井控技术研究进展与展望

伍贤柱 胡旭光 ,,3,4 韩烈祥 ,5 罗 园 ,3,4 许期聪 ,5 庞 平 ,3,4 李 黔

1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司 2.西南石油大学石油与天然气工程学院 3.中国石油井控应急救援响应中心

4.国家油气田救援广汉基地 5.国家能源高含硫气藏开采研发中心

0 引言

“十三五”以来，中国石油天然气集团公司（简称中石油）按照“深化东部、加快西部、油气并重、常非并举”的战略布局，油气开发在深层碳酸盐、致密砂岩、页岩等领域遍地开花，增储上产取得重大成效。特别是深层碳酸盐岩储层，具有巨大的资源潜力，已成为未来油气勘探开发的重点领域，近年来，我国先后发现并探明建成了安岳、普光、元坝、塔中、库车等一批深层碳酸盐岩油气田，超深井钻井已进入8 000 m时代，但面临的井控形势也愈加严峻。据统计，西南油气田2019—2020年深井钻井中共发生溢流预警58井次，处理高套压事件11井次；塔里木油田、青海油田以及东部油田压裂干扰引起浅层井喷呈现高发态势。

数据显示，高压、高产、高含硫、超深井（以下简称“三高一超”）、水平井和浅层次生气是井控风险重灾区，井控技术面临新的挑战。油气钻井一旦发生井控事故，将会给企业形象造成极其严重的负面影响，给社会和环境带来巨大灾难和损失。

1 井控技术面临的挑战及原因分析

井控技术面临的挑战主要体现在所钻地层复杂、井型变化和作业方式变革，导致钻井过程中溢流、井喷等风险逐步加大。主要表现是：①钻井工程逐步向“三高一超”井进军，频繁油气显示日益常态化。川渝、新疆和青海等地区的勘探开发不断向深部地层延伸，深井超深井数量快速上升，地质工程条件日益复杂，井身结构难以满足需求；②钻井过程中窄安全密度窗口带来新的井控风险。一方面深层油气藏基本都蕴藏天然气，缝洞更为发育，导致储层对压力敏感、安全钻井密度窗口窄；同时各类油气资源开发的井型基本采用了大斜度井和水平井，随着储层内井段延长，井筒与储层接触面的扩大、ECD差异加大，压力敏感问题凸显，极易导致溢漏同存的复杂险情；③偶发的浅层气容易快速导致井喷事故，特别是经过高强度增产措施后的井筒完整性缺陷，造成地层压力上窜引起异常高压圈闭，钻井中经常在上部地层发生井控遭遇战，据统计，近20年发生的井喷失控事故中浅层井喷占比高达80%。面临新的地层、新的井型、新的作业方式，井控技术也表现出诸多不适应。

1.1 碳酸盐岩地层压力预测技术不成熟，压力预测精度低、难度大

据不完全统计，因地层压力预测不准导致的井喷预警约占预警总数的60%，频次位居第一。目前，国内外针对砂泥岩剖面等沉积型地层的压力预测已取得了一系列研究成果[1-3]，但技术应用局限性极强，对于以基质低渗透、非均质、裂缝发育、构造应力大为特点的碳酸盐岩气藏，地层高压成因复杂、规律不清，长期以来地层压力预理论未获突破。西南油气田龙岗北某井嘉陵江组—栖霞组，实钻钻井液密度与设计差值最大达0.50 g/cm3；准噶尔盆地南缘已钻8口井预测压力系数与实钻误差介于12%～58%。

1.2 深部气藏面临多产层、多压力系统，井身结构不足

深部气藏受井身结构层次限制，同一裸眼段共存多套压力系统，钻井过程中易发生上喷下漏或下喷上漏。四川盆地西北已发现纵向上存在27套气、水显示层，压力系统差异大（压力系数1.07～2.30）。同一裸眼井段钻遇多套压力系统，溢、漏难以兼顾。以西南油气田龙探1井为例，该井设计采用七开次非标井身结构，嘉二段突遇高压盐水层后被迫提前下Ø219.08 mm套管，飞仙关组—梁山组被迫放在一个裸眼井段合打，造成了井下溢、漏、卡交织发生。塔里木盆地库车前陆盆地超深、超高压、高温及纵向岩性复杂，研发塔标Ⅰ、塔标Ⅱ、塔标Ⅲ等3套非标井身结构仍无法满足需要[4]。

1.3 裂缝性气藏、水平井带来安全密度窗口受限问题日益突出

不仅深层优质油气藏对压力敏感，表现出窄安全密度窗口现象，水平井开发时由于小井眼、岩屑床导致ECD差异增加，长水平段钻进中溢、漏并发，常导致井漏诱发溢流或又喷又漏的被动局面。据中国石油集团川庆钻探工程有限公司（以下简称川庆钻探公司）统计，24%的产层溢流预警为漏转溢所致。另外，低渗透、非常规资源还出现因压裂干扰造成溢流。

1.4 复杂岩性井壁失稳导致三压力剖面复杂，井筒压力控制困难

以西南油气田大探1井为例，上部低压层黏土矿物含量高，雷口坡组、嘉陵江组存在高压盐水层，中部玄武岩等复杂岩层、显示层需要高密度钻井液，三压力剖面交织。玄武岩段采用2.03 g/cm3钻井液恶性漏失，密度降至1.87～1.93 g/cm3停漏又严重垮塌；茅口组钻井液密度在1.29～1.50 g/cm3之间严重垮塌，加重到1.81 g/cm3漏失，降到1.77 g/cm3钻进后又气测异常。

除此之外，部分油气田经过多年开采，大批生产井井口闸阀密封失效、腐蚀穿孔造成油气泄漏，井内压力不明，存在较大的井控和环保风险，部分井位于人口聚集区，对周边环境、资源产生影响。川渝、长庆等油气区估算每年约有近100口老井需进行带压换管柱、闸阀或采气树，需要先进的井控技术保障安全作业。

2 井控技术研究新进展

为了保障油气勘探开发的顺利推进，国内外井控技术在碳酸盐岩地层压力预测、早期溢流检测、精细控压钻井、安全密度窗口扩展、全过程带火作业、救援井等方面取得了长足进展，从一次井控到井喷失控井救援，从理论、装备到工艺技术都取得了显著进步。国外基本形成了完整的井控服务产业链。

2.1 一次井控技术

2.1.1 碳酸盐岩地层压力预测技术探索

以泥页岩欠压实理论为基础建立的地层孔隙压力求取方法在沉积型砂泥岩钻井中有较高的吻合度，随着国内南方及西部海相碳酸盐岩及东部古潜山、火成岩等的勘探开发，欠压实理论预测地层压力的方法不再适用。因为，碳酸盐岩地层压力异常的影响因素众多、成因复杂，主要有欠压实、烃类生成、液态烃类的热裂解、构造挤压、蒙脱石向伊利石转化及水热增压等作用[5-7]。碳酸盐岩具有基质致密、岩石骨架刚度强的特点，异常高压存在于随机发育的非均质孔洞与裂缝之中，依靠压力预测模型演绎连续的碳酸盐岩地层压力剖面与实际不符。

Terzaghi[8]和Biot等[9-10]率先提出了有效应力定理方法，对提高碳酸盐岩地层压力预测精度具有重要的参考价值，但他们是建立在孔隙压力保持不变的情况下岩石应变与应力的关系，不能解释饱和岩石孔隙压力随着围压增加而增加的力学机制，因此，碳酸盐岩地层压力预测技术至今仍是世界级难题，国内学者也进行了有益的探索。余夫等[11]基于薄板理论，考虑地质构造受挤压程度、断层露头联通状况、体积弹性模量的影响，提出了碳酸盐岩“强刚性骨架”的异常高压形成新机制，建立了考虑构造挤压因素的地层压力地质力学识别模型，通过地质构造几何参数、地质力学参数及地层的地应力、密度、纵横波速度、孔隙度等，代入模型即可求得地层压力系数，在波斯湾盆地的Y油田试验，预测值与SFT（电缆式地层测试器）实测值的相对误差小于10%。路保平等[12]研究发现不同孔隙压力下的碳酸盐岩纵波速度变化主要是由孔隙流体纵波速度变化引起的，利用小波变换法提取和放大孔隙流体纵波速度小幅波动对岩石纵波速度的影响关系，确定碳酸盐岩地层的异常压力层，并与实测地层孔隙压力数据相结合，建立了碳酸盐岩地层孔隙压力预测模型，提出了通过提取地层孔隙中流体的纵波速度预测碳酸盐岩地层压力的方法。通过现场应用初步验证：计算的地层孔隙压力当量密度与实测值相比误差小于15%（图1）。但很多环节需要主观推断，在定量化预测技术上仍没有突破。

图1 基于声波的纵波速度建立的碳酸盐岩地层压力求取方法图

2.1.2 早期溢流监测技术

地层压力预测技术是预防井喷的直接手段，但目前各种地层压力预测技术又难以满足需要。Pathfinder能源服务公司钻井地层测试（DFT）项目组成功研制了将石英压力计插入井壁进行压力测量的随钻地层测试系统（FTWD）；斯伦贝谢公司首创了将其MDT技术与LWD结合的StethoScope随钻地层压力测试仪，于2005年1月开始商业化服务，但没有得到普遍推广。因此，现场普遍将地层压力监测改为溢流监测。

大多数溢流监测都是基于井下地层流体上返过程中会发生体积膨胀的机理而设计的，由于侵入井筒的流体体积的明显膨胀需要等到其上行到较浅井段，常规的循环罐液面监测法才能检测到，油气钻井行业制订了早发现、早控制的工作机制来防止气侵、溢流演变成井喷，按照1 m3报警的行业规定，3 000 m井深处的溢流被发现的时间都在30 min之后[13]、溢流已经到达井深1 000 m以内（图2、3）才能发出预警，循环罐液面监测法存在发现慢报、易误报的弊端[14-15]。

图2 气井钻井液池增量随溢流时间的变化图

因此，李玉飞等[16]提出了基于SVM和D-S证据理论的早期溢流识别方法，通过采集出口流量、井底环空压力、温度、立压和大钩载荷等更多参数进行综合溢流识别来降低识别误差与误报率。Weatherford公司直接在其控制压力钻井系统中通过地面高精度的质量流量计实现了早期溢流识别。

图3 气体到达位置与溢流量随气侵时间变化曲线图

此外，如果将溢流监测由地面转移到井下，就能在第一时间监测到井下气侵、溢流情况[17-18]。国内外研究最多的是PWD产品，通过井底压力、温度辅助识别溢流。川庆钻探公司联合中国石油大学（北京）等高校探索了基于近钻头流体介电特性、超声多普勒效应的井下早期溢流识别方法[19-20]。基于钻井流体介电特性的早期溢流识别方法是根据不同的流体介电特性常数不同的原理，通过监测气侵钻井液组分的变化会引起其介电常数变化的原理实现对溢流的识别；基于超声波多普勒的早期溢流识别方法是利用超声波多普勒信号在含气钻井液中迅速衰减的原理实现对溢流的识别，当钻井液含气率大于1.5%时信号会迅速衰减，当含气率达到5%左右时，信号衰减率介于60%～80%。研发出相应近钻头传感器后再通过MWD将溢流信号上传地面，溢流预警时间可以控制在 10 min 以内。

2.1.3 精细控压钻井技术

压力平衡钻井是井控工艺的关键，过去只静态地强调了地层压力梯度与钻井液密度的平衡，井筒压力的动态变化如ECD、激动压力、抽吸压力都简单地被附加到钻井液密度中去了，实际钻井过程中工况变化引起的井底压力的变化是变化的，用附加了密度的钻井液钻井仍然有井喷风险。深层油气藏往往具有更好的品质，渗透性极好的高温、高压、高产、含硫储层常常表现为窄安全密度窗口，极易引起漏喷同存的复杂井控难题。精细控压钻井技术是运用适当的地面控制手段来控制井底压力（乃至环空压力剖面）保持起下钻、循环钻井液等工况下动态井筒压力恒定的一项新技术，实现了井筒压力与地层压力的动态精确平衡，消除了因井底压力波动产生的漏喷同存和漏喷转化[21-25]。2005年ENI公司首先成功实现了商业化应用，后来美国MPO公司又研制出了循环阀式的连续循环钻井系统。Weatherford公司则开发了精细控压钻井系统，通过微流量控制技术（简称MFC）可在涌入量小于80 L时即检测到溢流，并在地层流体的总溢流体积小于800 L的情况下迅速控制住溢流（小于2 min）。Halliburton控压钻井系统通过PWD实时测量井底压力，利用高精度的水力模型设计钻井液密度和相关控制参数，利用节流阀和回压泵控回压来实现井底恒压钻井。Schlumberger公司开发了以动态环空压力控制（DAPC）为特色，集成多种算法实现了环空压力监控、井壁稳定监控、漏失监控的钻井最优化系统。

国内在消化吸收国外技术的基础上研制出了PCDS-I、CQMPD-I、CQMPD-Ⅱ等型号的精细控压钻井系统，在塔里木、冀东及西南油气田深井、水平井中广泛应用。依据地质工况、地层流体类型的不同，规范了微漏、微欠、泥浆帽、堵漏提高承压能力等多种工艺方法[26-28]，大幅降低了复杂时效和井控风险，如西南油气田高石梯—磨溪区块灯影组钻井中该技术的普及率达100%，相比常规钻井漏失量下降87.8%，溢流处理时间基本消除。

2.2 二次井控技术

2.2.1 井控装备

“六五”期间钻井行业的标志性成果是井控装备和系列井控操作规范，核心装备包括防喷器、内防喷工具、节流管汇及其控制装置，是防止溢流恶化为井喷的重要利器。中国石油井控装备技术一直在不断发展，研制了司钻房关井操控台、无线遥控关井装置、井口自动防误操作装置和井控培训模拟器，配套了与地层压力级别相适应的70/105/140 MPa高压系列抗硫井口装置与井控管汇、气动加重系统、自动放喷点火装置；在压力级别上已实现全系列配套，操控方式上实现了远程快速操控，逐步在向多点位、一键操作发展。井控高风险区按需建立区域应急压井物资仓储基地，为深井超深井井控安全提供了保障。

2.2.2 压井工艺技术

四川盆地从侏罗系到震旦系，纵向上分布有27套油气层，且碳酸盐岩多为酸性气体；塔里木盆地高温、高压、高产特征明显，钻达盐下储层的压力系统差异巨大。8 000 m超深井钻井往往同一裸眼存在多个相差悬殊的压力系统，甚至单一产层也没有安全密度窗口，溢流处置往往伴随着上喷下漏、上漏下喷、喷漏同层。井控技术是在大量实践中练就的，甚至付出了血的代价，司钻法、工程师法压井工艺得到逐步完善和发展[29-30]。

溢流发现过晚会造成井口压力过高，可能会突破井口的控制能力。高套压状况在关井、压井过程中会造成井漏甚至地下井喷，还可能造成井口、管线、套管的刺漏、爆裂等失控或设备着火，致使压井失败。又漏又喷井压井具有极大的挑战性，通常采用非常规压井工艺，解决喷与漏这对矛盾，治喷是关键、治漏要并行，处理中必须两者兼顾。其井下工况复杂多样（图4），经过大量实践形成了有针对性的压井工艺，如气层井漏吊灌技术、正循环堵漏压井技术、反循环堵漏压井技术、环空反挤堵漏压井技术、水泥浆堵漏压井技术、快干水泥动态封堵压井技术[31-35]，成功处置了四川、新疆、青海等地的多起井控险情。

图4 又漏又喷的9种状态示意图

非常规压井还包括在发生严重井喷或特殊井筒状况下常规井控方法无法使用时采取的特殊压井方法，如井内喷空、井内高含硫等有毒气体、压井时钻具距离井底较远、钻具内通道堵塞或钻具在浅部刺漏断落等情况。非常规压井主要包括置换法（也称体积法）、压回法（也称硬顶法、平推法、反推法）、顶部压井法（也称动量压井法）、动力压井法等4种工艺方法，国内外学者开展了长期研究与实践[36-37]。2017年SXX井钻进至井深5 451 m发生井漏，起钻至井深 5 352 m 时发生溢流，关井套压40 MPa，井下状况多变。经过正循环压井和反推法压井，井下钻具堵塞，套压继续升至58 MPa。后经放喷降压，第三次正向注入185 m3高密度钻井液，准备第二次反推法压井，试关井套压在4 min内从30 MPa升至50 MPa，第四次采用快干水泥浆动态封堵压井解除井喷险情。

2.2.3 安全密度窗口扩展技术

深井钻井经常遭遇多压力系统或裂缝性气藏无安全密度窗口，小井眼水平井ECD差异突破安全密度窗口，即使采用精细控压钻井技术也困难重重，迫切需要安全密度窗口扩展技术。康毅力等[38-40]从物理、化学、力学的角度提出了扩展安全密度窗口的5种技术途径，其基本原理是通过封堵有缺陷的薄弱地层来提高地层的漏失压力。川庆钻探公司研发了具备刚性颗粒架桥、软胶塞填充、温度激发胶结的多作用温控型堵漏剂及其承压堵漏工艺，在五探1井、莲探1井、塔探1井等超深井开展试验，堵漏成功率提高20%，地层承压压差提高至10～20 MPa之间（表1），为无窗口井段钻井安全提供了保障。

表1 川庆钻探公司承压堵漏技术应用效果表

2.3 井喷应急救援技术

2.3.1 井喷应急救援技术

井控技术虽然有了长足发展，但理论、技术、管理还不甚完善，必须发展井喷应急救援技术。川庆钻探公司率先建成了国内第一个油气井灭火公司，并挂牌成为国家油气田救援广汉基地、跨国（境）生产安全事故应急救援常备力量、中国石油井控应急救援响应中心，成功完成国内外50余次抢险救援作业，刷新了多项世界油气井救援纪录（图5）。

图5 土库曼斯坦奥斯曼3井全过程带火作业照片

自20世纪70年代开始美国、加拿大相继成立了多家专业化服务公司，基本上都为大型油气田技术服务公司的子公司。目前国际上比较知名的井控应急服务企业主要有美国的Boots & Coots公司、Wild Well Control公司、Cudd Well Control及加拿大的Safety Boss公司等，其服务区域包括中东、中亚、北美等地域。典型的成功案例包括海湾战争导致的科威特油井灭火、墨西哥湾“深水地平线”海洋钻井平台井喷爆炸着火处置等。

井喷失控着火后，传统做法是先灭火再救援，但灭火后复燃风险高，存在极高的闪爆和人员中毒危险。因此，自主研制了具备图像采集与传输、周边环境检测功能的井口侦察机器人，65 MPa/800 mm的远距离水力喷砂切割装置、一体化井口重置装置等专用装备，形成了险情侦察、冷却掩护、切割清障、井口重置、协同决策五大井控应急救援技术系列，形成了全过程带火作业技术[41-42]，具备了地层压力 70 MPa、天然气无阻流量 200×104m3/d 失控井的井喷应急救援能力。针对井口装置腐蚀、冲蚀、锈蚀而密封不严的井控隐患，国内外均已成功研制了105 MPa冷冻暂堵装置、105 MPa带压钻孔装置及环形坡口机等专业化装备，形成了成熟的工艺技术[43-44]，在川渝、长庆等区块规模化应用200余井次，最高井口作业压力50.2 MPa，最高硫化氢含量5.333 g/m3。

2.3.2 救援井技术

作为井控完整产业链的重要环节，国外救援井技术经过多年发展，Halliburton、Scientific Drilling公司等已形成了一套较为完善的救援井技术和服务能力，可完成减压井、干预井、海上“U”形管井等救援井作业。核心技术包括主/被动井眼磁测距系统（图6、表2）、救援井井眼轨迹控制、连通工艺及井眼夹墙强度计算、压井参数模拟等软件，如Schlumberger公司开发的救援井模拟软件（图7）。Halliburton的救援井技术成功在墨西哥湾、得克萨斯明尼阿波利斯等重大井喷事故处置中得到应用。为了完善救援井技术系列，国外还开发了主/被动声幅测距系统、主动电阻率测距系统等，以适应不同的钻井液和地层需要。

图6 主/被动井眼磁测距系统图

表2 国外公司商业化磁测距系统性能指标表

图7 国外软件模拟救援井压井图

国内救援井技术还停留在研发阶段。中国石油大学高德利院士团队在井眼轨迹测量误差分析、救援井轨道设计、救援井压井模拟计算等方面发表SCI论文15篇，获得授权发明专利16件，取得了部分理论研究成果[45-51]，研制了耐温125 ℃、高精度静磁（0.1 nT）信号探测测距系统工业样机。

3 结论与展望

自“六五”以来，我国井控技术虽然取得了长足进步，但对于深层、超深层油气勘探和高产井建设的需要来说仍存在技术瓶颈，主要体现在碳酸盐岩地层压力预测理论、溢流早期识别技术还不满足生产需要，可视化压井软件以及救援井技术方面与国外存在较大差距。随着勘探开发领域的不断拓展和“水平井+大规模压裂开发方式”的产生，漏喷同存的钻井将成为常态，建议井控技术在如下方向加快攻关：

1）深入研究碳酸盐岩、火成岩气藏的地层压力异常机制，开展地层压力、溢流速度、油气圈闭容积预测及多因素对井控风险的影响。

2）拓展早期溢流识别新方法，开展多种方式的井下溢流识别传感器、井筒环空液面监测仪、钻井液进出口精准流量监测仪研制，完善浅层次生气溢流防控的技术规范。加大钻井安全密度窗口扩展技术研究与技术推广，研究基于试井的高压低渗气层欠平衡井控风险评价技术，形成向下拓展压力窗口的评价软件，开展适应水平井钻井的恒压力梯度控压钻井新技术研究，拓展水平井水力延伸极限，形成安全密度窗口扩展技术系列。

3）针对复杂工况压井难题，加强压井边界条件研究，建立基于井底平衡、最快压稳、井筒最大承受能力等准则的压井模型，开发基于井筒缺陷的工艺参数动态优化与压井方式转化的动态可视化压井模拟软件，为压井提供科学依据和高效作业支持。

4）针对井控应急救援技术对更高压力级别、更高产量、更多样的井喷失控不适应的现状，攻关高效冷却掩护、精准连续切割、重置装备自动对中技术，以适应“三高一超井”以及特殊井口的井控应急救援需要。在救援井主动无线随钻井距测量、救援井井眼轨道设计、目标井中靶安全控制、压井模拟等方面开展系统攻关，形成关键装备和软件，补齐救援井技术短板。