摘 要

摘　要：近年來，隨著裸眼封隔器完井工藝技術的推廣應用，在低孔低滲非均質油氣藏取得了很好的增產效果，但在實際注替鉆井液施工中卻時常遭遇溢流顯示，也增加了作業過程中的井控風險

摘　要：近年來，隨著裸眼封隔器完井工藝技術的推廣應用，在低孔低滲非均質油氣藏取得了很好的增產效果，但在實際注替鉆井液施工中卻時常遭遇溢流顯示，也增加了作業過程中的井控風險。為此，以LG022-H2井在作業中連續發生的2次溢流情況為例，通過系統分析該工藝在注替鉆井液工況的環空液柱壓力變化，找到了引起溢流的地質工程原因：①下完管柱注入低密度KCI液體使環空液柱壓力低于地層流體壓力；②丟手后使用清水替出井內鉆井液，封隔器管柱內外形成的負壓差使井底單流閥失效；③封隔器提前坐封，可能封閉地層溢出的帶壓氣體，敞井換裝油管頭作業處于無控狀態等成為作業中的井控風險。進而提出了完善設計內容、嚴格審查核實并嚴密組織施工的針對性措施和進一步完善該項技術的建議。為類似作業方案制訂及施工中的井控安全分析提供了重要依據。

關鍵詞：裸眼  封隔器  完井  注入  低密度  完井液  井控  風險  對策

Well control risks and countermeasures in well completion with open-hole packers while pumping injectin of low density liquid：A case study of LG022-H2 well，Sichuan Basin

Abstract：In recent years，with the wide application of well completion with open-hole packers to develop low porosity，low permeability and heterogeneous oil and gas reservoirs，an outstanding yield increasing effect has been achieved．But in practice，overflow of-ten occurred in the process of filling up the hole，which has become the wee control risk in actual operation．Therefore,from the changes of annulus fluid column pressure in filling up operation in the two cases of overflow occurred in the LG022-H2 well，Sichuan Basin，we discovered the original reasons as follows．First，the filled low-density KCl made the annulus fluid column Pressure lower than the formation fluid pressure after the string running was completed．Second，when the round trip was made to inject clean water to drive out the in-hole mud，the negative pressure of inside and outside of the packer string caused the failure of the check valve at the bottom hole．Third，well control risks were easily delivered by many other factors，for example，the packer setting ahead of schedule would result in the overflowed pressurized gas from the formation being sealed，or oil tubings altered in open-hole operation would be out of control．On this basis，we put forward countermeasures to mitigate the well control risks with detailed content．strict check and well-organized implementation．This study provides a valuable reference for the program design of similar operation and well-control risk analysis．

Keywords：open-hole packer，well completion，inj ection，low density liquid，well control，risk，countermeasure

裸眼封隔器完井作業是一項新的油氣增產工藝技術^[1-2]，近年來逐漸在國內低孔低滲非均質儲層水平井完井儲層改造中推廣應用^[3-5]。該工藝工程包括下完井管柱、替漿和送球、坐封和丟手、起鉆具、回接油管、安裝井口^[6-8]。而在川渝地區實際施工中，KC1完井液替換裸眼段鉆井液和坐封管柱丟手后用清水替出井內鉆井液的2種工況下多次發生溢流，說明該作業過程中還存在較大的井控安全風險。筆者通過分析替漿過程井內壓力的變化，探索溢流形成的諸多原因，制訂針對性預防和控制措施，以期為裸眼封隔器完井作業方案的制訂及確保施工中的井控安全提供參考。

1　裸眼封隔器完井的井內壓力關系

1．1　川渝地區裸眼封隔器完井作業溢流統計

統計川渝地區近年在裸眼封隔器完井作業時共發生溢流有14井次(表1)。表中反映了溢流多發牛在采用KC1完井液替換裸眼段鉆井液和坐封管柱丟手后用清水替出井內鉆井液2種工況。

 

1．2　替液工況下的井內壓力變化

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田、大牛地氣田主產層的壓力系數一般為0.8～0.95^[9-11]，完井時采用低密度完井液可以平衡地層壓力。而四川油氣田各地區、各層段的壓力系數分布規律性較差，除極少數區塊的個別層段屬低壓外，其余大部分區域產層一般為1.0以上的氣層^[12]。因此，坐封封隔器前后2次用低密度完井液替換井內鉆井液會造成井內壓力變化。

1．2．1封隔器坐封前替入KC1完井液

使用KC1完井液替換裸眼段鉆井液工況時(圖1)，其注入完井液上返高度為h2，井內環空壓力表示為：

p液柱＝r鉆井液gh1+rKC1gh2

井底液柱壓力與地層壓力之間的壓差為：

Dp＝p液柱-p地層壓力

 

當地層壓力高于液柱壓力時，環空存在負壓差，地層流體可從環空溢出而形成溢流。

1．2．2封隔器坐封后用清水替出鉆井液

坐封管柱丟手后用清水替出井內鉆井液工況(圖2、3)，封隔器坐封后，井內管柱與地層之間形成密閉空間，這時用清水替出封隔器以上的鉆井液，當地層流體侵入井筒，管柱各部位將承受來自地層壓力和井內液柱壓力的綜合作用。

 

 

懸掛封隔器承受壓差：Dp＝r清水gh1-p地層壓力

單流閥承受壓差：

Dp＝r清水gh1+rKC1gh2-p地層壓力

式中Dp為壓差，r為液體密度。

當單流閥或封隔器密封不嚴，或超過封隔器允許壓差導致工具失效，井內壓力失衡，地層流體將竄至上部井筒而形成溢流。

2　井內壓力失衡的溢流實例分析

表1中可以看出，裸眼封隔器完井作業時的溢流主要發生在替漿過程中或替漿后，其中LG022-H2井連續2次發生溢流的情況較為典型。

2．1　LG022-H2井基本情況

該井為1口水平開發井，Æ177.8mm套管下深3968.00m，Æ149.2mm鉆頭完鉆井深5022.00m(垂深3781.30m)；2013年完鉆鉆井液密度1.61g／cm³，1月11日 3：20用Æ88.9mm鉆桿送裸眼封隔器完井管柱至井深3705.00～5013.00m，管柱由Æ88.9mm油管與l0組直徑142mm裸眼封隔器及滑套組合構成，懸掛封隔器位置：井深3705.00～3707.00m，管柱結構見圖3。設計井深3650.00m以下應用24.2m³密度為1.01g／cm³的KC1液替出水平井段鉆井液。

2．2　溢流經過及處理

1)第1次溢流：1月11日6：50開泵檢查循環暢通，隨即泵注CMC前置液和KC1液計22.8m³；至7：O0投入直徑為32mm的金屬坐封球；至9：00泵注KC1液5.5m³后用1.61g／cm³鉆井液11.2m³送球入座，此時液面坐崗人員發現液面上漲1.6m³，并立即停泵關井，至9：50關井立壓0，套壓0↑18.0MPa。

2)坐封：9：50—10：10泄套壓至13.0MPa，同時正注鉆井液4.0m³，送球入座，并憋壓至29.5MPa坐封成功，泄壓時環空出口累計排液32.7m³。

3)環空壓井：10：10—17：15采用置換法，環空反復泄壓，共擠注1.64g／cm³鉆井液31.0m³，套壓逐漸下降為0，并加壓15MPa驗證懸掛封隔器坐封正常。

4)丟手，循環：17：15—17：30開井，正轉15圈丟手；至23：30經液氣分離器控壓循環排除溢流。

5)替漿，敞井觀察時第2次溢流：至12日1：50用清水80.0m³替出上部鉆井液并洗井，敞井觀察至10：30，出口一直線流，累計溢流1.2m³。

6)關井觀察：12日10：30—15：00關井，立壓0↑17.3MPa，套壓0↑16.8MPa。

7)壓井，循環加重：至13日1：O0用密度1.61g／cm³鉆井液壓井后循環加重至1.71g／cm³，井內恢復正常，后續起鉆、下油管回插成功，結束完井作業。

2．3　第1次溢流原因

2．3．1頂替量過多

1)設計裸眼段井眼擴大率^[13]取值偏大。根據完井電測曲線核算，該井井眼擴大率為6.4％，而設計井眼擴大率取值為9.0％，額外增加注入KCl液量為：

DV擴大＝V裸眼設計-V裸眼電測＝0.0175×(1.09²-1.064²)×(5022-3968)＝1.0(m³)

2)注入KC1液量大于設計用量

發生溢流時坐封球還未送到位，已注入KC1液量22.8+5.5＝28.3m³，超出設計需用量：

DV實際＝28.3-24.2＝4.1(m³)

3)泵送坐封球時，忽略頂替液的前竄(圖4)因素。

 

①直徑32mm的金屬球小于油管通徑(76mm)，進入水平段后，頂替液與坐封球存在速度差，必然有部分頂替液形成前竄；②坐封球經過滑套座時需一定沖量，頂替液前竄量會增多。核算該井后期送球入座時增加頂替量DV前竄為4.0m³。

井內壓力平衡關系校核：

累計頂替量超出實際需用量：DV＝DV擴大+DV實際+DV前竄＝1.0+4.1+4.0＝9.1(m³)。

占據環空高度見圖5，DH0＝DV／A環空＝9.1×1000／12.6≈722.00m，KC1液返至井深2928.00m，有效液柱壓力減小值為Dp0＝DrgDH0＝0.01×0.60×722.00＝4.33(MPa)。

 

測試獲得的水平段地層壓力為57.13MPa，設計替入KC1液返至井深3650.00m，但實際施工時KC1液返至井深2928.00m時，井底壓力減少值

Dp＝Dp0+DrgDH＝4.33+0.01×0.60×(3781.30-3650.00)＝5.12(MPa)

此時平衡地層壓力需用鉆井液密度為：

rm¢＝rm+Dp／gH¢＝1.61+5.12／0.01×2928.00＝1.78(g／cm³)

顯然，用密度1.61g／cm³的鉆井液頂替后，井內液柱壓力不足以平衡地層壓力。

2．3．2未考慮水平段頂替效率的影響

通常水平段頂替鉆井液的效率較低。①Æ142mm封隔器與Æ149.2mm井眼之間的間隙較小，循環時其底部有部分鉆井液不易替出；②水平段管柱受重力作用，部分管體偏向下而間隙較小，循環時也有部分鉆井液無法替出；③替漿前循環不充分，井內鉆井液靜止時間較長，鉆井液流動性能差，勢必有部分鉆井液附著井壁而難以替出；④KC1液密度比鉆井液密度小，水平段循環時大部分KC1液經過井眼上側而不能將下部的鉆井液替出。由此低密度KC1液將上返至環空更高位置。

2．3．3替液前未循環排除后效是誘發溢流的另一要因

替液前有近50h的起下鉆作業，抽汲作用加上水平段鉆井液隨時間延長會受到一定程度的氣侵污染，下完管柱后，考慮壓差滑套通徑較小而未進行后效排除，僅開泵見返就直接注隔離液及KC1液，由此將氣侵鉆井液循環至環空上部，隨氣泡體積膨脹鉆井液有效液柱壓力下降，最終可能促使形成溢流。

綜上所述，環空液柱壓力不足平衡地層壓力是第一次溢流的直接原因。

2．4　第2次溢流原因

完井管柱坐封丟手后，管柱與地層之間形成密閉空間，這時用清水替出井內鉆井液，管柱各部位需承受壓差為0.01×0.60×3781.30＝22.7MPa。觀察見溢流，分析為井底單流閥或懸掛封隔器有竄漏可能，經處理，該井回接插管后環空試壓30.0MPa驗證懸掛封隔器坐封正常，從而說明井底單流閥密封失效是形成第2次溢流的主要原因。

3　注替作業中井控風險識別

結合裸眼封隔器完井工藝^[14]分析還有以下井控風險，應引起高度重視。

1)產層暴露情況下，前期套管通刮及模擬管柱通井過程中，因工具與井眼之間間隙較小，起鉆抽汲和下鉆壓力激動難免，因而存在溢流、井漏或先漏后噴的可能。如：Y101-70-H2井通井循環時見溢流。

2)前期井眼準備和送入完井管柱過程中容易卡鉆，尤其在裸眼封隔器完井管柱入井后中途坐封且處于淺井段情況下，網懸掛封隔器以下可能圈閉上竄氣體，處理時容易造成上頂或氣竄的井控風險。如：L002-5-X2井下完井管柱至1091.61m遇阻并中途坐封，懸掛封隔器坐封位置在井深20.27m。

3)用KC1液替水平段鉆井液過程中，發生溢流時若坐封球已投入，管柱無有效循環通道，無法實施壓井。如：LG022-H2井只能在環空泄壓情況下繼續送球入座待坐封丟手后再進行處理。

4)坐封前發生溢流，若環空關井壓力較高，強行坐封可能出現較高的擠注泵壓。如：LG022-H2井憋壓坐封時最大施工壓力達到29.5MPa。

5)坐封丟手后，起鉆前將井內鉆井液替為清水，完井管柱各部位受壓差作用，除井底單流閥、懸掛封隔器的密封可能失效外，其余壓差滑套、工具及管柱之間的連接絲扣等部位均有形成竄漏的可能。

6)用試壓方法對封隔器驗竄，檢驗結果不能準確判斷其承壓能力。原因是封隔器在負壓狀態下其受力方向向上，而試壓時施力方向向下，通常設計只需試壓30MPa，有的井還不足抵消封隔器向上的壓差。

7)替漿后觀察或驗證完井管柱各部位密封良好，但起鉆過程中容易誘發形成溢流。如：M030-H17井、Y101-67-H1井。

8)變更換裝完井井口裝置，通常設計在完井管柱丟手起鉆后再空井換裝油管頭，換裝油管頭時井口長時間處于無控狀態，存在井噴失控的風險。如：GQ1H井。

4　風險控制對策

4．1　完善設計內容

設計前期通刮、通井及下入完井管柱過程時，應依據相關作業規程及井控規定，結合施工作業的各環節，細化相應井控技術措施，包括井內壓力平衡的校核、起下鉆壓力波動的預防、循環后效的監測與排除、處理卡鉆時氣竄或上頂的防控、管柱及工具密封可靠的技術處理等具體要求，此外替漿時重點還應完善以下設計內容。

4．1．1確定KC1液的墊入井段

目前，通常設計KC1液上限距懸掛器頂50m左右，為削減因井徑、頂替效率、送球前竄等因素的影響，推薦設計KC1液返至套管鞋位置。

4．1．2設計替入KC1液量和頂替鉆井液量

1)計算裸眼段容積。應以電測數據或曲線為依據，采取分段求和的方法求取裸眼段容積，盡量使計算結果接近真實情況。

2)應結合井身結構和完井管柱結構的具體情況，精確設計所需KCl液和頂替液用量。

4．1．3校核井筒的壓力平衡

替漿后井內液柱壓力通常會減小，為此應重新校核井內壓力平衡，若現有鉆井液液柱壓力不能平衡地層壓力，應設計好所需鉆井液密度及用量。

4．1．4細化施工措施

1)提高頂替效率。水平段影響頂替效率的因素較多，主要包括管柱居中程度、管柱外部結構(包括封隔器數量)、管柱長度、鉆井液流變性、頂替液與鉆井液密度差、地層巖性、井壁的規則程度、井眼井斜度及循環排量等，因而應根據情況制訂具體方案。

2)減小送球前竄量。泵送坐封球時，其前竄量通常受球體重量、球體直徑、管柱通徑、管柱內部結構(包括球座數量)、水平運移距離、頂替液流變性、井眼井斜度及頂替排量等因素影響，因而應根據情況完善具體措施。

3)細化關鍵環節的井控工作。包括后效的排除、投球時間的確定、避免過量頂替、管柱及工具連接密封狀況的檢驗等。

4．2　把好設計關口

設計完成后，應做到層層把關，嚴格審批和落實：①設計方主管領導審查；②提交建設方審批；③建設方組織施工各方現場進行技術交底；④各方根據現場情況，認真校核相關數據，對相應措施精心準備并嚴格落實。

4．3　嚴密組織施工

1)強化監管，落實專門工程師以上人員現場把關并統一協調組織和指揮。

2)嚴格執行各項井控規定和施工措施，把好關鍵環節的防卡、防噴及防漏等工作。

3)做好地面循環罐及儲液罐的準備，確保準確校核液面。

4)替液時增加人員坐崗和計量，確保及早發現溢流。

5)替漿時發生溢流，可將現有的鉆井液替回井內實施壓井，查找原因并改進措施后再組織替漿。如果坐封球已投入，可控制套壓繼續送球入座，待坐封丟手后再進一步處理。

6)預計坐封憋壓可能較高時，鉆具與壓裂車之間盡量采用硬管線連接。

7)丟手后替漿過程中或替漿后發生溢流，宜盡早組織壓井，不應讓過多的地層流體進入井筒。

8)如果采用鉆井液壓井，應做好鉆井液的穩定性能維護、循環時沖洗干凈回插頭、堅持靜止觀察或起下作業前回插頭上部墊入高黏鉆井液等工作，防止鉆井液沉降。

5　認識與建議

1)在裸眼裸隔器完井作業中發生溢流的主要原因是替入過多的低密度KC1液使環空有效液柱壓力降低，或是在負壓差作用下井下工具密封失效引起竄漏所致。

2)解決問題的方法應進一步完善設計內容、嚴格審查核實并嚴密組織施工。

3)進一步完善相關工作和措施：①加強單流閥密封性能的攻關，確保工作可靠；②宜采用低密度坐封球，如鋁合金或樹脂球，以減少送球時頂替液的前竄量；③為確保懸掛封隔器密封可靠，可設計在套管內再加裝一只封隔器；④盡量避免后期在井底負壓狀態下空井換裝油管頭作業。

 

參考文獻

[1]鄧紅琳．大牛地致密砂巖氣田水平井鉆完井技術[J]．天然氣工業，2010，30(12)：59-62．

DENG Honglin．Drilling and completion technology for horizontal wells in Daniudi tight sandstone gas reservoirs[J]．Natural Gas Industry，2010，30(12)：59-62．

[2]王永建，王延斌．大牛地氣田上古生界低滲儲層綜合評價[J]．西南石油大學學報：自然科學版，2013，35(5)：57-64．

WANG Yongjian．WANG Yanbin．Comprehensive evaluation of lower porosity and permeability reservoir in Upper Paleozoic of Daniudi Gas Field[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2013，35(5)：57-64．

[3]滕春嗚，杜澤宏，施凌麗，等．水平井裸眼封隔器多級分段壓裂技術在蘇75區塊的應用[J]．鉆采工藝，2012，35(6)：31-33．

TENG Chunming，DU Zehong，SHI Lingli，et al．Application of open hole packer multistage fracturing technology in horizontal well of Su 75 block[J]．Drilling&Production Technology，2012，35(6)：31-33．

[4]董建輝．水平井裸眼封隔器分段壓裂技術在蘇10區塊的應用[J]．石油地質與工程，2011，25(2)：103-104．

DONG Jianhui．Application of horizontal well open hole packer staged fracturing technology in Su lo block[J]．Petroleum Geology and Engineerin9，2011，25(2)：103-104．

[5]李國鋒，秦玉英，劉戀，等．叢式水平井組整體壓裂工藝技術在致密低滲透氣藏中的應用[J]．天然氣工業，2013，33(8)：49-53．

LI Guofeng，QIN Yuying，LIU Lian，et al．Application of overall fracturing technology for cluster horizontal wells to the development of low permeability tight gas reservoirs in the Daniudi Gas Field，Ordos Basin[J]．Natural Gas Industry，2013，33(8)：49-53．

[6]吳健．四川盆地水平裸眼井段下入封隔器工藝探討[J]．鉆采工藝，2010，33(5)：120-122．

WU Jian．Running packer techniques in horizontal barefoot interval of Sichuan Basin[J]．Drilling&Production Technology，2010，33(5)：120-122．

[7]朱正喜，李永革．水平井裸眼完井分段壓裂技術研究[J]．石油礦場機械，2011，40(11)：44-47．

ZHU Zhengxi，LI Yongge．Study of multistage fracturing of horizontal bare hole wells[J]．Oil Field Equipment，2011，40(11)：44-47．

[8]張波，薛承瑾，周林波，等．遇水膨脹封隔器分段酸壓技術及應用[J]．西南石油大學學報：自然科學版，2013，35(2)：109-114．

ZHANG Bo，XUE Chengjin，ZHOU Linbo，et al．Technology and application of multi-stage acid fracturing by water-swelling packer[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science＆Technology Edition，2013，35(2)：109-114．

[9]趙振峰，趙文，何治武，等．低壓低滲氣藏傷害因素分析及對策探討[J]．天然氣工業，2005，25(4)：110-112．

ZHAO Zhenfeng，ZHAO Wen，HE Zhiwu，et al．Factors and countermeasures of damage for gas reservoirs with low pressure and permeability[J]．Natural Gas Industry，2005，25(4)：110-112．

[10]陳義才，張勝，魏新善，等．蘇里格氣田下二疊統盒8段異常低壓成因及其分布特征[J]．天然氣工業，2010，30(11)：30-33．

CHEN Yicai，ZHANG Sheng，WEI Xinshan，et al．Causes and distribution of abnormal low pressure in the 8^th member of the Lower Permian Shihezi Formation in the Sulige Gas Field[J]．Natural Gas Industry，2010，30(11)：30-33．

[11]竇偉坦，劉新社，王濤．鄂爾多斯盆地蘇里格氣田地層水成因及氣水分布規律[J]．石油學報，2010，31(5)：767-773．

DOU Weitan，LIU Xinshe，WANG Tao．The origin of formation water and the regularity of gas and water distribution for the Sulige Gas Field，Ordos Basin[J]．Acta Pe trolei Sinica，2010，31(5)：767-773．

[12]胡進科，李皋，孟英峰．頁巖氣鉆井過程中的儲層保護[J]．天然氣工業，2012，32(12)：66-70．

HU Jinke，LI Gao，MENG Yingfeng．Reservoir protection in the process of shale gas drilling[J]．Natural Gas Industry，2012，32(12)：66-70．

[13]趙金洲，張桂林．鉆井工程技術手冊[M]．北京：中國石化出版社，2005．

ZHAO Jinzhou，ZHANG Guilin．Manuals of drilling engineering and technique[M]．Beijing：China Petrochemical Press，2005．

[14]詹鴻運，劉志斌，程智遠，等．水平井分段壓裂裸眼封隔器的研究與應用[J]．石油鉆采工藝，2011，33(1)：123-125．

ZHAN Hongyun，LIU Zhibin，CHENG Zhiyuan，et al．Research on open hole packer of staged fracturing technique in horizontal wells and its application[J]．Oil Drilling&Production Technology，2011，33(1)：123-125．

 

 

本文作者：鄒永清  吳俊  肖吉華

作者單位：中國石油川慶鉆探工程公司川兩鉆探公司