精细控压钻井技术在南海东部油田的适用性分析

刘东涛

中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司（广东 深圳518000）

南海东部地区勘探开发进程正在向深井复杂地层不断深入，由此所带来的钻井作业难题也越发突出，如三压力密度窗口窄、井壁易失稳等问题，对钻井作业过程造成了很大负面影响[1-2]。精细控压钻井技术通过精细控制整个井筒压力，减少了地层流体的侵入，有效解决了上述钻井作业难题的手段之一。自21世纪初以来，在海外诸如北海、亚太、墨西哥湾等地区精细控压钻井已经成为海上勘探开发的一种必备技术。诸多油田技术服务公司先后成功开发了控压钻井系统并推广应用，取得了良好效果[3]，如斯伦贝谢的DAPC系统，威德福的MFC系统和哈里伯顿的MPD系统等；在国内，中石油自主研发的PCDS精细控压钻井系列装备在塔里木、辽河、大港等油田也取得了显著成效。虽然精细控压钻井技术近年来在我国陆地油田成功引进并广泛应用，但在海上应用该技术国内尚处于起步阶段。中海油在渤海地区的多个油田区块进行了精细控压钻井应用，并取得了成效，为南海东部地区精细控压钻井技术的应用提供了借鉴和参考意义。

1 精细控压钻井技术简介

1.1 精细控压钻井硬件设施及控制系统

海上控压钻井技术及设备采用全自动化控制技术，避免了手动控压人员误操作。图1为海上精细控压钻井设备，通过旋转防喷器及其控制系统（RCD）、自动节流系统、远程控制系统、回压补偿系统、随钻环空压力监测（PWD）、井下止回阀、液气分离器等，实时控制整个井眼环空压力剖面的过程，压力控制精度高，井筒压力波动范围小于0.34 MPa（50psi）。

图1 海上精细控压钻井设备

1.2 精细控压钻井技术原理

精细控压钻井系统通过直接或间接采集立管压力、井口回压、钻井液入口流量、出口流量、钻井液密度、钻井液温度、钻井液电导率、钻井液性能、循环罐液面高度、钻进速度、钻具悬重、气测烃值含量、泵速、扭矩、岩屑直径等数据，并将数据进行综合分析和合理的逻辑判断[4]，确定井下是否出现溢流、井漏、井壁掉块等异常，并通过调节节流阀，实现精细控制系统环空压力剖面和井底压力精细控制的目标，快速解决所出现溢流、井漏、井壁掉块等井下复杂情况[5]。技术原理如图2所示。

图2 精细控压钻井技术原理

目前海上常用的精细控压钻井模式是通过微流量控压钻井和井底恒压控压钻井技术来实现的。微流量控压钻井技术通过控制出入口流量，保证井筒内压力处于一种平衡状态，实现控压钻井；井底恒压控压钻井技术主要通过控压钻井设备控制井口回压[6]，在钻井过程中，通过采集的各种相关数据进行水力计算并对比实际和目标压力，实现井底或某一深度处压力恒定钻井。

1.2.1 钻进工况下精细控压钻井方法

在钻进工况下，精细控压钻进系统根据监测到的排量、压力等数据，对比当前作业数据和所需调节的目标数据，由差值进行自动调节，通过调节节流阀进出口流量的大小，以实现精细控压[7]。图3是钻进工况下精细控压钻井技术流程。

图3 钻进工况下精细控压钻井技术流程

1.2.2 起下钻、接立柱工况下精细控压钻井方法

在起下钻、接立柱工况下，泥浆泵停泵之前需将固井泵打开用以回压。泥浆泵排量逐渐降低至零的过程中，自动节流管汇对其进行压力控制，通过固井泵在井口逐渐增加相应的回压以补偿环空循环压耗，从而实现停泵过程中压力的平稳过渡[7]。接完立柱后，逐渐打开泥浆泵，通过自动节流管汇进行压力控制，直至泥浆泵排量提升至钻进排量。起下钻、接立柱工况下压力控制流程见图4。

图4 起下钻、接立柱工况下精细控压钻井技术流程

2 精细控压钻井技术在海上油田的应用

精细控压钻井技术在渤海湾现已应用17口井，取得显著效果。在渤海油田的钻井实践中，作业井常见的问题有密度窗口过窄、高压高产及气侵严重以及由此引发的漏喷、卡塌等复杂情况。在针对性地应用了精细控压钻井技术后，有效解决了以上诸多钻井难题，规避了井控风险，提升了作业效率。

1）为井控安全保驾护航。LD1井、LD1Sa井、LD2井通过高精度控压监测系统及时发现溢流，调整井底压力，迅速控制井口，避免井控险情。

2）解决了气侵钻井难题。LD1井、LD1Sa井单根气活跃，通过控压循环排气实现边钻进边排气。

3）解决了“窄压力窗口”难题。LD1Sa井是典型窄压力窗口井，常规钻井方式存在困难，精细控压钻井顺利钻进105 m。

4）解决了溢漏同存难题。CFD1井在常规钻进过程中，很难找到压力平衡点，容易出现上漏下喷的现象，精细控压钻井顺利解决了这一难题。LD3井预测最高地层压力系数1.65，四开使用1.55 g/cm3钻井液密度精细化控压钻进，未发生溢漏复杂情况，大大提高了钻井效率。

5）大幅缩短了非生产时间。CFD2井通过井口带压快速平衡井内压力，控制井口，实施带压强行下钻，解决了井控险情，同时有效预防或避免了井塌、压差卡钻等井下复杂情况的发生，显著提升了钻井效率。

表1 为精细控压钻井技术在渤海湾现已应用井总结。从该17口井的应用效果来看，通过“井底恒压+微流量”控压钻井技术，有效降低了井底压力波动，保障了井下安全；通过实时监测进出口钻井液流量和密度等参数，及时发现溢流、井漏，有效预防了压差卡钻、井塌等复杂情况的发生，从而保障了技术方案的顺利实施；通过参数的精准监测来准确摸清地层压力窗口，采取适当降低钻井液密度的方法钻进，从而减轻地层伤害有效地保护和发现储层；此外，该技术实现了近平衡钻井，提速、提效显著，大幅度缩短了非生产时间、钻井周期，降低了钻井综合成本，从而提高了经济效益[8]。

表1 精细控压钻井技术在渤海湾应用情况

3 精细控压钻井技术在南海东部油田的适用性分析

3.1 南海东部钻井的特点及面临的主要问题

精细控压钻井技术在渤海油田的应用实践中取得了一定成效，但是否可以有效应用于南海东部油气田的钻井作业中，还需要进一步的分析和评价。渤海油田水深较浅（10～50 m）、储层相对疏松且裂缝发育、井深较浅等特征，而南海东部油气藏多位于水深在100 m以上区域，储层相对致密，其油气井多具有井深大、井眼轨迹复杂等特征[9]。

根据南海东部的钻井实践，筛选出XJ油田某区块和LH油田某区块作为两个目标区块，先由三压力曲线分析两个区块目前存在的问题，然后进行精细控压钻井技术的适用性分析及预评价。

3.1.1 XJ油田某区块现存问题

图5 为XJ油田某井三压力曲线，从图5可以看出，该区块的下部地层（恩平组、文昌组）最大坍塌压力对应的当量密度高达1.35 g/cm3，极易造成井壁失稳等井下复杂情况。

3.1.2 LH油田某区块现存问题

图6 为LH油田某井三压力曲线，从图6中可以看出该区块地层压力窗口（坍塌压力、漏失压力）较窄，仅1.10～1.35 g/cm3；若钻井工程为大斜度井、水平井，一旦裸眼段较长，则井底当量泥浆密度（ECD）高，极易造成井下漏失。

图5 XJ油田某井三压力预测曲线

图6 LH油田某井三压力曲线

3.2 适用性分析及解决方案

根据以上问题，结合精细控压钻井技术，进行适用性分析并给出解决方案。

1）针对坍塌压力较高，漏失压力较低地层，钻进期间通过精细控压钻井系统控制井口回压，实时调整钻井液密度，从而实现微过平衡钻井，保证井壁稳定。在钻进的过程中逐步降低泥浆密度调整压力至坍塌压力系数，在降低泥浆密度的同时，观察井壁的稳定性。

XJ油田某区块恩平组、文昌组地层使用1.35 g/cm3钻井液钻进，停泵期间通过精细控压钻井系统对井口控制回压1～2 MPa，保证井眼稳定[10]。

2）针对压力窗口窄的地层，可降低钻井液密度调整压力至坍塌压力系数及以下，在微流量控压钻进过程中，系统可实时监测井底溢流情况，一旦发现溢流，系统会发出警报，提醒操作人员注意，同时自动增加井口回压循环至井底压力大于地层孔隙压力。

LH油田某区块，可降低钻井液密度至1.10 g/cm3，停泵期间通过精细控压钻井系统对井口控制回压使得井底ECD大于1.15 g/cm3，保证井眼稳定，压稳地层，实施控压排污。

4 结论与建议

1）精细控压钻井技术通过实时监测进出口钻井液流量和密度等参数，及时发现溢流、井漏，有效预防了压差卡钻、井塌等井下复杂情况的发生。

2）精细控压钻井技术能降低钻井液密度，提高机械钻速，可减少现场复杂情况和事故的发生次数，从而有效控制钻井作业的时间和经济成本。

3）精细控压钻井技术能大大减少钻井液的漏失，从而保护储层，提高油气井产能，增加油气田开发的整体效益。

4）精细控压钻井技术在渤海地区已经广泛应用并取得了良好效果，但在南海东部地区却不曾应用。经适用性分析，建议在南海东部地区的XJ油田、LH油田等地层复杂的油田先行应用，在上述区块逐步探究尝试成功后，可大力推广应用，解决钻井复杂难题。

5）对于南海地区深水区块（如LH11-1等）特有的水下井口类型井，目前在我国的海洋钻井实践中还没有精细控压作业的经验可供参考。由于水下井口隔水管较长并且钻井船的升沉运动可能造成井涌检测困难，这些都会对精细控压作业的测量准确度带来不确定性，从而带来潜在钻井风险。因此，对于精细控压钻井技术在这类井的应用还需要进一步的深入调研，对现有的精细控压设备也要做出相应的改进。