复杂钻井施工工艺技术.docx

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复杂钻井施工工艺技术

复杂钻井工艺技术

第一章复杂钻井技术

石油钻井工作者的目标在地下，工作对象是地层岩石、流体和构造。

它们在形成、发育过程中，由于受多种因素和条件的影响，使得地下的地质情况发生不同的变异，出现不同的复杂的地质情况。

比如出现可钻性极差的研磨性地层，能产生塑性移动的石膏盐岩地层，异常低压的漏失层，异常高压的高压、高产、含硫油气藏，破碎的垮塌地层，地层倾角很大的高陡构造等等，这些都给钻井工作带来极大的麻烦。

石油钻井工程即使在一般地区，它也是一个高风险、高投入、技术密集、资金密集的系统工程。

在复杂地质情况下的钻井工程更是一个具有更大风险的隐蔽工程。

为了提高在复杂地质条件下钻井的钻井速度，避免和减少可能发生的钻井复杂情况和事故，提高钻井技术和经济指标，完成钻探目的，有必要特别对复杂钻井施工工艺技术进行讨论和研究。

第一节高压油气藏钻井技术

地层压力是指地层岩石孔隙中的流体所具有的压力，也称地层孔隙压力。

没有孔隙或没有流体也就不会有地层压力。

在钻井中，常常会遇到实际的地层压力大于或小于正常地层压力的现象。

这里谈的主要是异常高压这种情况，并着重研究我们感兴趣的高压油气藏和高压油气藏的钻井技术。

一、高压油气藏的地质特点

1、高压油气藏的定义

1）地层压力系数

原始地层压力系数定义为：

实际测量获得的原始地层压力值与同深度静水压力值的比值。

地层压力系数是无量值单位。

石油行业现场上习惯用密度为1.0g/cm3的淡水来计算静水压力。

2）异常高压

当地层压力低于或超过静水压力则可称为异常地层压力。

高于静水压力即为异常高压。

也有将压力系数大于1.2的地层压力称为异常高压。

异常高压与石油钻井行业一般意义上高压有完全不同的含义。

3）地层压力等级的习惯划分

目前对地层压力等级的划分尚未有统一的明确的标准。

应用我国石油工业的习惯用语，一般将地层压力分为四个级别。

（1）正常地层压力

压力系数在0.90-1.20范围内，称为正常地层压力。

（2）中等地层压力

压力系数在1.20-1.40范围内，称为中等地层压力。

（3）高压地层压力

压力系数在1.40-1.80范围内，称为高压地层压力。

（4）超高压地层压力

压力系数大于1.80，称为超高压地层压力。

4）高压油气藏的定义

（1）习惯上的称谓

习惯上，一般将最高原始地层压力系数将近、达到和超过1.80的油气井称为高压油气藏。

将最高原始地层压力压力系数将近、达到和超过2.00的油气藏称为超高压油气藏。

（2）按油气层地层的绝对值划分

有一些油田和地区根据油气井最高地层压力的绝对值来划分油气井的压力等级。

一般将设计的或实际的井口最高关井压力达到、超过或接近35MPa压力的油气井称为高压油气井。

将设计的或实际的井口最高关井压力达到、超过或接近70MPa压力的油气井称为超高压油气井。

而将有这类井的油气藏称为高压油气藏或超高压油气藏。

5）高压油气藏的典型例子

（1）准噶尔盆地

新疆准噶尔盆地腹部井深5000m左右的井，使用的钻井液密度一般都在2.10g/cm3。

在盆地南缘山前带的独1井完钻井深3135m，在安集海组使用的钻井液密度最高达2.53g/cm3。

（2）四川盆地

四川盆地西北部三叠系须家河组的井，井深为4000m左右，钻井中使用的钻井液密度一般为1.85-2.00g/cm3。

完钻井口关井压力许多井都超过70MPa，文4井关井井口压力达76MPa。

1985年完钻的龙4井井深6026m，完井试油测试完关井，压力很快升至103.95MPa，压力还在继续上升，因超过卡麦隆15000psi井口允许关井压力103.42MPa，被迫放喷，预计井口最高关井压力为108.64MPa。

1976年完钻的关基井井深7175m，在井深7158m处测得原始地层压力为150.90MPa，完井试油测试完后不敢关井，立即进行压井，关井至今。

（3）塔里木盆地

塔里木盆地北缘山前带下部为多套高压含气盐水层及高压气层，气层压力最高达132MPa。

2、高压油气藏的成因

异常高压的形成是多种因素综合作用的结果，这些因素与地质作用构造作用和沉积速度等有关。

一般可分为沉积型异常高压和构造型异常高压。

1）沉积型异常高压

（1）正常地层压力的形成

在正常的沉积环境下，随着地层上的沉积物的不断增加，下边的岩层逐渐被压实，岩石孔隙度减少，孔隙中过剩的流体被挤出。

如果是开放的地质环境，通道比较畅通，地层就保持正常的静水柱压力，地层压力表现为正常的地层压力。

（2）异常高压地层压力的形成

如果出现快速沉降，上边沉积负荷增加太快，下边岩层孔隙内流体排流不畅，同时，岩层没有得到很好的压实，承受上覆岩层的能力有限。

这样，孔隙中的流体将代替岩石骨架，部分地支撑本来应由岩石颗粒所支撑的那部分上覆压力，从而导致孔隙间流体压力增加，并产生异常高的流体压力。

（3）不同形式的沉积型异常高压

按照异常高压形成的地质环境，以及高压层系的岩性特征，沉积型异常高压又可分为以下两种沉积型高压异常：

①快速沉积、并以砂泥岩为主的异常高压。

②快速成岩、并以碳酸盐层系为主的异常高压。

（4）异常高压带

当异常高压不是作为一种偶然现象，而是在沉积盆地深部呈现为区城性的分布，横向上可以连绵数十到几百Km，纵向上贯穿几百到几Km深地层，在平面上和空间上都表现出一定的规律性，这就称为异常高压带。

我国沿海第三系盆地各主要三角洲系统沉积层、准噶尔盆地腹地的高压地层、四川盆地腹部侏罗系地层，都属于砂泥岩沉积型异常高压地层。

四川盆地部分地区三叠系、二叠系的高压层则属于快速成岩的碳酸盐岩沉积型异常高压地层。

（5）巨厚砂岩沉积的异常高压显示

在同一个连通好的砂岩层段，其地层压力应是基本一致的。

由于液柱和被压缩了的气柱的存在，油气显示段顶部的压力和底部的压力是不一样的，其差值即为在压缩状态下的油气显示段段长液柱压力和气柱压力。

因此，我们常说的油气层压力都是特指油气层中部的地层压力。

在薄的砂岩显示段，这个差值可以忽略不计。

但在巨厚砂岩显示层，顶部的压力值和底部的压力值差异是很大的。

在巨厚砂岩层顶部往往就出现异常高压。

在山东东营凹陷渐新统沙河街组砂岩体生油层可达1900m，其连续厚度可达500-1000m以上。

其油层顶部的地层压力和油层底部的地层压力相差是很大的。

油层顶部的地层压力显示的就是异常高压。

2）构造型异常高压

（1）构造运动使应力积累

由于地壳运动引起的断层、褶皱、斜向滑动与断块下落等构造运动的作用，储集空间被挤压，应力被积累，从而在深层形成异常高压。

（2）油气带压上移

应力通过深断裂从受力较大的盆地边缘向盆地内传递，从深层向浅层发展，从面在盆地内部和浅层形成异常高压。

四川盆地东部和东北部（以下简称川东地区）以北东向断褶构造为主，并有北西向和南北向隐伏的基底断裂穿插其间，隐伏断层在平面上互相交切，形成互相分隔的独立的应力积累区和应力释放区。

出现常压区、中压区、高压区及超高压区。

在纵向上不同含气层系地层压力出现异常压力错综复杂的局面。

从侏罗系重庆统到石炭系可以分出4个压力差异很大的压力带，即从重庆统到须家河的浅层近静水柱的漏失带；从中上部雷口坡组到嘉陵江组的压力系数为1.00-1.30的过渡带；在中下部三、二叠系气藏均属异常（压力系数1.40-1.80）到超高压（压力系数>1.80）；而底部下覆的中石炭系气藏的压力系数则接近正常到中等压力（压力系数1.00-1.40）。

3）碳酸盐岩型异常高压

有学者以四川盆地为例，在一般的异常高压分类“沉积型”异常高压和“构造型”异常高压之外，提出一个“碳酸盐岩型”异常高压。

认为，四川盆地在侏罗系沉积末期，二叠系阳新统生物灰岩中所富含的有机质已从成油进而裂解为天然气，由液态变为气态，体积发生巨大变化。

由于当时储集空间有很，而形成的气量又极为巨大，故生成的气体处于较高的压力状态。

造山运动使地层强列褶皱，在受力较强的部位产生裂缝，高压天然气不断向“缝洞体”运移富集。

由于受力差异，裂缝发育程度不同，就出现两种不同的产出状况。

（1）构造受力强，裂缝发育，压力不很高的大产量、大储量的高产区。

（2）构造受力较弱，裂缝不太发育，但地层压力较高的过渡带环境。

碳酸盐岩型异常高压受裂缝影响很大，规律性较差。

四川盆地常出现在大气井附近出现干井，在小气井旁边出大气的情况。

川南鹿角场构造高部位钻探的鹿1井为干井，但相距仅9000m的鹿3井（在断层附近）初喷气量竞达915×104m3/d。

川西北新851井产量279.29×104m3/d，该井因油套管问题暂闭后，距其900m另打的一口接替井新853井竟未获气。

3、高压油气藏的特点

1）沉积型高压油气藏异常高压分布有一定规律性

快速沉积型异常高压带常呈现为区域性展布。

横向上可连绵数十到几百Km，纵向上贯穿几百到几Km地层，在平面上和纵向上都表现出一定的规律性。

毗邻大陆（古地理）边缘的中新生代快速细粒碎屑沉积盆地内，异常高压带的起始深度一般为4000m，也有浅到3000m左右。

2）构造型高压油气藏异常高压分布规律性差

（1）横向上同一层段地层压力差异大

在不同的构造区、不同的局部构造的储层内流体原始地层压力差异极大。

压力系数变化最高可达1倍以上。

以四川盆地二叠系阳新统气藏为例。

据四川盆地阳新统测试所获290井的原始地层压力统计，阳新统气藏原始地层压力系数小于1.40的占54.14%，1.40-1.80者占24.83%，大于1.80者占21.03%。

川西北地区阳新统气藏地层压力系数大都在2.00以上。

川南地区东部的合江构造，在所钻8口井阳新统气藏的原始地层压力均接近2.00。

然而在川南地区西部和广大川西南地区阳新统气藏原始地层压力均大致保持为正常静水柱压力系数1.00左右。

值得注意的是，即使在同一地区乃至同一局部构造，原始地层压力也可以有很大差异。

例如川东地区阳新统气藏的压力系数可以从1.05变化到2.36。

川南纳溪构造阳新统气藏压力系数由西端纳34井的1.00变化到东端的纳60井的1.80，两井深度仅差450m。

四川盆地三叠系各气藏原始地层压力同样出现复杂的变化。

川南黄瓜山构造嘉陵江一段气藏5口井各具不同的压力系数，黄1井压力系数为2.31，黄18井则为1.31。

沈公山构造西端的沈9井嘉二气藏压力系数为1.02，毗邻的沈1井嘉一气藏压力系数为1.82。

（2）纵向上地层压力变化剧烈

构造型异常高压油气藏，由于它的形成机理决定了它纵向上原始地层压力系统不会是随深度而增加，很难用一个固定的地层压力纵向分布模式，去描述它们在不同区域、不同层系、不同局部构造、不同构造部位的变化规律。

已知区域的规律很难确定用于未知区；一个气藏的压力系统分布特点，不一定适用于其它气藏。

这口井压力系数的纵向分布很可能在附近井就是另一种模样。

四川盆地含油气层的重要特征就是纵向上多产层、多压力系统，产出状况差异很大。

此种现象在川东高陡构造上表现尤为突出。

二、高压油气藏钻井技术

高压油气藏的形成决定了高压油气藏的地质特点。

了解了高压油气藏的地质特点，自然也就会联想到高压油气藏钻井的难点。

只有知道了高压油气藏钻井的难点，我们便可想法采取一些特殊的钻井技术措施，以使我们在高压油气藏的钻井工作更主动一些。

1、高压油气藏钻井的主要难点

1）钻井工艺较复杂，施工难度大

（1）井身结构复杂，开钻次数多

由于高压油气藏多具产层多、压力高、多压力系统、地层压力规律性差等特点，故在井身结构设计上考虑的套管层次就比较多。

套管层次多，开钻次数也就必然多，开钻次数一多，又引起固井、电测次数的增多，以及井口装置、钻头、钻具、钻井液体系的频繁倒换。

使得正常的钻井工作无法正常持久的进行，一些钻井新工艺、新技术无法正常地开展。

一些井在钻进中，在同一个裸眼井段中，常常会遇到预料之外的压力梯度很大的多个显示层，在采用常规的处理方法无效时，又不得不提前下入套管进行封隔，这又给下步钻井带来麻烦。

（2）钻井液配制维护处理难

高压油气藏钻井与高密度钻井液是紧密相关的，为了平衡地层压力常常不得不使用密度非常高的钻井液。

由于使用了高密度钻井液，由此又引发了对钻井液的粘度、失水、泥饼、PH值、含砂、摩阻系数、静切力、固体含量、膨润土含量等性能的严格要求。

为了保证在高密度钻井液条件下的安全钻进，就必须要始终保持钻井液的优良性能，而要做到这一点难度是相当大的。

同低密度钻井液不同的是，高密度钻井液性能的相互依存性和相互干扰性比较大，某一个性能的改变，都会引起其它性能的改变。

因此，高密度钻井液的处理事先要经过处理方案的研究、筛选，选定后要做室内试验，成功后，选择合理的处理时间（比如新钻头入井开始正常钻进后），用较长的循环周进行处理，处理后还要进行性能监测和处理效果观察等。

这一切都是很费心费时费力的。

有人说，处理低密度钻井液再复杂、工作量再大都大不到那里去；处理高密度钻井液再简单都不简单，都是个大事，就是这个道理。

（3）井控标准高危险大

①井控装置标准高要求严

钻高压油气井对井控装置的压力等级要求高，配置齐全，对以防喷器为主的井口防喷装置、以钻杆回压阀和旋塞阀为主的内防喷器装置、以节流管汇为主的防喷放喷装置、以液面报警器为主的油气监测装置等都有严格的要求和标准。

川西北龙16井、龙17井安装使用TF508×339.7×244.5×177.8—105MPa套管头，FS28—105四通，2FZ28—105双闸板防喷器，ZC28—105剪切闸板，FZ28—105单闸板防喷器，FH28—35/70环行防喷器，JG—Y1—S1—105节流管汇和YG—105压井管汇等。

完井安装型号为KQ65—104MPa的采油树。

②平衡压力钻井难以开展

井控技术实际上就是平衡压力钻井技术。

高压油气藏的井一般都比较深，使用高密度钻井液钻进的井段都比较长，高低压力系数常常同时存在。

有的区块产层横向和纵向压力梯度差异都很大。

川东卧88井和卧111井是同一井场同一产层所钻的两口井，一口井的压力可为另一口井的1.8倍。

而两井底位移仅相差10m。

平衡压力钻井是井控工作的基础。

当一个裸眼井段内出现压力梯度相差甚大的显示段时，平衡压力钻井就很难进行。

川东黄龙4井在钻开嘉二段发生井涌，因此时裸眼段有4个不同压力系统（相邻两层最高压差达27MPa）的层位同存，反复堵漏中几次卡钻。

川西北中深1井（5913.66m）、龙4井（6026m）都使用高密度钻井液（2.25g/cm3）在气层中钻进，都因井下有数个压力梯度各不相同的显示层，在钻进中就出现这样的情况：

正常钻进循环后准备起钻，停泵后即外溢，只好将密度提高后才起钻。

下钻完开泵循环即井漏，只好又将密度调下来再钻进。

分析原因为：

起钻时停止循环后，施加于地层的压力减少了一个循环压力（约3-3.5MPa），地层稍高一些的显示层失去平衡，故发生溢流，加重后弥补了压力损失，刚好能平衡该地层压力。

而下钻完完循环，在新建立的平衡关系上又增加了循环压力，而导致地层压力梯度稍低一些显示层发生漏失，只好降低密度重新找回平衡。

由于这样来回折腾，使得钻井工作显得十分被动。

③发生溢流或井喷后处理的难度大

在高压油气层中钻进，溢流显示来得快、烈度大。

据四川一百多井次资料统计，从发现溢流到井喷的间隔时间，小于三十分钟的占三分之二，其中一半在十分钟以内，且来势凶猛，容易失控。

许多井发现溢流后关井，压力升得很快，关井压力很高，给压井工作带来很大困难，很难重建井内压力平衡。

有的井关井压力达到或超过最高允许关井套压值，只好卸压，卸压又带来更高的套压，最后只好放喷。

龙4井于1983年6月27日钻至井深6006m进入目的层茅口组17m，见气侵，准备起钻电测，下Φ177.8mm套管。

起钻前将密度由2.12g/cm3提至2.15g/cm3，起钻时发现钻井液外溢，起至井深4804m发生强烈井喷。

关井套压上升至36MPa，立压30MPa，立即开二条管线放喷。

6月29日井口钻杆氢脆断成3截掉井。

压井、倒扣、侧铣处理至1984年4月15日无进展，鱼顶井深4527.98m，鱼长306.45m。

后从井深4433m侧钻，至1985年3月3日侧钻至井深5890m下Φ177.8mm套管。

先后历时一年另八个月。

（4）钻井速度慢

在低密度的情况下，机械钻速会随钻井液密度（主要是固相含量的影响）的升高而急剧降低。

在高密度的情况下，钻井液密度对机械钻速的影响虽然不象低密度时那样的明显，但其影响仍然是十分明显的。

在高压油气藏钻井，钻井液安全压力附加值选用的都是高限。

由于在使用高密度钻井液的情况下，选用的又是高附加值，对井底地层产生比较大的压持效应，以及井底清洁状况变差，影响钻头的破岩效率，造成钻头机械钻速大幅度降低，钻头使用寿命缩短，钻井速度减慢。

1985年完成的龙4井，使用低固相～1.31g/cm3的钻井液钻至3050m，钻井井段占全井进尺的50%，使用的钻井时间占全井的11%。

以后出现异常压力，使用1.67-1.90g/cm3的钻井液从3050m钻至4806m，进尺占全井进尺的29%，使用的钻井时间占全部钻井总时间的26%。

固井后，使用2.20-2.36g/cm3的钻井液钻至完钻井深6026m，所钻井段占全井进尺的21%，使用的时间占全部钻井总时间的63%。

（5）钻井复杂情况和事故多

①容易发生溢流和井喷

高压油气井由于压力高，能量大，容易发生溢流，如不能及时控制或控制不当，很容易酿成井喷事故。

这方面的例子太多，比较典型，影响面最大的要数川东罗家16H井。

该井2003年12月23日钻至井深4049.68m，起钻至井深m未发现溢流，3分钟后发生井喷，抢接回压阀无效，后演变为井喷失控，H2S含量151g/cm3，造成65000多人紧急疏散，2142人中毒住院，243人死亡，9.3万多人受灾，震惊中外。

②容易发生井漏

钻高压油气井一般采用的安全压力附加值的高限，井内又常常存在不同压力梯度的众多显示层，因此常常会发生井漏。

龙4井在嘉陵江、飞仙关、长兴、茅口共发生漏失164次，共计漏失1.80g/cm3以上的高密度钻井液4787m3。

本井耗用泥浆材料多，仅重晶石就达13014t，其中漏失掉的占其中之大部分。

有的井为了安全钻开下部高压油气层，就对上部地层作承压试验，不能承受相当于打开下部高压油气层使用的最高钻井液密度值的就进行堵截漏，为此常常会花费大量的时间和材料。

川西北龙17井为了有效对付深部的高压盐水层（当量钻井液密度2.15g/cm3）,在揭开盐水层之前按设计对上部地层作承压实验和提高上部地层承压能力的工作,先后使用桥浆堵次,打水泥堵漏次,共耗用堵漏材料t,水泥t,耗时天。

有的井因井漏处理不好，还会造成井喷的发生。

川东天东5井在3570.72m飞仙关气层接连两次发生井喷，都是先井漏后演变为井喷的。

第二次井喷时，将井内15t重的Φ158.8mm钻铤全部从井内冲出，断成9节，落点最远处距井口91.4m，1#、3#放喷管线出口附近爆炸，放喷管线被炸成6截。

③摩阻大容易发生粘卡

使用高密度钻井液钻进，由于钻井液密度高，粘度高，固相含量高，摩阻大，起下钻附加摩擦力很大。

1977年完钻的关基井，Φ244.47mm技术套管下至井深4230m，用2.25g/cm3的钻井液，使用Φ127mm钻杆钻至井深7058m，虽然井身质量很好，即使在井下正常情况下，起钻时上提悬重也常达220-230t，附加摩擦阻力达30-40t。

稍遇不顺，则上提t位更多。

在使用高密度钻井液的情况下，由于液柱压差大、粘度高、切力大，泥饼的粘附能力强，加之钻具与井壁之间很容易形成面接触，并且这种接触面会很快发展，因此很容易发生粘附和压差卡钻。

有些则先是因其它原因发生阻卡，很快转化为压差卡钻。

在众多的卡钻事故中，压差卡钻是比较难以处理的。

在使用高密度钻井液钻井发生压差卡钻是屡见不鲜的，也是人们在使用高密度钻井钻井时最担心会发生的事。

关基井在使用密度为2.20g/cm3的钻井液钻至井深6406m发生掉块卡钻，后转化为压差卡钻，经泡油解除。

龙4井在使用密度为2.15g/cm3侧钻至井深5400m堵漏时发生粘卡，经注油基解卡液解除。

④高压油气井固井难

a、套管选材难

高压油气井特别是含硫高压气井的套管选材除了应满足抗拉、抗外挤、抗内压等强度外，还要考虑气密性、抗H2S、CO2腐蚀能力。

b、高密度水泥浆配注困难

川西北龙16井、龙17井Φ177.8mm（7″）油层套管就选用了高抗挤和气密封的VM110SS、VM140HCKO—140V套管。

高密度特别是超高密度水泥浆配制难，加入大量外掺剂，水泥强度难以保证，体系流变性差，水泥浆注入、顶替困难，顶替效率差，容易窜槽，固井质量难以保证。

c、容易出现复杂情况

在高密度情况下固井，容易发生套管下不到位、砂堵、井漏、气窜、井喷等复杂情况。

1989年完成的川西北丰谷1井4547m的Φ177.8mm油层套管固井水泥浆密度高达2.45g/cm3，配制这样高的水泥浆密度这在当时的条件下是很难的。

龙4井4370mΦ244.5mm技术套管一级固井水泥浆因井漏未返至分级箍。

固井后当用清水钻水泥塞至位于井深3170.79-3172.66m的分级箍时，下部未被水泥浆封固的须二气层的气，带着原始压力上移的气将分级箍关闭套挤毁，以100.8×104m3/d的流量从分级箍处喷出，发生井喷，处理难度很大。

因该井地处深山，又正遇1978年发大水，敝喷58天后才被制服。

关基井、文6井在固井候凝水泥浆“失重”时还曾发生过井喷。

2、高压油气藏主要钻井技术措施

在我们了解了高压油气藏的特点和难点之后，就可根据这些特点和难点，又重点有针对性地采取一些工艺技术措施，变被动为主动，使我们永远处于不败之地。

1）努力寻找高压油气藏异常高压的分布规律

前面已经谈到，沉积型的油气压力分布规律比较容易掌握。

挤压型高压油气藏油气压力分布，尽管受控于多种地质与构造因素，并且在多种因素叠加效应作用下使得其变得难以捉摸，但仍然可以通过理论和钻探实践的研究，从中找到一些规律性的东西。

比如上面谈到的通过对四川盆地高压油气藏成因的研究和大量的钻探实践的研究，就可以知道异常高压虽然在内部存在着复杂的分割性和差异性，但在平面分布上均具有明显的分区性，或称区域性分布。

如川西北异常高压带、川东高压异常等。

在纵向上，川西北异常高压带地层压力的变化总体上是渐高式增高，内部有一些小的变化。

川东一些构造的地层压力变化则有低--中--高--超高--中低的变化规律。

了解认识这些规律对指导钻井设计和钻井作业是非常必要和有益的。

2）认真搞好井身结构设计

（1）建立正确的地层压力剖面

根据对区域特别是本构造或邻构造（如探井）地层压力状况的认识，通过对邻井或邻构造的实钻资料的收集、研究，建立设计井的地层压力剖面和地层破裂压力剖面。

一个在对大量祥实资料经过认真精细研究后作出的可性度高的地层压力剖面，一个在这样地层压力剖面基础上作出的井身结构设计，对高压油气井的钻井施工是非常重要的。

（2）高低压层须下技术套管封隔

①套管是对付不同地层压力地层的有效技术手段

井身结构的内容包括：

套管层数、套管尺寸、套管下深、下套管方式（如悬挂、回接）、水泥浆返高等。

井身结构设计的主要依据是地层压力和地层破裂压力。

技术套管的作用主要是封隔不同地层压力层系和易塌易漏等复杂地层。

表层套管和油层套管（或称生产套管）之间的中间套管之所以又称为技术套管，是因为它是作为对付复杂层段的一种技术措施和技术手段而下入的，而非油气生产所必需。

②地层压力悬殊的地层必须使用套管进行封隔

在同一个裸眼井段出现地层压力相差甚大的显示层时，靠用堵漏的办法去解决并不一定就是经济的。

而且在许多时候用堵漏的办法是行不通的，比如出现“上吐下泄”这种情况。

在堵漏不能解决问题或不能继续进行下去时，就不得不提前下入套管，但那样就会使我们的工作陷入被动，