李艳飞，袁则名，和鹏飞，王喜杰

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

高压气井完井技术是当前我国海上油气田开发面临的主要难题之一。该类完井技术对工具气密性要求较高，同时也需要在满足井控条件下做到储层伤害最低化[1，2]。随着开发的深入，在同一口气井中，出现高低压层射孔分采的情况也随之出现，例如海上某井，要在水平段裸眼开发平湖组P8层，在9-5/8″套管内射孔开发平湖组P7层，两层分采。但是P8层地层压力系数为1.55，P7层压力系数为1.16，压力系数差距很大，这给传统海上气井完井技术带来较大挑战。如果使用完井工艺技术设计不合理，其后果将十分严重，如果在完井时出现上漏下喷的情况，不仅破坏储层，还可能导致井喷失控、地面窜气、火灾爆炸等灾难性后果。

1 作业背景及工艺技术难点

本文从三个角度分析了该井在完井作业过程中的难点。

（1）井控安全风险大，由于两层压力系数差异大，当射孔结束后，两个油气储层同时暴露在井筒之中，如果选择较高密度的完井液则会压漏较低压力系数的P7层，如果选择较低密度的完井液则不能压稳较高压力系数的P8层，甚至会出现上漏下溢的现象。

（2）储层受污染风险大，射孔作业后低压层漏失，污染物进入储层会造成储层污染。尤其是在气井完井过程中一旦出现井漏的情况将会直接影响储层保护从而影响气井的产能。

（3）管柱功能需完善，密封性能要求高，该井的P7与P8两个储层压力系数相差较大，且又是气井，所以对完井工具的要求相对严格，不仅需要满足不同压力系数储层的封隔而且需要保证良好的气密性能。……