精细控压固井在ST7井的应用实践

罗双平，杨哲，舒畅，周焱

中国石油西南油气田分公司 工程技术研究院 (四川 成都610017)

在井下出现喷漏同存情况，且钻井液密度窗口窄，井控风险大时，精细控压钻井技术是一个行之有效的解决办法[1]。控压固井，主要用于解决窄安全密度窗口（≤0.05 g/cm3）等压力敏感性地层固井，防止固井中井漏与溢流的发生。保证顶替效率条件下的施工排量模拟，保证压稳和防漏的浆柱结构优化和井口压力控制的前提下[2]，以动态当量密度（ECD）控制为核心，通过施工前降低钻井液密度，减小静液柱压力，同时在井口实施精细回压控制，防止固井过程井漏，以及停泵或静液柱压力小于地层孔隙压力时溢流，主要目的是保持井底环空压力在孔隙压力与破裂压力之间，最终实现压力平衡固井，该方法能够提高复杂超深气井尾管固井质量[3]。

1 理论基础与应用背景

1.1 理论基础

利用精细控压钻井装置在井口节流产生回压或施加井口补偿压力，使注水泥过程通过井口压力和流体在环空的流动摩阻达到平衡孔隙压力，注水泥结束后环空继续施加一定的补偿压力，防止静压不足与水泥浆失重造成候凝期间环空窜流[4]。通过对不同排量下循环压耗、环空压力分布情况模拟，在井筒内原钻井液密度降低后，静态或动态当量密度无法压稳地层情况下，利用精细控压设备控制回压，对循环及开停泵进行压力补偿，确保井底压力动态平衡[5]，如图1所示。井底当量密度在安全密度窗口内，有效解决压稳与防漏的问题，具体要求：

Ps＜Pb＜PL

循环工况：Pb=Pf+Pc+PK

停泵工况：Pb=Pf+PK

式中：Ps为地层压力；Pb为井底压力；PL为漏失压力；Pf为静液压力；Pc为环空循环压耗；PK为井口控压（补偿）。

图1 精细控压井底当量密度控制

流动摩阻的计算是精细控压固井中相当重要的一部分，计算结果的准确度影响到固井质量以及固井的安全，ECD 主要是计算环空流动压降，流动压降计算偏大，会造成设计的施工排量偏小，使水泥浆顶替泥浆的效率降低，引起泥浆的窜槽。压降预测值偏小，会造成设计的施工排量偏大，使得井底压力偏大，当其大于地层破裂压力时，会造成井漏事故。主要影响因素有温度、环空间隙、摩阻系数、水泥浆本身性能，将这些因素综合考虑，根据达西公式得出流动阻力计算公式：

式中：R 为修正的雷诺数；ρ 为流体的密度，g/cm3；V为流速，m/s；DW、DC为井眼直径与套管直径，cm；De为修正后的水力直径，cm；k为非小间隙的环空分段数；m 为小间隙环空分段数；L 为每段的段长，m；Rj为小间隙环空每段对应的偏心效应系数。

固井流体浆柱结构设计是固井设计的重要内容之一，设计的主要内容是对前置液和水泥浆进行段长、密度、用量和性能参数的设计，并进行环空压力平衡校核以及防气窜性能的分析，确保不压漏地层和有效控制气窜。

下套管激动压力控制是保障起下套管压稳的关键，综合考虑钻井液触变性、黏滞力和套管柱下入惯性动能等影响因素，构建下套管激动压力新数学模型，基于下套管激动压力模拟结果，优化指导钻井液密度和性能调整、套管下放速度以及井口压力控制，确保下套管过程中井筒压力平稳，试验井下套管未发生井漏，实现下套管过程环空激动压力精确计算：

式中：ΔP1为钻井液触变性引起的激动压力，MPa；ΔP2为钻井液黏滞力引起的激动压力，MPa；ΔP3为管柱下入惯性动能引起的激动压力，MPa。

水泥浆注替阶段精细控压压力平衡法固井注水泥过程要求通过环空控制一定回压，保证目标层位置当量密度达到控制要求，环空回压的控制计算要求满足如下关系：

式中：ΔGS为控压过程地层破裂压力当量密度安全值，g/cm3；Gpgoal为目标井段地层控制当量密度，g/cm3；ECDgoal为目标位置实际环空循环当量密度，g/cm3；Hvgoal为目标位置垂深，m；pfa为注水泥过程环空流动摩阻压力，MPa。

1.2 应用背景

川西北区块已完井4口，该区块油气显示活跃、喷漏同存、裸眼段长、存在多个压力体系等难题，采用正注反打固井方式，固井效果差，存在悬挂套管喇叭口窜气情况。该区块7口固井施工中2口井使用精细控压固井，从表1、表2 对比可以看出在压力窗口较窄、显示活跃的井，使用控压固井工艺固井质量合格率及优质率明显提升。

从图2 及表3、表4 可以看出，Φ241.3 mm 井眼固井裸眼段长，四开钻进纵向上地层从须家河组—栖霞组穿过8套地层，井漏复杂显示5次、溢流1次，气测异常6 次，井漏和气测显示频发，密度窗口窄，该段显示情况见表4。

表1 双鱼石区块油层悬挂固井情况

表2 川西地区部分井尾管固井段安全窗口密度

图2 ST7井身结构

2 固井施工难点

1）该井固井井深7 582 m，裸眼段长达3 610 m，在不降低排量、保证顶替效率的情况下控制好施工各阶段的井筒压力，环空压力实时调整控制难度大。

2）密度窗口窄。该段钻进过程中，在多个层位发生井漏和气测异常，在长兴组发生溢流，通过加重密度2.07↑2.12 g/cm3压稳，固井施工中存在井漏和气窜风险。

3）电测井底温度160 ℃，对水泥浆体系稠化时间和稳定性要求较高。

3 应对措施

1）重浆盖帽+环空控压保障起下钻安全，通过起钻前重浆压水眼，控压起至管鞋，注重浆盖帽，拆除选装控制头，用常规方法起钻起完；常规下钻至管鞋，装旋转控制头，控压下钻，解决起下钻、下套管和井筒压力控制的问题。

2）施工前模拟注水泥及替浆过程井筒压力范围，确定控压值，确保注替水泥浆时不发生井漏和气侵。

3）固井施工前适当下调钻井液密度，确保顶替效率。

4）采用缓、中、快干三凝水泥浆，优化水泥浆体系，水泥体系中快干水泥浆为韧性高温防窜水泥浆体系，中凝、缓凝浆为高温防窜水泥浆体系。

4 ST7井固井施工

4.1 控压通井

1）固井前钻进作业使用密度为2.06 g/cm3，通过前期多次起下钻实测，计算井底当量密度约为2.09～2.11 g/cm3。

2）起钻前注入2.37 g/cm3压水眼重浆11 m3，顶替2.09 g/cm3钻井液1 m 压水眼；按井底当量密度2.09 g/cm3计算，起钻控制套压0.5～2.0 MPa 起钻至4 000 m管鞋；注入2.37 g/cm3重浆23.5 m3，顶替井浆23 m3，注2.37 g/cm重浆3 m3，顶替原井浆1 m3压帽，安装防溢管，敞井起钻。

3）下钻过程采用常规下钻方法至套管鞋，先替出上部井段重浆，按井底当量密度2.09 g/cm3计算，控压0.5～2.0 MPa 下钻到底,异常情况可提前安装旋转总成控压下钻，当控制套压超过3 MPa，注重浆后继续下钻至钻头出套管鞋。

表3 四开井漏情况

表4 钻进气测显示情况

4.2 控压下套管

1）下Ф184.2 mm 套管至井深3 500 m，接循环头，开泵循环钻井液，顶出密度2.37 g/cm3重浆，下全部套管至井深3 848.78 m，接悬挂器，用139.7 mm钻杆下送套管至井深3 860.27 m。

2）装旋转胶芯总承，控压循环钻井液，套压控制0.5～2.0 MPa替出剩余2.37 g/cm3重浆。

3）控压1.4～1.7 MPa 用Φ139.7 mm钻杆下送套管至井深7 444.73 m。

4）控压0.5～2.0 MPa 循环降密度2.06↓2.03 g/cm3处理钻井液，控压1.6～1.8 MPa，投球，送球，丢手坐挂。

4.3 控压注水泥浆

ST7井注水泥施工流程见表5。

1）为确保顶替效率，下送套管到位后全井降钻井液密度2.06↓2.03 g/cm3。

2）设计优化三凝水泥浆体系，水泥体系其中快干浆为韧性高温防窜水泥浆体系，快干水泥密度2 g/cm3，其中缓凝水泥浆2.05 g/cm3、中凝水泥浆2 g/cm3为高温防窜水泥浆体系，缓凝与中凝水泥浆界面为5 200 m，中凝与快干水泥浆界面为6 700 m，形成梯级匹配浆柱结构，施工排量1.1～1.3 m3/min，套管环空施加1.0～4.2 MPa压力控制，达到全过程动态压稳与防漏目的。环空浆柱结构与压力分布图如图3所示。

表5 ST7井注水泥施工

图3 环空浆柱结构与压力分布图

5 精细控压施工效果

1）注施工过程排量达到1.1～1.3 m3/h，替浆过程排量0.9～1.2 m3/h，顶替效率91.6%，注替水泥浆过程通过控压调整，起到了井筒压力动态平衡，防止了固井期间井漏和溢流的发生。

2）下钻探塞至3 724 m 探得上水泥塞面，钻塞至3 734 m，塞厚10 m，喇叭口试压12.6 MPa，稳压30 min，压降0.2 MPa。

3）采用CBL-VDL 固井质量综合评价测井，测井解释结果显示：水泥胶结优良井段为56.2%，水泥胶结中等井段为41.1%，水泥胶结差井段为2.7%。全井段固井水泥胶结合格率为97.3%，测井评价为合格。

6 结论与认识

1）精细控压固井在窄密度窗口固井，能有效解决井漏、气侵给固井施工带来的井控风险。

2）运用精细控压固井，能大幅度提高固井质量。

3）加大精细控压固井在深井、高温井、小井眼复杂井段的施工应用。

4）精细控压固井需要对地层压力监测，取得该段真实的压力窗口。

5）要对不同排量、液体在管柱内顶替变化过程中井筒各处压力理论研究，建立流体与压力的模型。