李軼明，夏 威，羅方偉，陳澤恩,梁 爽，王 鵬

(1. 中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249；2. 中石油安全環(huán)保技術研究院，北京 102206)

0 引言

體積法壓井是1種非常規(guī)壓井方法，其特點是在不循環(huán)的情況下完成壓井作業(yè)，是1種現(xiàn)場出現(xiàn)無法直接采用傳統(tǒng)的壓井方法將氣侵循環(huán)出井時的解決方法[1]。當發(fā)現(xiàn)氣侵并成功關井后，由于密度差的存在，在一般情況下氣體都會在井筒中向上運移。由于受到空間的限制，氣體的體積變化較小，氣體壓力遵循氣體狀態(tài)方程，變化不大。隨著氣柱上升，氣體底部鉆井液靜液柱高度增加，井底壓力逐漸升高，可能出現(xiàn)過平衡現(xiàn)象，引發(fā)套管鞋破裂、地層破裂或地下井噴[2]。同時，井口壓力也會增加，這將造成井口設備承壓超限的問題。體積控制法便成為解決這種問題的主要方法，通過反復釋放部分鉆井液提供氣體膨脹的空間，降低氣體的壓力，避免井底壓力過高。體積控制法正是采用在關井等待氣體運移、等待壓力上升、釋放鉆井液、氣體膨脹降低壓力這一循環(huán)過程中逐漸控制氣侵氣體上升至井口，通過合理地控制，保證井底壓力處于準恒壓狀態(tài)。當完成體積控制流程后，將采用置換操作流程，反復將壓井液注入井筒內，等待壓井液下落至氣柱底部，然后釋放掉與注入壓井液靜液柱壓力相同的氣體壓力，完成井內氣侵氣體與壓井液的替換[1,3-4]。通過以上體積控制流程和隨后的置換流程最終完成壓井操作。

在采用體積控制法實施壓井過程中一般無法讀取立壓，井底壓力不能通過立壓直接獲取，套壓和鉆井液流入流出體積是僅有的2個可監(jiān)測參數(shù)。無論是體積控制過程還是置換過程，都需要控制鉆井液排出或壓井液泵入所產(chǎn)生的靜液柱增減與氣體壓力變化之間的等量替換，因此這2個參數(shù)至關重要，都需要精確計量。而氣體向上運移或壓井液下落的速度和分布是研究者所關注的，這與套管截面積、鉆井液和壓井液的粘度和密度等都有關系[5-7]。在特殊情況下，氣體有可能懸浮在井筒中長時間保持不移動[8]。氣侵氣體呈彌散型分布[3]，井底壓力變化趨勢反應出泡狀流流型特性[9]，氣侵前緣的速度明顯高于后緣[10]。

體積控制法在現(xiàn)場中經(jīng)常被應用，同時也存在很多問題。王安康等[11]介紹分析了國內進行的2個體積法壓井現(xiàn)場案例，其中一個井噴發(fā)生在完井階段，由于鉆桿已經(jīng)被剪切閘板防噴器剪斷而無法進行常規(guī)壓井，因此實施了置換法壓井流程并成功壓井，另一個壓井案例針對的是發(fā)生在鉆井過程中的井噴事故，在置換過程中發(fā)生了井漏，經(jīng)多次注入壓井液仍無法成功壓井；呂選鵬等[12]介紹了由于井下工具阻塞循環(huán)而采用了多次置換的壓井方式成功壓井，其他一些文獻[13-15]也分別介紹了成功采用置換進行現(xiàn)場壓井的案例。成功進行體積法壓井的關鍵是對套管抗壓、地層破裂和井口設備承壓的正確估計，但同時最重要的是對井內氣體分布情況和上升趨勢的正確估計，選擇最優(yōu)的壓井操作時機。

體積法壓井的計算是在U型管理論基礎上以井底準恒壓為前提條件，計算每次放出鉆井液和泵入壓井液的體積，計算中做了很多的近似處理，而真實的壓井過程與計算模擬有很大偏差。為了更好地了解體積法壓井過程中的數(shù)據(jù)變化，需要對現(xiàn)場數(shù)據(jù)做更多的收集和分析。但是，一般在現(xiàn)場開展體積法壓井的過程中數(shù)據(jù)采集難度較大，也無法讀取井底壓力，井下情況較為復雜，壓井過程中出現(xiàn)的特殊情況較多，儲層的壓力系數(shù)在發(fā)生井噴的情況下也是未知的。由于現(xiàn)場數(shù)據(jù)的缺乏，需要進行更多的全尺寸試驗，找到在體積法壓井過程中氣體運移的規(guī)律，從壓力變化趨勢上尋找最佳的壓井時機，更加精細地描述井內氣體的分布和運移規(guī)律。本文通過現(xiàn)場試驗，模擬了氣侵之后采用體積控制法壓井的全過程；得到了套壓和立壓的變化規(guī)律；分析了氣體向上運移的過程。試驗結果將有助于指導正確實施體積法壓井。

1 現(xiàn)場試驗裝置及試驗方法

1.1 現(xiàn)場試驗裝置介紹

試驗在渤海鉆探井噴實訓基地的井噴模擬井進行，試驗裝置簡圖見圖1。該井井深1 050 m，鉆桿帶鉆頭下至1 005.15 m，套管直徑為244.475 mm，鉆桿直徑為127 mm。工程實際中采用體積控制法進行壓井時，一般鉆桿并不在井底或者井筒內沒有鉆桿，即使鉆桿在井底也由于鉆柱堵塞而無法讀取真實的立壓來確定井底壓力。而在此次試驗中，鉆頭處于井底，可以監(jiān)測井底壓力。

S1.模擬井噴井；C1，C2.儲氣井；Y1，Y2.空氣壓縮機；CV1，CV2.電控節(jié)流閥；SV1.電控閘閥；Q1.氣體質量流量計；NJ1.泥漿池；YT1.液體電磁流量計；F1.節(jié)流閥。圖1 試驗裝置Fig.1 Schematic diagram of experimental facilities

試驗井可以進行氣侵模擬，氣侵氣體由2口連通的儲氣井提供，儲氣井深度300 m，總容積為24 m3，最高工作壓力為20 MPa，氣體由2組空氣壓縮機注入，提前增壓至試驗所需壓力。儲氣井通過管徑為73.025 mm的衍生管與試驗井井底連接，注氣點深度為1 000 m。注氣速度可由2個電控節(jié)流閥控制，注氣啟動和關閉由1個電控閘閥控制。電控節(jié)流閥上下游均安裝有壓力傳感器，用于記錄注氣過程中儲氣井的壓力變化和注氣管線中的氣體壓力。在注氣管線上安裝有氣體質量流量計，用于記錄試驗全過程中通過注氣管線進入井內氣體的質量流率，可由此計算井底壓力下的累計進氣量。

節(jié)流管匯至泥漿池的出口處安裝有電磁流量計，用于測量出口流量。立壓和套壓傳感器分別安裝在立管和節(jié)流管匯上，用于測量立壓和套壓的實時值。本次試驗中，在正常循環(huán)、模擬氣侵和壓井的過程中，環(huán)形防噴器均處于關閉狀態(tài)，井內流體只能通過節(jié)流管匯回流至泥漿池。如果鉆井液由高架槽回流至泥漿池，液體的流量很難被準確計量，采用這種循環(huán)方式主要是為了提高出口流量計量精度。在這種情況下，循環(huán)時的立壓和套壓均附加有節(jié)流管匯產(chǎn)生的摩阻壓耗，在正常循環(huán)排量且節(jié)流閥全開的情況下，該摩阻壓耗為0.7 MPa。

本次試驗采用2組泥漿泵分別進行正常循環(huán)和壓井作業(yè)，正常循環(huán)的泥漿泵采用3個凡爾，壓井用泥漿泵拆除了3個凡爾中的2個，僅用單凡爾進行壓井。泥漿泵由柴油機驅動，柴油機轉速恒定。泥漿泵至立管的管線上安裝了三通，并與壓井管匯連接，可以實現(xiàn)正常循環(huán)和置換壓井流程的快速切換。注氣選擇在正常循環(huán)的狀態(tài)下進行，當監(jiān)測到一定的溢流量之后開始進行壓井作業(yè)，通過關閉立管上的閥門使泥漿泵與鉆桿斷開，泥漿泵管線與壓井管匯連接，用于壓井液的注入。泥漿泵泵沖計數(shù)器數(shù)據(jù)也被實時記錄，用于計量入口流量、計算溢流量和控制注入壓井液的體積。

1.2 試驗方法

試驗采用清水作為循環(huán)介質，即用清水代替實際中的鉆井液，同時也采用清水作為壓井液進行壓井。清水與鉆井液相比，粘度和密度都有一定的差異，氣泡運移速度和置換速度存在一定的偏差。在壓井結束時，由于壓井液并不是加重壓井液，因此在井口依然會存在一定的壓力。

體積法壓井的置換過程對體積計量要求較高，因此在試驗前要對泥漿泵的泵容積進行了標定。使用較精確的電磁流量計計量并計算出口累計流量，累計流量隨泵沖數(shù)變化的擬合曲線斜率即為每沖的實際體積，由此得到泵的容積。圖2為單凡爾泵容積標定曲線，泵容積為8.32 L/str，另外也對3個凡爾的泥漿泵進行了標定，泵容積為24.99 L/str。

圖2 單凡爾泵容積標定曲線Fig.2 Calibration curve of single valve pump volume

每次進行新的1組試驗前，進行不小于1個井筒容積的循環(huán)，將井內有可能存在的氣體全部循環(huán)出井。試驗第1階段為氣侵模擬，泥漿泵以正常排量循環(huán)，用于模擬正常鉆井過程中發(fā)生的氣侵。當儲氣井達到設置工作壓力后，設定CV1和CV2這2個節(jié)流控制閥的開度，打開SV1向試驗井內注氣。氣體注入過程中實時采集出口流量并累計計算出口累計體積，同時監(jiān)測泵沖計數(shù)器的累計泵沖數(shù)并計算累計泵入體積，入口和出口累計體積之差即為溢流量，當達到預定的溢流量后，關閉節(jié)流管匯，開始進行關井求壓和壓井作業(yè)。試驗工況參數(shù)見表1。

表1 試驗工況參數(shù)Table 1 Physical parameters of field tests

2 體積控制法現(xiàn)場試驗結果分析

2.1 氣侵過程分析

工況2情況下，注氣過程中立壓與套壓隨時間的變化如圖3所示。圖3中，100 s之前為正常排量循環(huán)時立壓和套壓隨時間的變化曲線，立壓和套壓保持相對穩(wěn)定。套壓約為0.7 MPa，為節(jié)流管匯產(chǎn)生的摩阻；立壓約為6 MPa，為鉆桿、環(huán)空和節(jié)流管匯的循環(huán)摩阻之和。圖4為工況2情況下注氣過程中出口流量、溢流量和氣體流率數(shù)據(jù)分布。圖4中前100 s出口流量相對平穩(wěn)，出口流量與泵入流量相等，溢流量曲線保持為零。在時間為100 s時刻，開啟SV1，圖4中進氣速率迅速由0上升至2.35 kg/s，此時儲氣井與井底壓差最大，因此進氣速率也最高。隨著氣體的流失，儲氣井壓力下降，進氣速率緩慢下降。氣侵發(fā)生過程中，環(huán)空出口的流量開始增加，溢流量逐漸增大，在完全關井之前(350 s時刻)，溢流量持續(xù)上升至7 m3。而從立壓和套壓的變化來看，在氣侵發(fā)生的早期，套壓和立壓均存在上升的現(xiàn)象。其主要原因是由于隨著進入井筒氣量的增加，氣體膨脹效應不斷增加，致使環(huán)空出口流速不斷增加，這樣會在節(jié)流管匯產(chǎn)生1個摩阻上升的現(xiàn)象，在100 s至200 s期間，環(huán)空套壓從正常循環(huán)的0.7 MPa上升至1.4 MPa，而立壓也隨之增大。在實際鉆井過程中，這一現(xiàn)象不會十分明顯，主要是因為鉆井液直接通過高架槽進入泥漿池，井口不會出現(xiàn)很明顯的附加阻力。

圖3 工況2注氣過程中立壓與套壓隨時間的變化Fig.3 Drillpipe pressure and casing pressure over time during gas injection in case 2

圖4 工況2注氣過程中出口流量、溢流量和氣體流率Fig.4 Outlet flow rate, pit gain and gas flow rate over time during gas inhection in case 2

注氣持續(xù)200 s后(即時間為300 s時刻)，井口監(jiān)測的溢流量已經(jīng)達到5 m3，此時進行了停泵和關井。停泵后由于鉆桿內摩阻消失，立壓迅速下降，但是由于關閉節(jié)流閥需要一定的時間，環(huán)空流量依然存在，溢流量繼續(xù)增加，關井過程持續(xù)了50 s，溢流量繼續(xù)上升至7 m3。在350 s至650 s期間，井已經(jīng)被完全關閉，但井底壓力依然低于儲氣井壓力，進氣過程依然繼續(xù)。隨著壓差的降低，進氣速率不斷降低，最終達到平衡，停止進氣。由圖3可知，立壓和套壓在關井過程中不斷上升，最終得到關井立壓為4 MPa，關井套壓為5 MPa。

2.2 氣體上升過程分析

當關井套壓穩(wěn)定后，隨即采用體積控制法將井內氣體運移至井口。此時井底已完成了壓力平衡，氣柱將在浮力的作用下開始向井口方向滑脫。這一過程中井底準恒壓是關鍵。首先等待氣體帶壓上升，套壓和井底壓力同時升高1個安全余量，安全余量是保證井底壓力高于儲層壓力而不發(fā)生二次氣侵。當兩者繼續(xù)升高1個工作余量后，開始從井口釋放鉆井液，井筒內氣體將膨脹降壓，井底壓力降低1個工作余量，而在此期間套壓維持不變，如此反復最終使氣柱升至井口。根據(jù)以上過程可以發(fā)現(xiàn)，井底壓力的降低是由于井筒內鉆井液液柱高度減少造成的，而套壓在釋放鉆井液前后保持不變，這表明氣柱降低的壓力與氣柱頂部鉆井液靜液柱減少的壓力要相當，每次釋放鉆井液的體積由工作余量決定，計算公式如下：

(1)

式中：ΔVm為每次釋放鉆井液的體積，m3；C為氣柱所在位置的井筒容積系數(shù)；pw為工作余量，kPa；ρm為鉆井液密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

圖5為工況1情況下體積控制過程中立壓和套壓的變化。在實際采用體積法壓井的過程中，鉆頭一般不會處于井底，也就無法直接讀取井底壓力。但是在本次試驗中，鉆頭處于井底，因此可以得到實時的真實井底壓力值。從圖5中的套壓立壓差曲線可以看出，在第1次排液之前，即等待套壓上升1個工作安全余量和工作余量期間，套壓與立壓之間的差值緩慢增加。這一現(xiàn)象反映了環(huán)空中氣體體積所占比例有所增加。由于井在此期間是關閉的，因此造成該現(xiàn)象存在2種可能。第1種可能是井筒受到高壓的作用出現(xiàn)了膨脹，氣體有一定的膨脹空間；第2種可能就是由于井底壓力的持續(xù)增加，井底出現(xiàn)過平衡現(xiàn)象，井內鉆井液回流至注氣管線(實際中的儲層)。當開始進行排液之后，壓入到儲層中的鉆井液又被壓回至井內，同時井筒中的壓力下降，套管變形恢復，使套壓與立壓之差開始下降。

圖5 工況1體積法流程中立壓、套壓及套壓立壓差Fig.5 Drillpipe pressure, casing pressure and their diference during volumetric procesure in case 1

當套壓上升了安全余量及工作余量之后，開始實施鉆井液的排出，圖5中套壓每次下降均對應著鉆井液的釋放過程。以1/4圈間隔逐漸增加節(jié)流閥開度，當開度為1圈左右時，觀察到井口有液體流出。按照理論分析，在鉆井液排出過程中，套壓應該維持不變。但是，試驗中發(fā)現(xiàn)套壓隨著鉆井液的泄流出現(xiàn)了降低，經(jīng)過反復試驗發(fā)現(xiàn)理論上的套壓不變很難實現(xiàn)。如果以連續(xù)氣柱理論來考慮井口泄流過程中的套壓變化，有2個因素會影響套壓的趨勢，一是氣柱體積，二是氣柱的上升速度。氣柱體積的變化受到泄流速度的控制，而氣體上升速度則由密度差和氣體分布形態(tài)決定。2個因素對井口壓力的影響是相反的，氣體的滑脫造成井口壓力的增加，而泄流造成的氣體體積膨脹會使井口壓力下降。若按照連續(xù)氣柱理論結合體積控制法流程要求，保持井口壓力不變進行泄流，必須進一步降低井口泄流速度，但是在試驗中發(fā)現(xiàn)這一操作很難實現(xiàn)。分析可知，井內氣體體積相對較小，膨脹產(chǎn)生的壓力下降遠遠大于氣體上升造成的壓力上升，井口壓力總體表現(xiàn)為下降趨勢。

經(jīng)過2輪泄流之后，第3次泄流時井口開始有少量氣體隨鉆井液排出。依據(jù)體積法的規(guī)程，此時應該停止排液，但由于觀察到套壓和立壓均保持上升趨勢，以井底準恒壓的原則仍然實施了2次泄壓。在第3次泄壓的過程中，套壓與立壓之差保持恒定，這說明雖然有氣體排出，但是氣體所占的比例很小，是氣侵早期處于前緣的彌散型氣泡。第4次泄壓出現(xiàn)了壓差持續(xù)下降，本次泄壓排出了大量氣體。從體積控制過程中的立壓變化來看，無論是否有氣體隨鉆井液泄出，都可以通過套壓調節(jié)將井底壓力控制在合理的范圍。

圖6為工況2的體積控制過程，在此次試驗中同樣觀察到第1次釋放鉆井液前氣體上升造成的套壓與立壓差增大的現(xiàn)象。在進行了3次排液之后(見圖6中的4 150，5 500和6 500 s時刻)，6 900 s時刻井口出現(xiàn)氣體噴出，停止泄流并觀察壓力變化。此后約1 h的較長時間內，套壓和立壓持續(xù)增加約1.4 MPa。

圖6 工況2體積法流程中立壓、套壓及套壓立壓差Fig.6 Drillpipe pressure, casing pressure and their diference during volumetric procesure in case 2

圖7為工況2體積控制流程中4次關井壓力變化速率分布圖，將套壓進行1 min平均，而后求取時間導數(shù)，代表了關井過程壓力變化的趨勢和速度。T1，T2和T3分別對應3次釋放鉆井液之前的關井時間段，而T4為最后1次釋放鉆井液之后的關井周期。在T1和T2周期內，套壓時間導數(shù)相對穩(wěn)定，套壓平穩(wěn)上升，表示井內氣體總體以均勻的速度向上滑脫。但是在T3周期，可以觀察到壓力隨時間的導數(shù)不斷增大，這代表了井內氣體分布形式已經(jīng)發(fā)生了變化，隨著彌散氣泡聚并成較大的短氣柱，氣體上升的總體速度將會不斷提高。這也說明了氣侵發(fā)生之后，很難在較小溢流量情況下實施關井，因此一般氣侵氣體將分布于很長一段鉆井液柱之中，氣體不完全以1個完整氣柱的形式存在，多以彌散型氣泡分布于鉆井液柱中，聚并發(fā)生在井筒上部。T4周期，即氣體前緣運移至井口，井口泄出氣液混合物后關井，氣體在井口聚集形成一段氣柱，底部彌散分布的氣泡仍不斷向上補充至氣柱中，氣柱長度不斷增加，后續(xù)的氣體相當于帶壓上升，使井口的壓力持續(xù)增加。從圖7中壓力隨時間導數(shù)分布可見，壓力變化趨勢與關井求壓過程類似(圖3中的套壓隨時間導數(shù))，壓力上升速度不斷變慢，最終導數(shù)收斂至0附近。圖8為井筒中氣體向上運移和聚集過程的示意圖。

圖7 工況2體積流程中套壓變化率Fig.7 Time derivative of casing pressure during volumetric procesure in case 2

圖8 氣體向上運移和聚集過程示意Fig.8 Schematic diagram of gas migration upward and gathering

綜合以上2個工況的試驗現(xiàn)象和結論，當頂部已經(jīng)聚集了一定體積的連續(xù)氣柱之后，雖然存在彌散氣泡不斷補充，井內氣體并未完全運移至井口。但是，此時可以提前進行置換流程，將頂部部分氣體置換出井。待彌散型氣體再次聚集成較長的氣柱之后，再次啟動置換流程。這種氣體體積控制流程和置換流程結合的方式能夠有效控制井口壓力，以減少井底過平衡風險。

2.3 置換過程分析

當確定氣體已經(jīng)全部運移至井口之后，開始置換操作。置換的目的是用壓井液逐步替換聚集在井筒頂部的氣體，最終完成壓井。壓井液分多次注入，每次注入壓井液產(chǎn)生的靜液柱都會使井底壓力上升，這就要求每次注入的壓井液全部沉降至氣柱以下后，通過井口泄壓將上升的這部分靜液柱壓力釋放掉，達到注入前后井底壓力的一致。

圖9為置換過程中立壓和套壓的瞬時值分布，從21 000 s開始，總共進行了8次壓井液的注入。從局部放大的立壓曲線分析，每次注入壓井液時，井底均有壓力上升的現(xiàn)象出現(xiàn)，這是由于在注入的過程中節(jié)流閥是關閉的，井筒為一密封空間，壓井液的注入勢必造成氣體壓縮，由此帶來井底壓力的上升。在本試驗中每次啟動泥漿泵80沖，在注入過程中立壓上升了2 MPa左右，對于存在薄弱地層的情況，井底可能出現(xiàn)漏失現(xiàn)象。注入結束后可以觀察到立壓和套壓迅速恢復到平穩(wěn)狀態(tài)，這也說明了置換過程較快?？焖僦脫Q的發(fā)生主要是由于壓井液是清水，粘度較小，而且環(huán)空截面積較大，液體的下落十分迅速，置換過程很短。而現(xiàn)場壓井時需考慮壓井液粘度和井筒截面積等參數(shù)的實際情況，觀察套壓平穩(wěn)后可進行泄壓并開始下1次壓井液的注入。通過對置換過程的觀察發(fā)現(xiàn)，低粘度的壓井液可以極大地提高置換效率，有利于迅速置換井中的氣侵氣體并降低井口壓力。圖9也給出了置換過程中套壓與立壓差的變化，壓差從1.25 MPa逐漸降低至0。套壓與立壓之間的差距是由氣柱長度決定的，隨著壓井液注入，差距不斷縮小，井筒中的氣體所占比例不斷降低，直至最終氣體全部被替換成液體。由于本次試驗所采用的壓井液為清水，雖然無法最終將井口壓力降至0，但立壓與套壓平衡說明了置換過程已經(jīng)成功實施。

圖9 置換流程立壓、套壓變化規(guī)律Fig.9 Drillpipe pressure and casing pressure over time during lubrication precedure

3 結論

1)井筒內氣侵氣體并不是以連續(xù)氣柱的形式分布的，而是以較多的短氣柱和彌散型分布為主，尤其是在氣侵量并不十分巨大的情況下，泄流造成的氣體壓力下降高于滑脫造成的井口壓力上升，體積控制過程很難實現(xiàn)套壓的平穩(wěn)控制，無法完全按照體積控制理想流程進行壓力控制，鉆井液釋放會造成套壓和井底壓力的同時降低，但通過合理的泄流可以有效控制井底壓力保持在準恒壓狀態(tài)。

2)體積控制流程中，由于氣侵氣體滑脫和膨脹，在前緣處已經(jīng)開始聚集成較大的氣泡或段塞，上升速度明顯提高，在全部氣體未以氣柱形式聚集到井口時，氣體前緣已經(jīng)到達井口。建議在原有體積控制流程上作出一定的改變，并不以井口見氣作為體積控制流程的終止條件。在氣體完成聚集的較長時間內，可實施2種應對策略以降低風險，一是穿插實施置換操作，為底部氣體聚集提供時間，待井口壓力穩(wěn)定后再徹底轉入置換流程；二是適當排放鉆井液和氣體的混合物或氣體，釋放井口壓力。

3)套壓隨時間的導數(shù)可以作為判據(jù)，用來判斷井內氣體分布形式的變化，穩(wěn)定的導數(shù)代表了氣體整體無膨脹向上滑脫；導數(shù)上升標志著氣體由彌散型分布向短氣柱聚并的出現(xiàn)，多發(fā)生在氣體前緣運移至井筒上部，隨后會出現(xiàn)井口見氣的現(xiàn)象；導數(shù)逐漸下降標志著井口氣柱的不斷增長，呈現(xiàn)出與關井求壓過程類似的變化規(guī)律。在體積控制流程中，套壓的時間導數(shù)可用于判定氣體上升速度和流型轉變，合理指導現(xiàn)場操作。

4)置換流程中，壓井液注入時井口附近氣體壓縮產(chǎn)生的附加壓力將作用于井底，對于存在薄弱地層的情況要將此附加壓力考慮在內，避免地層破裂。