摘 要：近年来，随着裸眼封隔器完井工艺技术的推广应用，在低孔低渗非均质油气藏取得了很好的增产效果，但在实际注替钻井液施工中却时常遭遇溢流显示，也增加了作业过程中的井控风险。为此，以LG022-H2井在作业中连续发生的2次溢流情况为例，通过系统分析该工艺在注替钻井液工况的环空液柱压力变化，找到了引起溢流的地质工程原因：①下完管柱注入低密度KCI液体使环空液柱压力低于地层流体压力；②丢手后使用清水替出井内钻井液，封隔器管柱内外形成的负压差使井底单流阀失效；③封隔器提前坐封，可能封闭地层溢出的带压气体，敞井换装油管头作业处于无控状态等成为作业中的井控风险。进而提出了完善设计内容、严格审查核实并严密组织施工的针对性措施和进一步完善该项技术的建议。为类似作业方案制订及施工中的井控安全分析提供了重要依据。
关键词：裸眼 封隔器 完井 注入 低密度 完井液 井控 风险 对策
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
裸眼封隔器完井作业是一项新的油气增产工艺技术[1-2]，近年来逐渐在国内低孔低渗非均质储层水平井完井储层改造中推广应用[3-5]。该工艺工程包括下完井管柱、替浆和送球、坐封和丢手、起钻具、回接油管、安装井口[6-8]。而在川渝地区实际施工中，KC1完井液替换裸眼段钻井液和坐封管柱丢手后用清水替出井内钻井液的2种工况下多次发生溢流，说明该作业过程中还存在较大的井控安全风险。笔者通过分析替浆过程井内压力的变化，探索溢流形成的诸多原因，制订针对性预防和控制措施，以期为裸眼封隔器完井作业方案的制订及确保施工中的井控安全提供参考。
1 裸眼封隔器完井的井内压力关系
1．1 川渝地区裸眼封隔器完井作业溢流统计
统计川渝地区近年在裸眼封隔器完井作业时共发生溢流有14井次(表1)。表中反映了溢流多发牛在采用KC1完井液替换裸眼段钻井液和坐封管柱丢手后用清水替出井内钻井液2种工况。
1．2 替液工况下的井内压力变化
鄂尔多斯盆地苏里格气田、大牛地气田主产层的压力系数一般为0.8～0.95[9-11]，完井时采用低密度完井液可以平衡地层压力。而四川油气田各地区、各层段的压力系数分布规律性较差，除极少数区块的个别层段属低压外，其余大部分区域产层一般为1.0以上的气层[12]。因此，坐封封隔器前后2次用低密度完井液替换井内钻井液会造成井内压力变化。
1．2．1封隔器坐封前替入KC1完井液
使用KC1完井液替换裸眼段钻井液工况时(图1)，其注入完井液上返高度为h2，井内环空压力表示为：
p液柱＝r钻井液gh1+rKC1gh2
井底液柱压力与地层压力之间的压差为：
Dp＝p液柱-p地层压力
当地层压力高于液柱压力时，环空存在负压差，地层流体可从环空溢出而形成溢流。
1．2．2封隔器坐封后用清水替出钻井液
坐封管柱丢手后用清水替出井内钻井液工况(图2、3)，封隔器坐封后，井内管柱与地层之间形成密闭空间，这时用清水替出封隔器以上的钻井液，当地层流体侵入井筒，管柱各部位将承受来自地层压力和井内液柱压力的综合作用。
悬挂封隔器承受压差：Dp＝r清水gh1-p地层压力
单流阀承受压差：
Dp＝r清水gh1+rKC1gh2-p地层压力
式中Dp为压差，r为液体密度。
当单流阀或封隔器密封不严，或超过封隔器允许压差导致工具失效，井内压力失衡，地层流体将窜至上部井筒而形成溢流。
2 井内压力失衡的溢流实例分析
表1中可以看出，裸眼封隔器完井作业时的溢流主要发生在替浆过程中或替浆后，其中LG022-H2井连续2次发生溢流的情况较为典型。
2．1 LG022-H2井基本情况
该井为1口水平开发井，Æ177.8mm套管下深3968.00m，Æ149.2mm钻头完钻井深5022.00m(垂深3781.30m)；2013年完钻钻井液密度1.61g／cm3，1月11日 3：20用Æ88.9mm钻杆送裸眼封隔器完井管柱至井深3705.00～5013.00m，管柱由Æ88.9mm油管与l0组直径142mm裸眼封隔器及滑套组合构成，悬挂封隔器位置：井深3705.00～3707.00m，管柱结构见图3。设计井深3650.00m以下应用24.2m3密度为1.01g／cm3的KC1液替出水平井段钻井液。
2．2 溢流经过及处理
1)第1次溢流：1月11日6：50开泵检查循环畅通，随即泵注CMC前置液和KC1液计22.8m3；至7：O0投入直径为32mm的金属坐封球；至9：00泵注KC1液5.5m3后用1.61g／cm3钻井液11.2m3送球入座，此时液面坐岗人员发现液面上涨1.6m3，并立即停泵关井，至9：50关井立压0，套压0↑18.0MPa。
2)坐封：9：50—10：10泄套压至13.0MPa，同时正注钻井液4.0m3，送球入座，并憋压至29.5MPa坐封成功，泄压时环空出口累计排液32.7m3。
3)环空压井：10：10—17：15采用置换法，环空反复泄压，共挤注1.64g／cm3钻井液31.0m3，套压逐渐下降为0，并加压15MPa验证悬挂封隔器坐封正常。
4)丢手，循环：17：15—17：30开井，正转15圈丢手；至23：30经液气分离器控压循环排除溢流。
5)替浆，敞井观察时第2次溢流：至12日1：50用清水80.0m3替出上部钻井液并洗井，敞井观察至10：30，出口一直线流，累计溢流1.2m3。
6)关井观察：12日10：30—15：00关井，立压0↑17.3MPa，套压0↑16.8MPa。
7)压井，循环加重：至13日1：O0用密度1.61g／cm3钻井液压井后循环加重至1.71g／cm3，井内恢复正常，后续起钻、下油管回插成功，结束完井作业。
2．3 第1次溢流原因
2．3．1顶替量过多
1)设计裸眼段井眼扩大率[13]取值偏大。根据完井电测曲线核算，该井井眼扩大率为6.4％，而设计井眼扩大率取值为9.0％，额外增加注入KCl液量为：
DV扩大＝V裸眼设计-V裸眼电测＝0.0175×(1.092-1.0642)×(5022-3968)＝1.0(m3)
2)注入KC1液量大于设计用量
发生溢流时坐封球还未送到位，已注入KC1液量22.8+5.5＝28.3m3，超出设计需用量：
DV实际＝28.3-24.2＝4.1(m3)
3)泵送坐封球时，忽略顶替液的前窜(图4)因素。
①直径32mm的金属球小于油管通径(76mm)，进入水平段后，顶替液与坐封球存在速度差，必然有部分顶替液形成前窜；②坐封球经过滑套座时需一定冲量，顶替液前窜量会增多。核算该井后期送球入座时增加顶替量DV前窜为4.0m3。
井内压力平衡关系校核：
累计顶替量超出实际需用量：DV＝DV扩大+DV实际+DV前窜＝1.0+4.1+4.0＝9.1(m3)。
占据环空高度见图5，DH0＝DV／A环空＝9.1×1000／12.6≈722.00m，KC1液返至井深2928.00m，有效液柱压力减小值为Dp0＝DrgDH0＝0.01×0.60×722.00＝4.33(MPa)。
测试获得的水平段地层压力为57.13MPa，设计替入KC1液返至井深3650.00m，但实际施工时KC1液返至井深2928.00m时，井底压力减少值
Dp＝Dp0+DrgDH＝4.33+0.01×0.60×(3781.30-3650.00)＝5.12(MPa)
此时平衡地层压力需用钻井液密度为：
rm¢＝rm+Dp／gH¢＝1.61+5.12／0.01×2928.00＝1.78(g／cm3)
显然，用密度1.61g／cm3的钻井液顶替后，井内液柱压力不足以平衡地层压力。
2．3．2未考虑水平段顶替效率的影响
通常水平段顶替钻井液的效率较低。①Æ142mm封隔器与Æ149.2mm井眼之间的间隙较小，循环时其底部有部分钻井液不易替出；②水平段管柱受重力作用，部分管体偏向下而间隙较小，循环时也有部分钻井液无法替出；③替浆前循环不充分，井内钻井液静止时间较长，钻井液流动性能差，势必有部分钻井液附着井壁而难以替出；④KC1液密度比钻井液密度小，水平段循环时大部分KC1液经过井眼上侧而不能将下部的钻井液替出。由此低密度KC1液将上返至环空更高位置。
2．3．3替液前未循环排除后效是诱发溢流的另一要因
替液前有近50h的起下钻作业，抽汲作用加上水平段钻井液随时间延长会受到一定程度的气侵污染，下完管柱后，考虑压差滑套通径较小而未进行后效排除，仅开泵见返就直接注隔离液及KC1液，由此将气侵钻井液循环至环空上部，随气泡体积膨胀钻井液有效液柱压力下降，最终可能促使形成溢流。
综上所述，环空液柱压力不足平衡地层压力是第一次溢流的直接原因。
2．4 第2次溢流原因
完井管柱坐封丢手后，管柱与地层之间形成密闭空间，这时用清水替出井内钻井液，管柱各部位需承受压差为0.01×0.60×3781.30＝22.7MPa。观察见溢流，分析为井底单流阀或悬挂封隔器有窜漏可能，经处理，该井回接插管后环空试压30.0MPa验证悬挂封隔器坐封正常，从而说明井底单流阀密封失效是形成第2次溢流的主要原因。
3 注替作业中井控风险识别
结合裸眼封隔器完井工艺[14]分析还有以下井控风险，应引起高度重视。
1)产层暴露情况下，前期套管通刮及模拟管柱通井过程中，因工具与井眼之间间隙较小，起钻抽汲和下钻压力激动难免，因而存在溢流、井漏或先漏后喷的可能。如：Y101-70-H2井通井循环时见溢流。
2)前期井眼准备和送入完井管柱过程中容易卡钻，尤其在裸眼封隔器完井管柱入井后中途坐封且处于浅井段情况下，网悬挂封隔器以下可能圈闭上窜气体，处理时容易造成上顶或气窜的井控风险。如：L002-5-X2井下完井管柱至1091.61m遇阻并中途坐封，悬挂封隔器坐封位置在井深20.27m。
3)用KC1液替水平段钻井液过程中，发生溢流时若坐封球已投入，管柱无有效循环通道，无法实施压井。如：LG022-H2井只能在环空泄压情况下继续送球入座待坐封丢手后再进行处理。
4)坐封前发生溢流，若环空关井压力较高，强行坐封可能出现较高的挤注泵压。如：LG022-H2井憋压坐封时最大施工压力达到29.5MPa。
5)坐封丢手后，起钻前将井内钻井液替为清水，完井管柱各部位受压差作用，除井底单流阀、悬挂封隔器的密封可能失效外，其余压差滑套、工具及管柱之间的连接丝扣等部位均有形成窜漏的可能。
6)用试压方法对封隔器验窜，检验结果不能准确判断其承压能力。原因是封隔器在负压状态下其受力方向向上，而试压时施力方向向下，通常设计只需试压30MPa，有的井还不足抵消封隔器向上的压差。
7)替浆后观察或验证完井管柱各部位密封良好，但起钻过程中容易诱发形成溢流。如：M030-H17井、Y101-67-H1井。
8)变更换装完井井口装置，通常设计在完井管柱丢手起钻后再空井换装油管头，换装油管头时井口长时间处于无控状态，存在井喷失控的风险。如：GQ1H井。
4 风险控制对策
4．1 完善设计内容
设计前期通刮、通井及下入完井管柱过程时，应依据相关作业规程及井控规定，结合施工作业的各环节，细化相应井控技术措施，包括井内压力平衡的校核、起下钻压力波动的预防、循环后效的监测与排除、处理卡钻时气窜或上顶的防控、管柱及工具密封可靠的技术处理等具体要求，此外替浆时重点还应完善以下设计内容。
4．1．1确定KC1液的垫入井段
目前，通常设计KC1液上限距悬挂器顶50m左右，为削减因井径、顶替效率、送球前窜等因素的影响，推荐设计KC1液返至套管鞋位置。
4．1．2设计替入KC1液量和顶替钻井液量
1)计算裸眼段容积。应以电测数据或曲线为依据，采取分段求和的方法求取裸眼段容积，尽量使计算结果接近真实情况。
2)应结合井身结构和完井管柱结构的具体情况，精确设计所需KCl液和顶替液用量。
4．1．3校核井筒的压力平衡
替浆后井内液柱压力通常会减小，为此应重新校核井内压力平衡，若现有钻井液液柱压力不能平衡地层压力，应设计好所需钻井液密度及用量。
4．1．4细化施工措施
1)提高顶替效率。水平段影响顶替效率的因素较多，主要包括管柱居中程度、管柱外部结构(包括封隔器数量)、管柱长度、钻井液流变性、顶替液与钻井液密度差、地层岩性、井壁的规则程度、井眼井斜度及循环排量等，因而应根据情况制订具体方案。
2)减小送球前窜量。泵送坐封球时，其前窜量通常受球体重量、球体直径、管柱通径、管柱内部结构(包括球座数量)、水平运移距离、顶替液流变性、井眼井斜度及顶替排量等因素影响，因而应根据情况完善具体措施。
3)细化关键环节的井控工作。包括后效的排除、投球时间的确定、避免过量顶替、管柱及工具连接密封状况的检验等。
4．2 把好设计关口
设计完成后，应做到层层把关，严格审批和落实：①设计方主管领导审查；②提交建设方审批；③建设方组织施工各方现场进行技术交底；④各方根据现场情况，认真校核相关数据，对相应措施精心准备并严格落实。
4．3 严密组织施工
1)强化监管，落实专门工程师以上人员现场把关并统一协调组织和指挥。
2)严格执行各项井控规定和施工措施，把好关键环节的防卡、防喷及防漏等工作。
3)做好地面循环罐及储液罐的准备，确保准确校核液面。
4)替液时增加人员坐岗和计量，确保及早发现溢流。
5)替浆时发生溢流，可将现有的钻井液替回井内实施压井，查找原因并改进措施后再组织替浆。如果坐封球已投入，可控制套压继续送球入座，待坐封丢手后再进一步处理。
6)预计坐封憋压可能较高时，钻具与压裂车之间尽量采用硬管线连接。
7)丢手后替浆过程中或替浆后发生溢流，宜尽早组织压井，不应让过多的地层流体进入井筒。
8)如果采用钻井液压井，应做好钻井液的稳定性能维护、循环时冲洗干净回插头、坚持静止观察或起下作业前回插头上部垫入高黏钻井液等工作，防止钻井液沉降。
5 认识与建议
1)在裸眼裸隔器完井作业中发生溢流的主要原因是替入过多的低密度KC1液使环空有效液柱压力降低，或是在负压差作用下井下工具密封失效引起窜漏所致。
2)解决问题的方法应进一步完善设计内容、严格审查核实并严密组织施工。
3)进一步完善相关工作和措施：①加强单流阀密封性能的攻关，确保工作可靠；②宜采用低密度坐封球，如铝合金或树脂球，以减少送球时顶替液的前窜量；③为确保悬挂封隔器密封可靠，可设计在套管内再加装一只封隔器；④尽量避免后期在井底负压状态下空井换装油管头作业。
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本文作者：邹永清 吴俊 肖吉华
作者单位：中国石油川庆钻探工程公司川两钻探公司
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