精细控压固井中的控压降密度方法

石 蕊，徐璧华，蔡翔宇，郑渊云，冯予淇

（1西南石油大学石油与天然气工程学院2川庆钻探工程有限公司井下作业公司固井公司3川庆钻探工程有限公司井下作业公司固井技术研究所）

石 蕊等.精细控压固井中的控压降密度方法.钻采工艺，2019，42（5）：35-38

在尾管固井中，有一些井是又漏又喷的，密度低于某一值就会出现严重的气显示，而高于某一值又会井漏。在以往的固井中，重点考虑井下的压稳，这样就必然造成固井过程中的井漏，被迫使用正注反挤的施工工艺，固井质量较差，有时会由于正注反挤未衔接上而造成该井质量极差，影响到后续作业的顺利实施［1］。

在此基础上，精细控压技术就应运而生。通过将施工全过程的液柱压力控制在井漏与压稳之间，即保证了地层的压稳，也避免了井漏的发生，采用一次性正注工艺，提高了固井质量。

在精细控压固井前，如何保证能够在较高密度下顺利下入套管，并如何在开泵循环后成功降密度，不会因引发井漏而造成精细控压固井无法实施，控压降密度的措施就尤为重要。

一、精细控压固井技术

1.精细控压固井技术原理

精细控压固井技术是在下套管、固井前循环钻井液、注替施工、起钻、候凝等全部作业过程中，利用精细控压钻井系统、通过旋转控制头和回压控制系统控制井口回压，合理有效地控制环空当量密度大于地层压力梯度而小于地层漏失压力梯度，使井筒处于压稳而不漏的状态下安全完成整个固井施工作业［2］。

在常规固井中，全过程静液柱压力过压稳，下套管、注水泥过程井漏风险极大，避免井漏唯一方法为降低施工排量，必然造成顶替效率差。

而精细控压固井（如图1），是在保证顶替效率的前提下，通过主动降低静液柱压力，使静液柱压力欠平衡，然后利用精细控压钻井装备，借助井口回压和环空摩阻提供压力补偿，实施井口精细控压，确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与地层漏失压力之间，在不牺牲排量的情况下实现压稳防漏，最终实现全过程压力平衡法固井提高固井质量［3］。

2.精细控压固井技术适用条件

精细控压固井主要应用于安全密度窗口窄（0.03～0.07g／cm3），密度高0.01g／cm3则会井漏，密度低于0.01 g／cm3则会井涌溢流，油气显示活跃，局部存在高压盐水层，压稳防窜难度极大和漏层多，提高地层承压能力难度大，还有封固段长（2 500～4 000 m），环空间隙小，流动阻力大，易引发井漏的深井超深井尾管固井中［4-5］。目前集中在SYS构造、MX022井区以及部分外围高难度复杂深井中实施，面临着地质条件复杂，含油气层系多，复杂深井超深井同一裸眼井段常钻遇多套压力系统，漏、喷、垮频发，固井难度极大。

图1 精细控压固井技术原理

3.精细控压固井技术设计流程

（1）收集基础数据，包括地质资料、钻井资料、固井资料、设备资料。

（2）确定安全密度窗口，即地层压力和地层最大承压能力pmax或地层最小漏失压力pmin（通过动承压试验，按照钻进期间最大动态当量密度来计算）。

（3）环空浆柱结构设计（包括各种工作液密度，水泥浆两凝或三凝界面等）。

（4）控压降钻井液密度方案设计，可选择分阶段降密度或一次性降密度。如井漏风险极大，则建议分阶段降密度。

（5）施工流程设计。包括排量设计，注替期间、起钻期间及循环期间环空控压值设计。要求最大动压力+环空补压小于pmax，静液柱压力+环空补压大于pmin，环空补压值在控压设备允许范围内，替浆期间环空返速不低于1.1 m／s，否则重新设计工作液密度（第三步）或提高地层承压能力。

特别提示：第2步到第5步需要循环计算，反复验证，最终形成固井施工设计。

套管下入阶段包括坐卡与下送两个不同状态，井口控压值取决于所降低的钻井液密度Δρ与套管下送时产生的激动压力psw。随着套管下深增加，激动压力变大，井口控压值逐渐减小。下套管中途或下完套管后，降密度的措施必须在下套管前完成，在整个过程中严格执行，有效保证精细控压固井成功实施。

二、控压降低钻井液密度的技术措施和方法分析

1.确定钻井液密度的技术措施

针对安全密度窗口窄的问题，确定下套管与固井施工期间钻井液密度的技术对策如下：

（1）依据固井裸眼段安全密度窗口，通过控压钻井时，钻进与起钻采用两套密度作业方法，通过完钻后承压，静止观察和短起下钻验证，确定在上层套管内敞井起钻和下送套管方案。

（2）下套管前最后一趟采用近钻头双扶钻具通井，起钻前裸眼段注入封闭高黏钻井液。

（3）控制送尾管下放速度，减小井底激动压力。

（4）分段（上层管鞋、井底）循环降低钻井液密度，采取控压下送尾管和控压循环方式，确保压稳地层。

2.控压降低钻井液密度的方法分析

为降低循环钻井液、注替水泥浆期间的井漏风险，需要主动降低钻井液密度，其原则是防漏且压稳。控压降低钻井液密度作业有两种方法：

（1）一次性降密度，即套管下送到位后一次性降密度至设计值。

一次性降密度的优点是操作简单，计算量较小，但前期对排量控制要求高，下送尾管以及循环期间井漏风险提高（相比分阶段降密度）。

（2）分阶段降密度，即下套管至上层管鞋将上层套管段钻井液密度将至设计值，控压下送套管到位后再全井降密度至设计值。

分阶段降密度井漏风险降低，但操作复杂，后期下送尾管需要井口控压；计算量大，需要计算不同阶段的井口控压值。

计算尾管下送到位后一次性降密度的起泵排量及漏层动态当量密度（按照全井较高密度钻井液性能计算），如果动态当量密度小于地层最大承压能力则采用该方法；如果一次性降密度方法循环动态当量密度大于地层最大承压能力，则采用分阶段降密度方法。

三、控压降密度的方法应用

1.一次性降密度—以YT1井Ø177.8 mm+Ø184.15 mm尾管固井为例

YT1井Ø177.8 mm+Ø184.15 mm尾管漏层分布广，雷三、峨眉山玄武岩3个主漏层钻进过程井漏严重，长兴组、峨眉山玄武岩油气显示活跃，峨眉山玄武岩组油气显示层位与井漏层位接近，防窜防漏矛盾突出。单扶通井钻具至井底以钻井液密度2.24 g／cm3、30～35 L／s排量循环，循环的动态当量密度2.315 g／cm3与固井时最大动态当量密度一致，循环1 h以上检验地层承压能力。

承压试验后，本井段地层安全压力窗口数据表（见表1）。由于压力窗口较窄，裸眼段较短，选用一次性降密度方法（见表2）。套管到位后逐渐小排量开通循环、排后效后，实施全井循环15～20 L／s将钻井液密度由2.24 g／cm3下调至2.18 g／cm3，测试循环周钻井液的密度差±0.01 g／cm3，并做好记录，调整好钻井液性能，塑性黏度小于55 mPa·s，屈服值小于15 Pa，全井钻井液密度循环均匀后，提升排量至20～22 L／s进行固井作业。

表1 井筒压力情况表

通过以上一次性降密度方案实施后，采用精细化控压固井技术，进一步保证了施工顺利进行，确保裸眼和重合段封固质量。

表2 YT1井一次性降密度方案

2.分阶段降密度—以MX022-H21井Ø177.8 mm尾管固井为例

MX022-H21井Ø177.8 mm尾管茅口气侵显示，龙潭组多次井漏，根据钻进工况推测，密度窗口2.35～2.41 g／cm3，安全密度窗口窄，井漏风险高；茅二段气侵显示活跃，后效气侵较严重，钻井液密度2.39 g／cm3时仍有后效显示，固井压稳防窜难度较大。井漏与油气显示共存，压力窗口较窄，裸眼段较长，压稳防漏难度大。维持井下稳定钻井液密度需要2.35 g／cm3（需要根据静止观察情况再做判断），中完循环时漏层动态当量密度2.41 g／cm3（根据2.39 g／cm3、980 L／min循环不漏计算），循环动态当量密度大于地层最大承压能力，选取采用分阶段降密度方法（见表3）。

下套管分段降密度期间（降至2.28 g／cm3左右），确保钻井液性能稳定。固井前钻井液进出口密度差应小于0.02 g／cm3。为降低循环摩阻压降，提高顶替效率，钻井液动切力不超过9 Pa。钻井液密度由2.38 g／cm3下调至2.28 g／cm3左右；鉴于高密度钻井液摩阻较大，在3 500 m（套管下送至管鞋附近）、5 563 m井底分段循环降密度，控压降密度后采取控压下套管方法（见表3），保证茅二段（4 606 m）当量密度不低于2.35 g／cm3，龙潭组漏层（4 502 m）当量密度不超过2.40 g／cm3。在套管下送至4 400 m处、5 000 m处应小排量开泵顶通，防止环空堆积堵塞。后期如开泵泵压偏高，宜每柱开泵送钻至设计井深。下套管过程应控制套管下放速度，单根套管纯下放时间不低于47 s，每柱钻杆纯下放时间不低于133 s，严禁猛提猛放，防止井漏。下套管采用密度2.28 g／cm3钻井液灌浆。

如图2茅二段（4 606 m）当量密度不低于2.35 g／cm3，龙潭组漏层（4 502 m）当量密度不超过2.40 g／cm3。在精细控压固井前，成功控压降密度（2.28 g／cm3），没有引发井漏而造成精细控压固井无法实施。

四、结论

精细控压固井工艺可以避免井漏的发生，有效提高固井质量，是对付“又喷又漏”井的一项利器。通过计算尾管下送到位后一次性降密度的起泵排量及漏层动态当量密度（按照全井较高密度钻井液性能计算）来选择控压降密度方法可行。如果动态当量密度小于地层最大承压能力则采用该方法；如果一次性降密度方法循环动态当量密度大于地层最大承压能力，则采用分阶段降密度方法。通过现场两口井的应用表明在精细控压固井前，一次性降密度和分阶段降密度的方法都能够顺利下入套管，并能成功控压降密度，不会引发井漏，有效保证精细控压固井成功实施，确保裸眼和重合段封固质量。

表3 MX022-H21井分段降密度方案

图2 控压下套管计算结果