水泥浆封固生产 层（完井方式为挂尾管固井完井），也取得了良 好的效果。水泥浆性能如下：
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3．泡沫低密度水泥浆 长庆用泡沫水泥浆是在水泥中加化学发泡剂
及稳泡剂,生成氮气后形成稳定的微小气泡。密度 可降至0.8g/cm3左右。长庆气田多用密度为1.301.45g/cm3.泡沫水泥具有弹性,可压缩,可膨胀,防气 窜,而且在较低的密度条件下，仍能保持较高的强 度
隔离液主要指标：密度：1.05g/cm3—2.45g/cm3；抗温 性：0℃--150℃。
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长庆气井常用固井技术
长庆气田井身结构简单，表层套管下深600米左 右,以下为2800-3500米裸眼井段,从延长组到刘家 沟组有1500米漏失段,其地层破裂压力梯度为 0.012-0.015MPa/m.气层段长,防气窜难度大, 经过 几年的研究与实践,现已形成了一套适合长庆气田、 行之有效的固井工艺技术。
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部分实验仪器
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气田常用固井水泥浆体系
一．低密度水泥浆体系： 长庆油气田地层普遍存在低压易漏层段，用
常规密度水泥浆固井会压漏地层，造成水泥浆的 大量漏失而导致注水泥失败。经过多年的研究与 应用，根据地层不同的承压能力，采用不同的减 轻材料（膨润士、粉煤灰、矿渣、漂珠、氮气）， 形成了一系列的低密度水泥浆体系，密度范围 0.8-1.65g/cm3。
水泥浆性能设计 密度：1.85-1.92g/cm3 应用条件：60-90℃/30-50MPa 滤失量 ： <50ml/30min(65℃--90℃,6.9Mpa) 初稠：<20BC 自由水：<0.2% 塑性：增加抗折强度、抗冲击韧性及改善弹性系数15—
20%。
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