库车山前超高压盐水层控压固井实践与认识

刘 伟， 李 牧， 何思龙， 雷万能， 房 超， 唐 雷

(1中国石油集团工程技术研究院有限公司 2中国石油塔里木油田分公司)

库车山前构造巨厚盐膏层属纯盐、膏泥岩等组成的不规律复合盐岩层[1]，埋深在484～7 945 m[2]，普遍发育超高压盐水层且层间夹杂薄泥岩层，导致安全密度窗口窄。经过多年的技术实践，目前制约库车山前盐膏层固井质量最关键的两大因素是井漏(固井漏失率>50%)和窜槽(固井合格率徘徊在50%左右)，对井筒完整性和后期开采造成严重的影响。井漏主要是由于高压盐水发育，使用高密度浆体导致的诱导性漏失，窜槽主要是由于受窄安全密度窗口限制，固井施工排量小，无接箍套管没加扶正器，居中度差，浆体高密度且无密度差，导致顶替效率低。因此，针对高压盐水层地质特点和固井难点，研究和提出能够有效避免固井漏失，保障固井质量的技术十分必要。

一、控压固井技术应用可行性分析

1. 国内外技术应用情况分析

1.1 国外应用情况

以Schlumberger、Halliburton、Weatherford为代表的国际油服公司对控压固井技术开展了深入研究并进行了超过百口井的商业应用。

Schlumberger控压固井系统在阿根廷Neuquén盆地非常规油气藏应用超过87口井，固井成功率由原先的50%提高到94%[3]。

Halliburton iCem®控压固井技术自2013年以来在Piceance和Paradox Basins[4]已成功实施超过20口井，实现了高温高压(地层压力系数2.40，149℃)、窄密度窗口地层(2.37～2.52 g/cm3、1.92～2.04 g/cm3)的良好固井层间封隔。

Weatherford固井实时压力计算和控制系统在北海区域解决高温高压、窄密度窗口地层(1.99～2.03 g/cm3)的固井难题[5]；完成墨西哥湾首次控压固井技术应用，解决窄密度窗口导致漏失难题[6]。

1.2 国内应用情况

近年来，国内也逐步开展控压固井技术研究，并在现场试验与应用[7]。2016年，中石化西北油田分公司针对顺南区块油气活跃、后效严重、压力窗口窄、井深、井底温度高、地层承压能力低等固井技术难点[8]，应用了精细动态控压固井技术，取得了良好效果，Ø177.8 mm尾管固井质量明显好于邻井，为精细控压固井技术积累了宝贵经验；2017年，中石油西南油气田公司针对龙岗70井超深、高温、含硫、小井眼井段长、环空间隙小、套管下入深、钻井液安全密度窗口窄等固井难题[9]，在Ø114.3 mm尾管固井作业中首次应用了精细控压固井技术，避免了漏涌交替发生的施工风险。

2. 技术难点

2.1 无法精确获取井底温度压力数据

(1)无法使用随钻测量工具。井底温度最高接近200℃，压力超过180 MPa，超过了油田现有随钻测量工具使用环境极限，国外产品的费用高、动员时间长，且考虑到盐膏层的钻探风险问题也无法使用。

(2)高温高压对钻井液密度和流变性的影响机理不清。钻井液在高温高压条件下密度和流变性与入井前相比发生改变，对井底静液柱压力和环空摩阻造成的影响通过现有计算模型无法获取，计算精度不能保障。

2.2 地层压力体系复杂

库车山前超高压盐水层窄密度窗口形成原因较为特殊，一方面是由于在高压盐层间存在薄弱层导致的窄密度窗口，另一方面是由于高压盐水及其间泥岩透镜体形成的圈闭效应。高压盐水将层间泥岩透镜体压开产生裂缝，同时不断充填盐水，裂缝延伸到一定程度后停止延伸，随着高压盐水的继续充填，形成了一个高压圈闭空间，受节流压力波动的影响，存在回吐盐水现象。由于每口井高压盐水和泥岩透镜体储集空间、位置各不相同，吞吐效应的持续时间和压力波动的不确定性导致难以找到溢、漏压力控制间的平衡。

二、试验准备工作

1. 前期准备工作

中石油工程院依托国家科技重大专项，研发出了具有自主知识产权的PCDS精细控压钻井系统，该系统主要由自动节流控制系统、回压补偿系统、监测及自动控制系统、实时水力计算软件等组成[10]，各组成部分即可独立运行也能组合集成使用。该装备集恒定井底压力控制与微流量控制于一体，可实现井底压力控制精度0.2 MPa，通过60多口井精细控压钻井技术实践，已形成9种工况、4种控制模式、13种应急转换的精细控制技术，针对不同需求可实现欠平衡、近平衡、过平衡控压钻井工艺。

2. 实践前准备工作

考虑到常规的精细控压装备不能完全满足高压盐水层控压固井的技术需求，开展了高压盐水层及窄窗口井筒压力控制方法策略研究，并对控压装备进行了一系列的升级改造。

2.1 形成了高压盐水层控压固井控制策略

施工原则：按照“微过平衡”的原则开展控压固井施工，压稳水层、不漏或微漏，充分分析控压固井施工流程中的关键风险点，通过精细化控压操作等手段，减少井下漏失、释放施工排量、提高固井质量。

技术关键：首先确保压稳地层，避免膏盐层蠕变，确保套管安全下入(前提)，尽量保证套管下入后可建立循环(关键)，如果出现无法建立循环，采用正注返挤方式固井(补救)。

2.2 完成了控压固井全过程工艺梳理及方案制定

结合国外油服公司控压固井工作流程和库车山前超高压盐水层固井特点，按照固井前操作、固井下套管、固井注替、固井候凝等控压固井四大阶段系统梳理了控压固井全过程的基本工艺流程，制定了各流程中的压力控制工作方案。

2.3 软硬件装备升级完善

主要包括编制了实时流量分析软件模块，形成了同步、异步流量监控模块，有效解决由于流体弹性造成的流量监测不准的技术难题；改造升级回压泵压力级别至15 MPa，提升了回压泵流量补偿能力。

三、现场试验

2018年该技术先后在塔里木油田克深A井和克深B井盐膏层进行了探索应用。

1. 试验概况

克深A井四开以密度2.50 g/cm3钻井液四开钻进至6 898.21 m时发生高压盐水溢流，通过节流循环、正反挤压井成功后，由于控压放水效果不明显，研究决定采用控压钻井和固井。控压钻进期间钻至6 924.00 m时发生漏失，后控压起钻至井深6 707.00 m，节流循环降密度至2.56 g/cm3，钻进至四开中完井深7 068.00 m，经分析高压盐水层压力系数2.63-2.64，安全密度窗口仅为0.01 g/cm3。下套管前多次控压划眼并控压起钻至6 739 m节流循环测试地层压力窗口，后续又分别控压起钻至6 738 m、5 586 m，关井观察。由于地层压力过高，为确保下套管过程安全，向井内注入密度2.85 g/cm3重浆帽。Ø196.85 mm+Ø206.38 mm尾管下送过程中发生漏失，环空反挤钻井液，开泵建立循环，出入口流量稳定，循环12 h后，出口流量逐渐减小，最后失返，停泵关井，套压最高上升至9.6 MPa，分析原因为盐膏层蠕变导致环空堵塞，开泵发生漏失，停泵套压升高。套管下送到位固井注替过程中进行了控压固井监测，在环空钻井液被盐水污染，拔出中心管后环空联通，水眼与环空压力差导致瞬间出现套压升高后，实施了控压循环，钻井液密度调节至2.64 g/cm3，套压为0 MPa，短起下10柱，静止观察5 h，套压为0 MPa无变化，候凝完成后起钻完。克深A井作为第一口库车山前盐膏层控压固井技术试验井，初步探索了控压固井工艺的可行性，为后续试验进行提供了相关数据和经验。

克深B井四开以密度2.50 g/cm2钻井液四开钻进至7 662 m时钻遇高压盐水层，关井套压9.4 MPa，卸压至0 MPa，关环形、开半封带压起钻至井深7 472 m，套压上涨至10.9 MPa，泵入密度2.54 g/cm2钻井液节流循环压井，发生漏失。通过堵漏和降密度，恢复钻进至井深7 924.5 m，以密度2.46 g/cm2钻井液对7 882～7 924.5 m井段进行控压扩眼钻进，完成扩眼钻进后控压起钻至井深7 464 m，精确控制井底ECD在2.48～2.50 g/cm3。实施控压通井、下尾管、注替及候凝作业过程中，由于该井密度窗口仅为0.01 g/cm3，套管到底后无法建立循环，为保障固井安全，该井并未完全按照常规控压固井施工流程进行，创新选择了控压正注反挤方式固井，通过精细控压设备精准监测和计量，确保了固井施工作业的准确性和安全性，为固井施工作业提供有力的技术支撑，形成了一套新型的控压固井方式。

2. 现场试验分析

通过两口井的实践发现，由于库车山前高压盐水层存在着流体密度超高，流变性难以保障；地层压力系统复杂，溢漏同存，建立压力平衡困难；井筒存在明显呼吸效应，压力流量反馈严重滞后，地面判断困难等种种难题，对控压固井装备和技术提出了严格的要求：

(1)由于所需平衡的地层压力超高，要求地面回压补偿装备具有较高的压力级别，能够提供高压力的井口控制。

(2)由于温度、压力超高，现有PWD装备不能完全满足需求，需要针对钻井期间无法使用PWD为固井作业提供井筒压力测量资料的情况，提出准确可行的安全密度窗口标定方法，下一步可以尝试在固井前最后一趟钻(通井)充分循环，分别在井底、套管鞋处开展动态孔隙压力测试和地层完整性测试。通过临界漏失排量、临界漏失压力(固井时不同排量条件下)、临界溢流排量、临界溢流压力测算地层安全密度窗口，逐步摸索地层安全密度窗口，实现安全、高效操作。

(3)为了保证控压固井期间的地层压力窗口稳定，需要根据地层安全压力窗口的大小，制定最后一趟钻控压起钻模式，可在控压固井实践中根据地质和工程情况选择合适的方式。

(4)水力学计算与模拟软件需具有在高温高压条件下更高的计算精度，同时考虑到固井作业时井筒流体的多样性，还应具备分段计算功能，考虑不同性质流体的密度、流量、流变性、井筒温度压力、管柱运动、管柱和井筒的几何形状等众多影响井底压力计算的因素，能够较为精确的表现高温高压条件下高密度流体和井筒压力的变化特征。

(5)应针对固井作业调整优化实时监控设备与软件，帮助判断井下情况，为技术人员提供各参数测量值和模拟值之间的比较，对水力学计算模型辅助修正，提高计算的可靠性。

(6)由于高压盐水层压力变化较为复杂，若不能准确判断井筒内情况，无法实施合适的控制策略，不仅无法解决井下复杂，还有可能造成更加严重的后果。以高压盐水层中存在的盐间泥岩透镜体为例，若发生溢流险情，高压盐水窜入井筒可能将其压裂并充填形成高压圈闭空间，同时压井期间泥岩透镜体受节流压力波动的影响，存在回吐盐水现象，造成盐水上窜，环空密度降低。因此，需要针对高压盐水层压力变化开展研究，配合实时监控测量参数，形成井下情况的判断方法，制定各种工况下的井控风险对策。

四、结论与建议

(1)国内控压固井与控压钻井装备是相对独立运行的系统，尚无法建立直接的信息通讯，固井过程中入口处的水泥浆流量与压力信息无法直接传输至已有的控压钻井系统，限制了井底压力的精确控制，因此需要建立更加完善的控压固井监控系统。

(2)井底压力的实时分析判断是控压固井技术的重点和难点，需要进一步研发符合固井作业工况的高精度实时分析与控制软件，精确分析井筒内浆体及井底压力的变化，提供准确压力控制参考值，以保障控压固井质量。

(3)目前主要使用精细控压钻井装备进行控压固井作业，但由于钻井、固井作业的区别，现有设备体系过于庞大，不利于提高固井作业效率，因此亟需研发系统精简、施工便捷、具有高度模块化特点的专用控压固井装备或高效一体化控压钻完井装备，拓展技术应用领域，实现更多控压固井方式。

(4)现有控压固井作业流程较为单一，在某些极端地质条件或突发事故复杂情况下，不能够及时做出应对，因此需要针对固井作业中可能遇到的各类情况，优化和细分控压固井流程，制定多种工艺转换技术、应急措施和安全预案，确保施工中井筒的安全稳定。