摘 要

摘　要：近年來，隨著裸眼封隔器完井工藝技術(shù)的推廣應(yīng)用，在低孔低滲非均質(zhì)油氣藏取得了很好的增產(chǎn)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(yè)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(shù)的推廣應(yīng)用，在低孔低滲非均質(zhì)油氣藏取得了很好的增產(chǎn)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(yè)過程中的井控風險。為此，以LG022-H2井在作業(yè)中連續(xù)發(fā)生的2次溢流情況為例，通過系統(tǒng)分析該工藝在注替鉆井液工況的環(huán)空液柱壓力變化，找到了引起溢流的地質(zhì)工程原因：①下完管柱注入低密度KCI液體使環(huán)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(nèi)鉆井液，封隔器管柱內(nèi)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(yè)處于無控狀態(tài)等成為作業(yè)中的井控風險。進而提出了完善設(shè)計內(nèi)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(shù)的建議。為類似作業(yè)方案制訂及施工中的井控安全分析提供了重要依據(jù)。

關(guān)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(yè)是一項新的油氣增產(chǎn)工藝技術(shù)^[1-2]，近年來逐漸在國內(nèi)低孔低滲非均質(zhì)儲層水平井完井儲層改造中推廣應(yīng)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(qū)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(nèi)鉆井液的2種工況下多次發(fā)生溢流，說明該作業(yè)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(nèi)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(yè)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(nèi)壓力關(guān)系

1．1　川渝地區(qū)裸眼封隔器完井作業(yè)溢流統(tǒng)計

統(tǒng)計川渝地區(qū)近年在裸眼封隔器完井作業(yè)時共發(fā)生溢流有14井次(表1)。表中反映了溢流多發(fā)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(nèi)鉆井液2種工況。

 

1．2　替液工況下的井內(nèi)壓力變化

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田、大牛地氣田主產(chǎn)層的壓力系數(shù)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(qū)、各層段的壓力系數(shù)分布規(guī)律性較差，除極少數(shù)區(qū)塊的個別層段屬低壓外，其余大部分區(qū)域產(chǎn)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(nèi)鉆井液會造成井內(nèi)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(nèi)環(huán)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?shù)貙訅毫Ω哂谝褐鶋毫r，環(huán)空存在負壓差，地層流體可從環(huán)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(nèi)鉆井液工況(圖2、3)，封隔器坐封后，井內(nèi)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?shù)貙恿黧w侵入井筒，管柱各部位將承受來自地層壓力和井內(nèi)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(nèi)壓力失衡，地層流體將竄至上部井筒而形成溢流。

2　井內(nèi)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(yè)時的溢流主要發(fā)生在替漿過程中或替漿后，其中LG022-H2井連續(xù)2次發(fā)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(fā)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(gòu)成，懸掛封隔器位置：井深3705.00～3707.00m，管柱結(jié)構(gòu)見圖3。設(shè)計井深3650.00m以下應(yīng)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(jīng)過及處理

1)第1次溢流：1月11日6：50開泵檢查循環(huán)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(fā)現(xiàn)液面上漲1.6m³，并立即停泵關(guān)井，至9：50關(guān)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(huán)空出口累計排液32.7m³。

3)環(huán)空壓井：10：10—17：15采用置換法，環(huán)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(huán)：17：15—17：30開井，正轉(zhuǎn)15圈丟手；至23：30經(jīng)液氣分離器控壓循環(huán)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(guān)井觀察：12日10：30—15：00關(guān)井，立壓0↑17.3MPa，套壓0↑16.8MPa。

7)壓井，循環(huán)加重：至13日1：O0用密度1.61g／cm³鉆井液壓井后循環(huán)加重至1.71g／cm³，井內(nèi)恢復正常，后續(xù)起鉆、下油管回插成功，結(jié)束完井作業(yè)。

2．3　第1次溢流原因

2．3．1頂替量過多

1)設(shè)計裸眼段井眼擴大率^[13]取值偏大。根據(jù)完井電測曲線核算，該井井眼擴大率為6.4％，而設(shè)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(shè)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(shè)計用量

發(fā)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(shè)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(jīng)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(nèi)壓力平衡關(guān)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(jù)環(huán)空高度見圖5，DH0＝DV／A環(huán)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(shè)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(nèi)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(huán)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(huán)時也有部分鉆井液無法替出；③替漿前循環(huán)不充分，井內(nèi)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(huán)時大部分KC1液經(jīng)過井眼上側(cè)而不能將下部的鉆井液替出。由此低密度KC1液將上返至環(huán)空更高位置。

2．3．3替液前未循環(huán)排除后效是誘發(fā)溢流的另一要因

替液前有近50h的起下鉆作業(yè)，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(huán)至環(huán)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(huán)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(nèi)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(jīng)處理，該井回接插管后環(huán)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(yè)中井控風險識別

結(jié)合裸眼封隔器完井工藝^[14]分析還有以下井控風險，應(yīng)引起高度重視。

1)產(chǎn)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(huán)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(wǎng)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(fā)生溢流時若坐封球已投入，管柱無有效循環(huán)通道，無法實施壓井。如：LG022-H2井只能在環(huán)空泄壓情況下繼續(xù)送球入座待坐封丟手后再進行處理。

4)坐封前發(fā)生溢流，若環(huán)空關(guān)井壓力較高，強行坐封可能出現(xiàn)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(nèi)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(jié)果不能準確判斷其承壓能力。原因是封隔器在負壓狀態(tài)下其受力方向向上，而試壓時施力方向向下，通常設(shè)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(fā)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(shè)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(tài)，存在井噴失控的風險。如：GQ1H井。

4　風險控制對策

4．1　完善設(shè)計內(nèi)容

設(shè)計前期通刮、通井及下入完井管柱過程時，應(yīng)依據(jù)相關(guān)作業(yè)規(guī)程及井控規(guī)定，結(jié)合施工作業(yè)的各環(huán)節(jié)，細化相應(yīng)井控技術(shù)措施，包括井內(nèi)壓力平衡的校核、起下鉆壓力波動的預防、循環(huán)后效的監(jiān)測與排除、處理卡鉆時氣竄或上頂?shù)姆揽亍⒐苤肮ぞ呙芊饪煽康募夹g(shù)處理等具體要求，此外替漿時重點還應(yīng)完善以下設(shè)計內(nèi)容。

4．1．1確定KC1液的墊入井段

目前，通常設(shè)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(shè)計KC1液返至套管鞋位置。

4．1．2設(shè)計替入KC1液量和頂替鉆井液量

1)計算裸眼段容積。應(yīng)以電測數(shù)據(jù)或曲線為依據(jù)，采取分段求和的方法求取裸眼段容積，盡量使計算結(jié)果接近真實情況。

2)應(yīng)結(jié)合井身結(jié)構(gòu)和完井管柱結(jié)構(gòu)的具體情況，精確設(shè)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(nèi)液柱壓力通常會減小，為此應(yīng)重新校核井內(nèi)壓力平衡，若現(xiàn)有鉆井液液柱壓力不能平衡地層壓力，應(yīng)設(shè)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(jié)構(gòu)(包括封隔器數(shù)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(guī)則程度、井眼井斜度及循環(huán)排量等，因而應(yīng)根據(jù)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(nèi)部結(jié)構(gòu)(包括球座數(shù)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(yīng)根據(jù)情況完善具體措施。

3)細化關(guān)鍵環(huán)節(jié)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(shè)計關(guān)口

設(shè)計完成后，應(yīng)做到層層把關(guān)，嚴格審批和落實：①設(shè)計方主管領(lǐng)導審查；②提交建設(shè)方審批；③建設(shè)方組織施工各方現(xiàn)場進行技術(shù)交底；④各方根據(jù)現(xiàn)場情況，認真校核相關(guān)數(shù)據(jù)，對相應(yīng)措施精心準備并嚴格落實。

4．3　嚴密組織施工

1)強化監(jiān)管，落實專門工程師以上人員現(xiàn)場把關(guān)并統(tǒng)一協(xié)調(diào)組織和指揮。

2)嚴格執(zhí)行各項井控規(guī)定和施工措施，把好關(guān)鍵環(huán)節(jié)的防卡、防噴及防漏等工作。

3)做好地面循環(huán)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(fā)現(xiàn)溢流。

5)替漿時發(fā)生溢流，可將現(xiàn)有的鉆井液替回井內(nèi)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(xù)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(fā)生溢流，宜盡早組織壓井，不應(yīng)讓過多的地層流體進入井筒。

8)如果采用鉆井液壓井，應(yīng)做好鉆井液的穩(wěn)定性能維護、循環(huán)時沖洗干凈回插頭、堅持靜止觀察或起下作業(yè)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(yè)中發(fā)生溢流的主要原因是替入過多的低密度KC1液使環(huán)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(yīng)進一步完善設(shè)計內(nèi)容、嚴格審查核實并嚴密組織施工。

3)進一步完善相關(guān)工作和措施：①加強單流閥密封性能的攻關(guān)，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(shè)計在套管內(nèi)再加裝一只封隔器；④盡量避免后期在井底負壓狀態(tài)下空井換裝油管頭作業(yè)。

 

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本文作者：鄒永清  吳俊  肖吉華

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