東海氣井高低壓分層完井技術的研究與應用

李艷飛，袁則名，和鵬飛，王喜杰

（1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

高壓氣井完井技術是當前我國海上油氣田開發面臨的主要難題之一。該類完井技術對工具氣密性要求較高，同時也需要在滿足井控條件下做到儲層傷害最低化[1，2]。隨著開發的深入，在同一口氣井中，出現高低壓層射孔分采的情況也隨之出現，例如海上某井，要在水平段裸眼開發平湖組P8層，在9-5/8″套管內射孔開發平湖組P7層，兩層分采。但是P8層地層壓力系數為1.55，P7層壓力系數為1.16，壓力系數差距很大，這給傳統海上氣井完井技術帶來較大挑戰。如果使用完井工藝技術設計不合理，其后果將十分嚴重，如果在完井時出現上漏下噴的情況，不僅破壞儲層，還可能導致井噴失控、地面竄氣、火災爆炸等災難性后果。

1 作業背景及工藝技術難點

本文從三個角度分析了該井在完井作業過程中的難點。

（1）井控安全風險大，由于兩層壓力系數差異大，當射孔結束后，兩個油氣儲層同時暴露在井筒之中，如果選擇較高密度的完井液則會壓漏較低壓力系數的P7層，如果選擇較低密度的完井液則不能壓穩較高壓力系數的P8層，甚至會出現上漏下溢的現象。

（2）儲層受污染風險大，射孔作業后低壓層漏失，污染物進入儲層會造成儲層污染。尤其是在氣井完井過程中一旦出現井漏的情況將會直接影響儲層保護從而影響氣井的產能。

（3）管柱功能需完善，密封性能要求高，該井的P7與P8兩個儲層壓力系數相差較大，且又是氣井，所以對完井工具的要求相對嚴格，不僅需要滿足不同壓力系數儲層的封隔而且需要保證良好的氣密性能。所以在完井管柱優化及密封性方面需要得到保證。

2 關鍵技術方案研究

2.1 高密度無固相完井液

常規的無機鹽或甲酸鹽加重的無固相完井液密度已經不能滿足該井作業要求。針對高壓井，通常采用溴鹽或甲酸銫加重的無固相高密度完井液，存在腐蝕性強、污染環境及價格昂貴等缺點；采用重晶石等固相材料加重，或者采用下部低密度完井液墊底，上部用加重鉆井液的方式完井，存在固相沉降填埋井下工具和損害儲層的風險[3-5]。針對此情況，上海分公司研發出一種代替溴鹽和甲酸鹽完井液體系，即新型高密度無固相清潔完井液。

新型高密度無固相清潔完井液是一種有機酸根陰離子和金屬陽離子及其他類型的陽離子螯合形成的鹽類物質[6，7]。利用增溶技術和離子保護技術使得有機鹽具有很高的水溶解度，單組分水溶液密度可高達1.80 g/cm3，與常規無機鹽復配密度可達2.00 g/cm3。該完井液具有良好的流變性和熱穩定性，并且在特定井下工況下對鋼材的腐蝕率低，除此之外該完井液與地層水、海水、沖洗液、甲酸鉀溶液和鉆井液進行配伍性實驗，均無分層、沉淀、絮凝和乳化現象產生，說明該完井液流體配伍性良好。

基于以上優勢，本井準備采用密度為1.62 g/cm3的新型高密度無固相清潔完井液對全井筒進行壓井；同時用固化水體系防止鹽水在裸眼段和射孔段的滲漏，保護氣層的生產能力。

2.2 低壓層暫堵技術

高低壓分層完井時，上部低壓層不能被遠遠高于其儲層壓力系數的高密度完井液壓漏，低壓層暫堵液很好的解決了這個難題。本井在射孔作業后，采用1.62 g/cm3新型高密度清潔完井液壓井，作用在低壓層射孔段將有近13 MPa的正壓差，因此也需要用暫堵液對射孔段進行暫堵，防止低壓層漏失，保護儲層。

2.2.1 暫堵液作用機理 為了防止中低滲儲層的水相圈閉損害，暫堵液體系利用高吸水高分子材料控制完井液體系中的自由水，并通過物理脫水作用在孔眼或井壁上形成暫堵層，并利用井下高溫（120℃以上）引起暫堵層的化學反應，使暫堵層形成膠質的人工井壁，有效地阻斷了壓井液在中低滲儲層的滲漏，解決了壓井液滲漏的技術難題，機理（見圖1）。這是一個技術上的突破，為中低滲儲層完井液的防水相圈閉和其他敏感性損害提供了一個新的技術思路和工藝[8，9]。

2.2.2 黏度 在現場可以根據井況：比如漏失情況、壓力系數不同，來確定壓井液的黏度。黏度確定范圍后，可以調整配方中固化劑的加量，來調整體系的黏度。根據室內的測定，暫堵劑加量在1%～2%時，體系的黏度在 25 mPa·s～120 mPa·s可調。在現場配制時，需專業人員指導操作，暫堵劑的加量以剛好束縛完體系中的淡水為最佳，同時在此條件下達到體系的最低黏度，以降低泵壓。

2.2.3 腐蝕性 暫堵劑體系在使用過程中，不能對井下的管材造成過大的腐蝕，所以在室內按鹽酸酸化緩蝕劑的評價方法，將N80油管鋼片放于完井液中，在一定溫度下保溫24 h，根據鋼片的失重評價沖砂液對油套管的腐蝕，結果（見表1）。

圖1 暫堵液在巖心表面形成的暫堵層Fig.1 Temporary plugging layer formed on core surface

從實驗結果可知，淡水配制的暫堵液對N80管材基本沒有腐蝕，用飽和鹽水配制的固化水體系腐蝕很小，不影響管材的正常壽命。

2.2.4 與地層水配伍性 在模擬地層水中混入等量的暫堵液，觀察混合液有無明顯沉淀、分層和絮凝。如果沒有上述現象說明固化水體系與地層水的配伍性好[10，11]，反之則配伍性不好，從實驗結果來看固化水體系和地層水混合后，沒有沉淀、分層和絮凝，說明暫堵液與地層水配伍性良好。

圖2 暫堵液與高密度完井液混合后的情況Fig.2 The temporary plugging fluid is mixed with high density completion fluid

2.2.5 與高密度無固相清潔完井液配伍性 在與高密度完井液配伍性實驗中，暫堵液與高密度壓井液混合后，出現吸水顆粒變小，體系中自由水增加的情況，這是由于吸水顆粒在鹽水中，雙電層被壓迫，吸水顆粒中被吐出。但是并沒有產生化學反應，生成新的化學沉淀，因此不影響暫堵液的使用，只是需要從施工工藝上加以考慮，保證暫堵液體系的正常使用（見圖2）。

2.3 完井管柱校核及工具選型

本井完井方式為：高壓層8-3/8″裸眼+7″打孔管支撐井壁完井，低壓層射孔不防砂完井，高低壓層分采。本井選用氣密性能較好的貝克DB封隔器（見圖3），該封隔器為插入式封隔器，壓力等級為68.95 MPa，膠皮材質為AFLAS密封效果良好的材質。

圖3 封隔器受力分析圖Fig.3 Packer force analysis

表1 暫堵液對管材的腐蝕實驗Tab.1 Corrosion test

對于帶密封筒的封隔器受力如下：

式中：Ap－封隔器密封筒面積，mm2；Ao下－油管在封隔器下方的外截面積，mm2；Ao上－油管在封隔器上方的外截面積，mm2；Ai下－油管在封隔器下方的內截面積，mm2；Ai上－油管在封隔器上方的內截面積，mm2；Pi－內壓（封隔器上下一樣），Pa；Po下－在封隔器下方的外壓，Pa；Po上－在封隔器上方的外壓，Pa；Fa下－在封隔器下方的軸向力，N；Fa上－在封隔器上方的軸向力，N。

2.4 射孔工藝參數優化

經計算，實際射孔段的最大壓差為13 MPa，為了高密度完井大量侵入地層，在作業時在射孔段上100 m，下20 m替入暫堵液。由于暫堵液最高能夠承受20 MPa的正壓差，且返排壓差只需要0.5 MPa，所以使用高密度完井液的同時配合使用暫堵液不僅能夠滿足井控需求，同時能夠保證高密度完井液不會對儲層造成污染，從而保證產能。

3 應用與效益評價

如沒有高低壓分層完井技術，同樣的開發要求，分別需要鉆4口井方能實現生產要求，利用本套系列技術后，只需2口井完成。

高低壓分層完井技術在中國海上某2井成功應用，已節約2口井鉆完井費用1.6億元。對于海上鉆完井具有很高的推廣價值，降本增效效果十分顯著。

4 結語

新型高密度無固相完井液可調密度范圍廣，可以滿足1.01 g/cm3～2.0 g/cm3密度的調配要求；本井配制無固相完井液的密度為1.62 g/cm3，滿足完井要求。暫堵液起到屏蔽暫堵低壓層防止其漏失的作用，能夠承受20 MPa正壓差，在射孔段及裸眼段覆蓋暫堵液可以在較大程度上避免井漏情況的發生，從而達到節約成本和保證井控的作用。在氣井完井工具選型上一定要選擇氣密性能較好的工具，同時在完井作業時也要時刻保證每一項試壓的合格，在現場使用來看，提高完井工具性能，優化完井工藝是保證氣井完井順利的前提條件。

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