高压气井动态控压固井新技术及应用

鲜明，曾凡坤，聂世均，吴朗

（中国石油川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川 成都 610052）

四川油气田地质构造复杂，地层横向差异大、纵向油气水显示多、压力层系多，尤其是川西北部地区下二叠系及以下深部储层，特点是高温（150～160 °C）、高压（地层压力系数 1.90～2.30）、高含硫（大于 10 g/m3）、超深（大于7 000 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，是典型的超高压、窄安全密度窗口地层。针对漏喷并存的复杂状况，探索了动态控压固井工艺，实现对不同作业阶段的环空压力控制，杜绝了井控风险，确保了复杂地层封固质量。

1 川西高压气井固井技术瓶颈

随着川西探区勘探层位不断加深，尾管固井封固段加长，长裸眼段多套压力系统并存（见表1）。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—龙王庙组顶无法降低钻井液密度。不成功的实践案例表明，常规尾管固井工艺难以兼顾压稳与防漏，极大影响高压气层封固质量。

表1 川西地区多压力系统地层

实钻情况表明，针对钻进期间喷漏共存矛盾采用精细控压方式钻进，可实现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，必须全过程实现平衡压稳才能防止气窜现象。常规固井工艺是采取全过程静当量密度平衡压稳地层进行施工作业，对窄窗口、喷漏同存井存在技术缺陷，主要表现在若采取加重钻井液密度使静液柱压稳地层，则下套管、循环、注替等作业过程中，又可能诱发井漏。川西探区由于固井动态压力失衡导致漏失井次占18.6%，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 动态控压固井方案

2.1 地层漏、溢压力确定

在川西地区采用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。因此，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［1-3］。

2.1.1 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pt1即为破裂压力：

式中：pi，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，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。

2.1.2 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，式中剪切应力和均为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1主应力、第3主应力，并代入摩尔-库伦判断准则，得到破裂压力pt2：

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。

2.1.3 流体在裂缝中运移压力损耗计算

流体在裂缝中运移压力损耗pf为

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。

2.1.4 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ps：

该预测模型可用于计算地层承压初始值，如密度窗口不满足控压固井一次性上返要求，可采用复配刚性粒子及成膜固壁处理剂堵漏，封堵微裂缝，实现封喉，提高地层承压值。

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井为例，设计茅口组地层压力系数1.80，设计钻井液密度1.80～1.95 g/cm3，实际钻井液密度2.03 g/cm3，且停泵状态下关井套压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，排除后效，保证固井前对气层的动态压稳。

2.2 兼顾动态当量密度ECD与顶替效率

准确计算环空流动摩阻，是注替参数优化设计的关键，确保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［4］，为在欠平衡工况下实现合理的环空压力补偿提供相应的依据。

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；ν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为管径，mm；dw为井径，mm。

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De：

摩阻压降计算公式：

式中：f为摩阻系数；L为计算段长度，m。

固井过程中，计算点垂深为Hi，环空流体密度为ρi（i=1，2，…，j），环空不同密度介质种类数量为 j，占环空高度为ΔHi，长度为ΔLi，单位长度摩阻压降为pi，则计算动态当量密度ECD为

利用动态控压系统控制井口回压，全程动态平衡压稳是核心。前述漏、溢压力当量密度确定了控压窗口即安全作业区间值，动态当量密度ECD为准确计算井口控压值提供了依据，确保作业过程实现既压稳而又不压漏。

同时，固井注替排量设计必须考虑环空顶替效率。φ177.8 mm尾管上部环空井段在顶替排量由15 L/s调整至25 L/s时，顶替效率提升19.38%，环空水泥环填充质量得到极大改善。因此不能一味追求防漏而保守设计施工排量，低排量下引发的低顶替效率问题亦将导致环空封固失效，诱发气窜。

2.3 动态控压固井控制系统

动态控压固井工艺是精细控压钻井技术（MPD）的延伸，可有效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。动态控压固井系统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。自动控制策略采用现场装置—控制器—上位计算机控制的3层递阶控制结构，向下位机发送指令，来实现对各节流阀和平板阀的自动控制，节流精度可达±0.25 MPa。固井作业实施期间，通过地面控压流程，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［5-7］。

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”，系统架构见图1。该套系统实现了固井注替过程的动态参数实时计算、获取与分析，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，完成与其他系统之间的通讯及数据交互，负责向液气控制系统发出相应的调整指令，保证井筒的动态压力平衡。同时可与固井工程设计软件共享数据，完成了设计前期模拟优化和作业现场实时监测的整合，实现了与固井工程设计软件数据的共享，实时进行全井段压稳防漏分析，具备井下复杂情况预警分析的能力，提高了软件系统的实用性与高效性［8］。

图1 监测与控制系统架构

2.4 防气窜水泥浆体系

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［9-11］。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2。

表2 不同水泥浆配方对胶凝体渗透率影响

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3×10-3μm2（15%胶乳加量的水泥体系胶凝体渗透率为3.7×10-3μm2），极大地提升了水泥浆胶凝体抗气侵能力。

3 现场应用

3.1 LG70井全程动态控压固井工艺

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，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，常规小间隙尾管固井工艺难以满足环空有效封固。针对此类复杂情况，创新性地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3），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，实现了注替期间动态防漏失和停泵静止期间防气窜，有效解决了小间隙、长封固段（1 011.3 m）一次性注水泥上返的难题。

表3 LG70井φ114.3 mm动态平衡尾管固井作业流程

3.2 动态平衡压力固井技术应用效果

中石油川渝深井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，刷新中石油川渝地区超深井固井记录，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90.9%。后续在LT1井φ114.3 mm尾管等4井次固井作业中，均采用全过程动态压力控制技术，实现了高密度、窄压力窗口条件下的良好封固，杜绝了环空气窜的发生（见表4）。

表4 川西超深井尾管固井工艺对比评价

4 结论

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控压尾管固井工艺。2017年在LG70等5井次固井实践中取得阶段性成功，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的瞬态响应要求；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:动态控压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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