精细控压固井技术国内进展及下步发展方向

聂世均，邓 理，鲜 明，2，冯予淇，2，廖富国

（1.国家能源高含硫气藏开采研发中心，四川成都610051；2.川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川成都610052；3.川庆钻探工程有限公司川东钻探公司，重庆401120）

1 背景

随着深层油气藏勘探开发加速，固井作业面临的地质构造和地质条件越来越复杂，井筒纵向差异越来越大，同一封固段油气水显示多、压力层系多，给常规固井作业带来了诸多技术难题，如水侵、气侵、井漏、溢流等。这些问题不仅增加了井下作业风险，而且还会影响固井质量和破坏井完整性，因此常规平衡压力法固井技术已经难以满足该类复杂地层固井要求。针对这一问题，国内外在窄压力窗口固井过程中提出了精细控压固井的新理念，通过固井参数优化设计、井筒水力学参数实时模拟与井口回压控制装备相结合，实时精细控制固井过程中井筒压力，使目标层位压力始终维持在安全密度窗口范围内[1-2]，防止井涌、气窜和漏失等复杂情况的发生，实现水泥浆一次性上返，并为后续提高固井顶替效率和质量奠定基础。

2 技术原理及关键节点

精细控压固井源于精细控压钻井，是将固井基本原理、控压钻井原理、控压钻井装备和控压软件系统等有机整合，并应用到固井作业过程中。针对窄密度窗口、喷漏同存条件下的固井，通过准确界定井下压力窗口，精细压力模拟设计，精确控制井筒环空压力分布，并通过地面控压固井流程实施精准的环空压力剖面管理，合理有效地控制环空当量密度大于压稳气层压力梯度而小于地层漏失压力梯度[3]，使井筒处于压稳而不漏的状态（图1），确保目标地层井筒压力始终控制在窗口值范围内，实现安全高效固井作业的目的。

图1 精细压力固井原理图

式中：PH——压稳油气层压力；

PL——地层漏失压力；

PD——固井期间环空压力；

Pha——环空静液柱压力；

Pfa——环空循环摩阻压力；

Pka——井口控压值。

通过工艺流程分析，精细控压固井主要包含4个关键节点，并实现目的层段的压力闭环控制管理。

（1）井筒当量密度窗口确定，需要确定固井作业的压力下限（不侵、不窜、不溢）和压力上限（不漏）；

（2）精细控压固井模拟设计，需要优化流体参数、浆柱结构和作业参数等，准确模拟固井作业过程中剖面上压力分布和变化情况；

（3）精细控压装置系统，包括有回压补偿、压力/微流量监测与环空压力控制、数据实时采集及监测控制等，实现固井数据采集、分析和节流阀、平板阀的自动控制；

（4）作业实施方案，需要编制和完善下套管、循环、固井到候凝整个作业过程的实施方案和流程，指导固井作业执行。

3 国内技术发展进展

国外精细控压固井最早报道起于2003 年Enhanced Drilling 公司在里海区域的控压固井作业，之后斯伦贝谢、哈里伯顿、威德福、Enhanced Drilling等固井服务商依托自身的控压钻井系统形成的控压固井技术在秘鲁Sagari 油田、美国Permian 盆地，马来西亚Peninsular 海域、Sarawak 海域和 Duyong 区块，阿 根 廷Neuquén盆地和北海海上等高温高压、窄密度窗口固井中获得成功应用，有效解决了地层密度窗口窄、浅层水侵、气窜、井涌和漏失等固井难题，密度窗口在0.02～0.12g/cm3之间不等[4-5]。

国内控压固井最早出现在2011 年，中石化河南石油勘探局针对B304 井140mm 套管固井时压力窗口仅0.02g/cm3、易井漏、气窜风险高与顶替效率提升难度大等难题，提出“高效顶替、整体压力平衡”控压固井技术思路[6]，通过优化浆柱结构，环空压力、变排量顶替等工艺措施，并利用节流阀控制环空循环压力，实现水泥浆一次性上返，固井质量合格。

2015 年中石化西北局、中原石油工程公司针对塔中SN6井四开钻井中异常高压、气侵现象严重、井漏风险大(密度窗口仅为0.07g/cm3)等复杂条件，在177.8mm尾管固井作业中提出精细控压固井技术[7-10]，优化浆柱结构、优化泵注参数和水泥浆体系，采用格瑞迪斯井口控压装置合理控制实施井口动态控压，动态调整施工排量等措施，成功实施了固井作业，测井质量较同区块井有较大程度的提高，之后SN7 井177.8mm尾管也得到成功应用。

2017 年，中石油西南油气田和川庆钻探公司针对LG70井六开钻井中气层和漏层多，地层多次出水，漏、涌交替发生，密度窗口窄（0.04g/cm3），且小井眼井段长、环空间隙小等难题，首次提出了超深井小间隙尾管全过程动态平衡压力固井方案，通过优化浆柱结构，强化浆体的高温流变性和防漏性能，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作业等措施，确保了茅口、栖霞组敏感地层当量密度处于2.08～2.12g/cm3安全窗口之内，实现了小间隙、长封固、窄密度窗口尾管固井的一次性正注上返难题，作业井深达到 7793m[1-2，11-12]。2018 年，在 LG70 井基础上，进一步对工艺和井口动态控压措施优化，并在LT1 井、ST7等井成功实施了精细控压固井作业，固井质量提升10%～20%。

2018年中石油钻井工程技术研究院王朝辉针对海洋深水勘探开发面临的低温、浅层气、浅水流、异常高压层以及窄密度窗口等挑战，提出了深水控压固井技术理念，通过增加钻井泵转向器系统及控制系统维持起下钻、下套管作业、固井作业过程中所需的当量循环密度[13]。特别指出控压固井对深水无隔水管浅部地层控压固井具有较大的应用价值，可以缓解表层套管下深限制，提高固井质量，保持表层套管结构的完整性等。

2019年中石油西南油气田和川庆钻探公司联合开展了精细控压固井技术深度融合研究，对精细控压固井原理、工艺流程、现场实施方案等进行了系统研究，升级改造了控压设计软件、控压装置、控制系统等软硬件，并连续在双鱼石区块、磨溪区块开展精细控压固井现场应用（如图2所示），截止2020年3月底，在川渝地区开展了50余井次的精细控压固井作业，固井成功率100%，水泥浆一次性正注上返到位，泵注排量提升30%～40%。同期塔里木油田联合中石油工程技术研究院、川庆钻探公司等在KS13-3、DB12等井也成功实施精细控压固井作业，推动了国内精细控压固井技术的发展与应用。

图2 ST某井环空动态压力控制曲线

控压固井装备上，国外哈里伯顿、斯伦贝谢和Enhanced Drilling 公司的控压固井原理与国内基本相同，都是借助控压钻井地面流程，改变环空中井口回压来控制井筒压力。受旋转控制头类型及尺寸限制，哈里伯顿控压固井系统只适用于尾管固井，斯伦贝谢控压装备无法测量井底压力的真实变化情况，Enhanced Drilling 公司适用于海上低密度钻井液条件下固井作业[4-5]。国内精细控压固井装置以川庆钻采院、中石油工程院、格瑞斯公司的精细控压钻井装置为基础，包括自动节流控制系统、回压补偿系统、监测与控制系统、井口控制系统四大关键装备，固井作业时通过地面控压流程，实现各阶段的回压补偿、溢漏监测，使得目的层段压力控制在压力窗口间。同时川庆钻探和西南油气田针对精细控压固井开发了控压实时监测系统，实现了固井注替过程的动态参数实时获取、计算与分析，实现了与控制系统之间的数据通讯，并可与固井工程设计软件共享数据，实时进行全井段压稳防漏分析，具备一定的井下复杂情况预警分析能力。

4 技术瓶颈与下步发展方向

2017 年底以来，川庆钻探公司参与了国内精细化控压固井95%以上的固井作业，主要围绕川渝深井、磨溪—高石梯高压气井完成50余井次精细控压固井作业中，通过对前期研究及大量现场实践，国内精细控压固井技术发展存在几个技术瓶颈待突破。

第一，地层压力窗口无法准确摸清楚。配备PWD模块的钻井系统虽然能够在钻进期间实时准确获取地层漏、溢压力实测数据，但作业成本高昂。因此目前固井主要通过钻录井油气水显示、后效、井漏等实钻资料进行数据分析获取，并通过静观、承压试验和水力学计算模型验证。因此井筒纵向多套压力体系下，井筒压力分析精度因人而异，影响后续精细控压固井作业实施和效果。

第二，环空液柱压力以模拟分析为主，缺乏实测数据校验。为达到精细控压目的必须加强井筒液柱压力模拟计算，但目前所有井底压力计算均是通过理论模型获得，而建立的理论模型本身在考虑影响因素、边界条件取舍和数值计算转化等存在一定的误差，进而导致后续固井方案设计、现场方案实施的技术支持和数据缺乏精准性，控压固井效果大打折扣。而目前国内外并没有较好的方法实现固井过程中关注点压力实时监控与反馈，尤其对新探区非常规井身结构设计，计算结果失真较大。

第三，精细控压固井专用装备自动化能力有待提升。目前控压装备实现了数据的采集、远传与控制等功能，但未能实现真正的闭环精细控制管理。同时现有精细控压钻井装备的部分功能对固井作业而言显得冗余而缺乏精度，如现有控压钻井系统的私服电机驱动非线性节流模式，存在PID调节响应慢、闭环控制精度差的局限；全过程注入与返出流量系统未完全整合，不能实现漏溢微流量在线监测；现有控压钻井装备体积庞大，不便于撬装化和快速安装作业；现有控制系统未完全实现井筒压力实时模拟、反馈和控制等功能。

第四，缺乏完善的精细控压固井技术体系[14]。国内针对高压、窄密度窗口固井近几年才开始实施精细控压固井，起步晚，发展慢。作为联合作业技术，涉及到地质、录井、钻井、钻井液、固井、装备等，而其中任何一方对技术思路、技术系统不理解，单纯考虑各自企业成本着手时就难以达到既定效果，经常出现甲方控制得力则落实效果好，反之则可能出现偏差。同时目前精细控压固井技术未能全面实现“标准化现场、标准化岗位、标准化操作”，因此控压固井技术体系建设方面存在投入不足，技术不完善，设备和工艺创新性不足等，使得控压固井技术体系较为单一，难以应对复杂的地层地质环境挑战。

针对上述存在的问题，结合现有精细控压固井技术体系、装备、软硬件等，下步需要深入推进技术体系整合，按照精细化、标准化、智能化、信息化的方向发展。

（1）更加精确、直观的确定地层压力剖面。地质工程一体化条件下更加精细化的刻画地层压力剖面，并加强工程数据共享，同时固井工程师应加强钻井、地质、录井参数分析，建立一套准确的地层压力实时预测系统，如地震评价法、校正Dc指数法、测井评价法和邻井资料评估法等，然后结合静观、后效观测、承压试验等进行综合评估验证，确保地层压力取准，为精细控压固井作业奠定基础。

（2）井筒水力参数的精细模拟、刻画[4]。针对目前固井无法实时对关注点当量压力进行监测、反馈，同时井筒温度、压力等对浆体密度、流变性影响较大，有必要开展井筒温度场预测模型、井筒流体流变性变化规律、不同温度压力环境下水泥浆密度变化规律、井筒流体压力传递规律等研究，有条件情况下开展井底压力实测方法和工具研究，充分保证模型校正基础上进一步提高水力学计算精度。

（3）精细控压固井技术体系升级完善。从技术标准、技术规范、装备性能、控压固井方案、技术实施细则等加强对精细控压固井技术的改进和优化，结合地质、钻井、录井、固井、钻井液、装备控制等方向，系统化的发展精细控压固井技术。同时还应针对每井次固井作业所面临的环境不同，地层压力不同、压力窗口不同等，确定个性化的精细控压固井技术方案，更好地促进精细控压固井技术朝着系统性、个性化的方向发展。

（4）精细控压固井专用装备系统化、信息化和模块化建设。当前已经进入信息化、智能化、自动化的时代，大数据、云数据、数据链、物联网等信息技术发展日新月异，加强固井信息化建设也是促进精细控压固井技术发展的主要趋势。通过信息化建设，加强对精细控压固井数据、信息的掌握，并提出针对性的固井方案；通过专用、模块化精细控压固井装备研发，实现技术的迭代升级，提高设备在不同井场的适应性，做到“需之则来，来之则用，用之则精，固后则走”；通过加强物联网、数据链技术应用，将所有精细控压固井设备（仪表、水泥车、控压装备等）实现统一集群管理；通过加强大数据技术应用，实现各种固井数据信息的分析和筛选，实现方案实时修正和精细控制管理。

（5）加强软、硬件结合，提升控制系统动态和智能化控制。结合钻、录、固等各种测控、仿真模拟数据，实现整个精细控压固井过程的实时在线监控，实时仿真模拟并动态优化作业参数，并实时反馈控制参数到精细控压固井装置，实现自动化的闭环控制作业。通过地面控制装备和工艺流程与压力控制软件系统协同作业，更为科学进行环空压力管理，并对井筒压力复杂变化情况做出及时、正确的反馈，更为精细地调整井筒内压力剖面。

（6）精细控压固井工艺流程优化[4]，实现区块标准化、规范化作业。控压固井涉及钻井、录井、钻井液、控压和固井等多方面技术人员协同配合，必须加强控压固井实施的工艺及地面流程（如图3所示）优化，降低多方协同带来的操作误差，提高固井成功率。首先要对地层、井筒、地面有清晰认识和把控；其次要优选水力学模型，合理设计固井作业参数，实现高效顶替；再次是要优选水泥浆体系，保证密度、流变性、工程性能的匹配；最后是优化固井施工流程，优化各个阶段井口回压控制措施，保证安全高效泵注作业。

5 结论

图3 川渝地区精细控压固井工艺及地面流程

（1）精细控压固井技术能够解决窄密度窗口条件下溢漏同存、顶替效率不高、水泥浆难以实现一次性上返的难题，高效固井的同时提高固井质量。

（2）精细控压固井技术作为一项新技术，面临的对象、工艺更为复杂，对人员以及设备要求较高，同时目前还较大程度依赖于水力学模型精度和控压装备控制精度，需要在软件和装备上迭代升级，提高与实际情况的符合程度。

（3）精细控压固井未来发展的方向是信息化、自动化和智能化，虽然目前也存在一些技术瓶颈，但通过不断的技术发展，不断优化完善，该技术未来必走向更为广阔的油气勘探开发领域。