动态平衡固井技术与实践

鲜明， 陈敏， 余才焌， 刘洋， 吴朗

川西北地区随着勘探层位不断加深，尾管固井封固段加长，长裸眼段多套压力系统并存，漏喷同存主要表现为茅口-龙王庙组，安全当量密度窗口窄（小于0.05 g/cm3）、地层压力系数高，环空压力控制难度大，井控风险非常高，固井工程面临严峻挑战。前期已完成固井作业的LG062-C1井，飞仙关地层压力系数1.76～1.91，常规尾管固井工艺未能实现对飞仙关高压气层压稳，最终导致φ114.3 mm尾管喇叭口窜气；LT1井φ168.3 mm尾管固井由于井底志留系漏失造成栖霞组气窜，导致下一开次志留系-龙王庙组顶不能实现降低钻井液密度，钻进风险极大。为此，针对漏喷并存的复杂条件，探索了动态控压固井工艺，实现对不同作业阶段的精细环空压力控制，杜绝了井控风险，确保了小间隙环空封固质量。

1 动态平衡固井技术的必要性

川渝地区属盆地区域，地质构造复杂，地层横向差异大、纵向油气水漏显示多、压力层系多，尤其是川西北部及南部地区下二叠系及以下深部储层，钻井勘探风险及难度极大，主要特点是高温（大于160 ℃）、高压（地层压力系数大于2.10）、高含硫（大于10 g/m3）、超深（大于6 500 m），更为严重的是纵向上复杂的压力层系使各层套管难以满足对不同地层压力实施有效分段封隔，从而导致同一井段喷、漏、卡、塌、高压盐水等多个工程复杂情况共存，尤其是深部地层，钻遇目的层局部裂缝发育、存在压力漏斗等情况，井漏不可避免。由于地层压力、地层漏失压力、地层破裂压力与钻井液密度4者非常接近，压力系数均在2.20～2.50之间，安全密度窗口窄。通过堵漏提高地层承压能力来提高钻井液密度，从而达到平衡压稳地层的目的难以实现。钻进期间喷漏共存，采用精细动态控压可解决这一钻井技术难题，实现钻进、起下钻、空井等各个作业工况下，井筒处于不漏或微漏、地层流体不出或微量流出的可控状态下安全作业。但固井作业有别于钻井，是一次性工程，必须全过程实现平衡压稳才能防止固井后发生窜气现象，而常规固井是采取全过程静当量密度平衡压稳地层进行施工作业。针对这类窄窗口、 喷漏同存井， 若采取加重钻井液密度使静液柱压稳地层， 则下套管、 循环、 固井施工等作业过程中， 又可能诱发井漏， 这不仅污染气层， 增加作业成本， 更影响封固质量。复杂的井筒条件对固井作业压力控制提出了更苛刻的要求。

2 动态平衡固井关键技术

2.1 技术原理

动态平衡固井是在下套管、 固井施工、 起钻、候凝等各阶段作业过程中， 利用钻井精细动态控压系统控制井口回压， 以确保钻井液动态当量密度大于地层压力而小于地层漏失压力，使井筒处于压稳而不漏的状态下安全完成的全过程动态平衡固井施工作业。全程平衡压稳是核心，动态实现平衡是技术的关健， 从下套管作业、 固井注替施工至候凝全过程实现动态平衡是本技术的特色。为了实现动态平衡应确定2个关键值， 即压稳地层的当量密度值和地层漏失压力对应的当量密度值， 从而确定控压窗口即安全作业区间值。同时精确计算环空浆柱流动摩阻大小， 为确定井口动态控压多少提供依据，确保作业过程实现既压稳地层而又不发生漏失。

2.2 地层漏失压力确定

川西北地区尾管固井封固吴家坪、茅口、龙王庙高压气层及栖霞、高台组等易漏地层。井筒漏失问题制约固井质量的提升，影响井筒完整性。窄密度窗口易漏失井一次性正注固井成功的关键点在于准确掌握地层承压能力，保证固井过程中地层薄弱层位环空循环当量密度不高于地层漏失压力。川西地区超深井井筒条件复杂，安全密度窗口窄，承压试验易诱发井漏，固井作业期间的小间隙环空摩阻也远高于钻井液循环摩阻，非常有必要建立地层漏失压力预测模型，判断漏层及地层承压能力[1-2]。

1）以最大拉应力理论作为岩石破坏判断准则。根据弹性力学中的线性可叠加理论，得到非均匀地应力下井壁处各向应力。

径向应力表示为：周向应力可表示为：

根据最大拉应力强度理论，当井壁周向应力达到最大抗拉强度时，对应的井内压力即为破裂压力：

式中， pi和pp分别为井筒液柱压力和孔隙压力， Pa；θ为研究点矢径与最大水平应力σH的夹角；σh和σH分别为最小水平地应力和最大水平地应力， Pa；St为岩石强度， Pa；α为有效应力系数， φ为孔隙度。

2）以摩尔-库伦理论作为岩石破坏判断准则。式（5）是关于主应力σ的一元三次方程，其实根即为3个方向主应力，式中剪应力和均为0。

式中， σr、 σz、 σθ分别为径向、 轴向、 周向应力， Pa ；τ为剪切应力， Pa。求解得到第一主应力、 第三主应力， 并带入摩尔-库伦判断准则， 得到破裂压力：

式中，ε为构造应力系数；β为相对于最大水平地应力的方位；C为黏聚力，Pa。

3）流体在裂缝中运移压力损耗计算。

式中，PV为塑性黏度，mPa·s；f为漏失压力校正系数，H为垂深，m；round为取整算子；K为漏失强度系数。

4）漏失压力当量密度计算。根据当量密度计算公式，得漏失压力：

2.3 地层压力确定

川西地区下二叠统茅口组、栖霞组勘探程度低，地层压力系数通过实钻摸索已能确定。以LG70为例，设计茅口组地层压力系数为1.80，设计钻井液密度为1.80～1.95 g/cm3，实际钻井液密度为2.03 g/cm3，且停泵状态下关井套管压力为5.5 MPa。通过多次降密度释放地层圈闭压力和短程起下钻、静观验证后，确定了高压气层压力系数为2.08，控制当量密度达到2.11 g/cm3即可满足下套管期间井控安全。套管下至上层管鞋或井底后，全井循环降低井筒密度，通过排量变化实现固井前对气层的动态压稳。

2.4 环空压耗流变学计算模型

准确计算环空流动摩阻，是注替参数优化设计的关键。固井前循环降低钻井液密度，静液柱压力小于地层压力，静态无回压工况下处于欠平衡的状态。固井作业注替期间当量循环密度等于或略大于地层压力。采用偏心环空流动摩阻计算模型，为欠平衡工况下实现合理的环空压力补偿提供依据。

假设套管偏心度为e，当量直径为De，偏心环

空流动雷诺数为：

式中，ρ为流体密度，kg/cm3；v为环空流速， m/s； K、n分别为稠度系数和流性指数；τ0为动切力，Pa；dco/dw为管径与井径之比。

当环空间隙小于12.7 mm或井径与套管外径之比小于1.20时，属于小间隙井。与常规间隙井相比，小间隙环空中裸眼段井壁粗糙度、边壁效应等因素对流动的影响明显增大，因此需要对雷诺数及紊流临界雷诺数进行修正。采用Crittendon提出的小间隙环空雷诺数计算模型修正当量直径：

对于常规间隙井，当量直径采用下式计算：

塞流状态和层流状态下，摩阻系数为：

紊流状态下，摩阻系数为：

式中，A、 B为伯拉休斯系数。摩阻压降计算公式：

固井过程中，计算点垂深为Hi，环空流体密度为 ρi（i=1、2…n），占环空高度为∆ Hi，长度为∆Li，单位长度摩阻压降为pi，则计算点循环当量密度为：

2.5 动态平衡固井控制系统

动态控压固井工艺是精细控压钻井技术（MPD）的延伸，可解决尾管固井小间隙、高流体摩阻、窄密度窗口条件下的敏感地层压力控制难题。具体来说，就是以较低的钻井液密度循环，建立固井作业前的井筒动态平衡；固井作业实施期间，通过地面精细控压流程，实现降排量和中停阶段的回压补偿，改变井筒压力分布剖面，使得溢漏压力敏感井段压力控制在地层孔隙压力和漏失压力之间[3-4]。

动态控压固井作业的核心部件是实时监测系统，它是整个流程实施“大脑”。该套系统实现了固井注替过程的动态参数实时获取和分析，通过实时掌握、处理与分析关键参数，计算整个作业过程压力敏感井段的静、动压变化情况，及时对地面控制流程发出动作指令，保证井筒的动态压力平衡。同时，该系统可与固井工程设计软件数据共享，完成了设计前期模拟优化和作业现场实时监测的整合，提高了软件系统的实用性与高效性[5]。动态控压固井的系统架构和实时监测情况见图1和图2。

图1 系统架构

图2 实时监测

2.6 防气窜水泥浆体系优化

固井候凝期间，气窜危险时间内水泥胶凝体的高渗透率是早期气窜的主要潜在通道。一般认为：气窜的危险时间是静胶凝强度48～240 Pa时间段。普通水泥起胶凝结构到初凝前的时间段内，会随着时间的延长胶凝渗透率逐渐减小，但渗透率仍是终凝水泥石数十倍。纯水泥48 Pa时的渗透率甚至达到了40 mD以上，而国外对防窜能力的最低要求是水泥浆在48 Pa时的渗透率要小于29 mD[6-7]。针对川西探区油气显示活跃、后效气侵严重的特点，通过功能性外加剂对水泥浆进行优化，降低胶凝体的渗透率，增加气窜阻力，达到防气窜的效果[8]。室内实验评价了不同的水泥浆配方对胶凝体渗透率的影响，结果见表1。

表1 不同水泥浆配方对胶凝体渗透率影响

加入液态降失水剂后有效控制了水泥浆的失水，胶凝体渗透率也得到了显著降低，说明失水控制良好的水泥浆在塑性状态下渗透率也会较低，驱替更困难，提高了抗窜能力，从实验结果也进一步说明了水泥浆失水对防窜性能的重要性。增强型防窜水泥胶凝体形貌见图3。在控制失水的基础上，进一步加入了聚合物柔性防窜剂和矿物增强材料，增加液相黏度，堵孔成膜，增加了浆体内聚力，进一步降低了胶凝体渗透率，水泥胶凝体喉道直径小于2 μm，增强了水泥浆气窜阻力，形成的增强型防窜水泥浆体系危险时间内的胶凝渗透率可降低至3 mD（15%胶乳浓度水泥体系的胶凝体渗透率为3.7 mD），极大提升了水泥浆胶凝体抗气侵能力。

图3 增强型防窜水泥胶凝体形貌

3 现场应用

3.1 LG70井全程平衡压力固井创新实践

LG70井是西南油气田部署在川北低平构造带剑阁构造的一口预探井，完钻井深7 793 m，目的层为志留系。该井六开φ139.7 mm井眼存在井超深、高温、小间隙流体摩阻大，同一裸眼井段存在多层区域性储层、高低压互存，极易出现上喷下漏。裸眼段共钻遇10个显示层、4个漏层，地层出水4次，漏、涌交替发生，其中茅口组实钻钻井液密度1.95～2.05 g/cm3，栖霞组设计压力系数1.36，采用密度1.97～2.00 g/cm3钻井液完钻，不同层系安全密度窗口窄，后效气侵严重。即使通过前期的承压堵漏作业，安全密度窗口当量也仅在2.08～2.12 g/cm3,因此常规小间隙尾管固井工艺难以满足环空有效封固。为此提出了超深井小间隙尾管全过程动态平衡压力控制固井方案，见表2。在实施过程中，通过优化浆柱结构，强化浆体的高温流变性和防漏性能，工艺上以压稳防漏为主，优化注替排量，配备精细化控压流程，采用井口精细动态控压防窜、低压地层当量密度平衡防漏及带压起送入管柱的作业方式，确保茅口、栖霞组压力敏感地层当量密度处于2.08～2.12 g/cm3安全窗口之内，见图4。实现了注替期间动态防漏和停泵静止期间防气窜，解决了1 011.3 m小间隙、长封固段茅口组异常高压和栖霞组压力系数低一次性注水泥上返的难题。

图4 LG70井φ114.3 mm尾管固井平衡压力控制

3.2 动态平衡压力固井技术应用效果

中石油川渝第一深井LG70井φ114.3 mm尾管固井作业中，首次应用全过程动态平衡压力控制尾管固井工艺，实现了窄密度窗口漏喷同层复杂井况下注水泥一次性上返，固井优质率达86.6%，合格率为90.9%。此后，在LT1井φ114.3 mm尾管、ST8井φ177.8 mm尾管固井作业中，均采用全过程动态压力控制技术，实现了高密度、窄压力窗口条件下良好封固，杜绝了环空气窜的发生。LG70井φ114.3 mm尾管固井质量测井解释见图5。

表2 LG70井φ114.3 mm动态平衡尾管固井作业流程

图5 LG70井φ114.3 mm尾管固井质量测井解释

表3 川西深井尾管固井工艺对比评价

4 认识与建议

1.川西地区纵向上地层具多压力系统、喷漏同存、窄安全密度窗口固井封固质量难以保证，针对性地开发了动态平衡尾管固井工艺，并在LG70井等3井次固井实践中取得成功，标志着川西复杂超深井、小间隙尾管固井技术取得阶段性进展，为后续超深井窄密度窗口条件下防窜、漏提供了一种切实可行的全新固井模式。

2.通过深化开展川西地区超深井窄密度窗口平衡压力固井技术难题攻关，形成以窄密度窗口固井环空压力控制和高温防窜水泥浆体系为核心的固井配套技术，不断提升川西复杂地层尾管固井质量，满足重点区块勘探开发进程。

3.全过程动态平衡压力固井工艺是精细控压钻井技术的延伸。由于固井作业的特殊性， 对控压流程的硬件诸如节流阀响应灵敏度、 压力控制精度、 回压补偿系统、 出口流量监测等方面有更精细瞬态响应要求；同时， 超深井多相流水力学计算是实施环空压力控制的基础， 动态压力监测系统是整个控压作业流程的中枢， 只有软、 硬结合， 才能使得复杂深井控压尾管固井技术不断迈向“精细化、 智能化、 信息化”。

致谢 动态平衡压力控制尾管固井工艺及配套系统的研发和现场试验受到西南油气田分公司、川庆钻探工程有限公司相关工程技术管理部门、现场施工各协作单位及控压固井技术研发团队全体成员的大力支持和协助，在此一并表示感谢！

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