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。
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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
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