控压钻井技术在20世纪60年代中期已经开始在陆地钻井作业中应用，但没有引起足够的关注。近年来，随着复杂压力系统钻井和对钻井安全的关注，该技术越来越受到钻井决策者的重视，从而得到了快速发展^[1]。目前，控压钻井技术进入了精细控压阶段，已经形成了“恒定井底压力”和“微流量”2种控制方式：国外，斯伦贝谢公司的DAPC系统、哈里伯顿公司的MPD系统采用恒定井底压力控压方式，威德福公司的MFC系统为微流量控压方式；国内，中国石油的PCDS系统、中国石化的三参数自动控压钻井系统等属于恒定井底压力控压方式^[1–4]。与此同时，国内研究了控压钻井分级智能控制系统、多级并联节流管汇系统、自动分流管汇系统、回压调控方法及双梯度控压钻井井筒多相流动规律^[5–9]。上述研究和应用，在一定程度上解决了窄压力窗口控压钻井的问题。但是，“透镜体”盐水层、灰岩裂缝−孔洞型储层等“零”压力窗口地层地层连通性强，只有井底压力与地层压力处于实时平衡状态才能进行钻井作业，以压力变化作为控制依据钻进时，仍然发生溢流或漏失，难以满足安全高效钻井要求。因此，只有改变以压力变化作为控制依据的技术方法，才能解决“零”压力窗口的安全钻井问题。基于这种认识，笔者研究形成了以“液量稳定”作为控制依据的控压钻井技术，并在钻进高压盐水层和高压气层过程中进行了应用。

1.   井内压力平衡及控制技术

1.1   井内压力关系

钻井过程中，地层压力与井底压力的关系决定着钻井能否正常进行。地层压力是地层孔隙中流体具有的压力，地层流体为油、气、水或者是其混合流体。井底压力是井内流体作用于井底的压力，其中大部分来自钻井液静液柱压力，其他还有循环流动阻力、激动压力、抽汲压力和井口回压等^[10]。地层发生漏失时能够承受的最高井底压力称为漏失压力，漏失压力与地层压力的差值称为压力窗口。控压钻井针对的是窄压力窗口地层，地层破裂压力和坍塌压力问题不突出。

控压钻井是在井内液柱压力小于地层压力情况下进行的，钻井过程中通过控制套管压力（套压）达到动态平衡，目的是保护油气层、提高钻井作业效率。若在此状态下关井，可采用U形管原理分析井内压力。关井后井内压力达到平衡时，井内压力关系如图1所示。

图  1  关井期间井内压力关系示意

Figure  1.  Pressure relationship in well during shut-in period

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井内压力关系可以表示为：

式中：p_b为井底压力，MPa；p_d为关井立管压力（立压），MPa；p_md为钻柱内静液柱压力，MPa；p_a为环空内静液柱压力，MPa；p_ma为关井套管压力，MPa；p_p为地层压力，MPa。

井底压力与地层压力的关系决定着井内溢流、漏失或平衡等状态。套压与立压密切相关，可以通过改变套压控制井底压力，并使立压随之产生变化。控压钻井时，通过控制套压来控制井底压力，使其与地层压力相平衡，并在此状态下进行钻井作业。

1.2   压力平衡的确认

1.2.1   控压方式现状

国内外形成的“恒定井底压力”和“微流量”2种控制方式其自身都存在固有的问题。恒定井底压力方式以实现井底压力恒定为目的，通过使用旋转防喷器、节流管汇、回压泵、流量计、随钻井底压力测量系统（PWD）等设备仪器，利用水力学模型计算水力参数，将井底压力控制在设定的范围内。这种控制方式是根据设计地层压力确定控压钻井中的井底压力，不可避免地存在预测误差，并且难以建立井底压力与各影响因素的数学模型，精确计算井底压力，钻井过程中井内压力难以达到平衡。

微流量控压方式是通过监测钻井液进出口流量进行控压的一种方式。该控压方式下，当井口返出量大于泵入量时，通过提高井口压力，提高井底压力，限制地层流体进入井眼。该控压方式具有流量变化直观的优点，但根据流量计测量结果的变化进行判定，误差难以避免。同时，该控压方式的配套设备复杂，流量的测量控制要求高，现场实施难度大。

现有控压钻井方式难以确认压力平衡状态，不能进行精确控制。鉴于此，应研究形成井内压力关系清晰、压力平衡状态直观、设备配套简单、作业操作简便的控压钻井新方法，解决窄压力窗口地层的钻井难题。

1.2.2   压力平衡的确认

井内压力平衡是指井底压力与地层压力的平衡。平衡状态下，井内既不溢流也不漏失，循环液量既不增加也不减少。对于“零”压力窗口地层，是2个压力实时相等的状态；对于存在压力窗口的地层，则是二者的差值不大于Δp的状态；不平衡状态下，井下会发生溢流或漏失，循环液量将会增大或减小。因此，可以采用监测循环罐液面变化的方法，确认井内压力的平衡状态。

这种监测确认方法已经在井控工作中得到了认可。钻井队配备循环罐液面检测装置，同时人工“坐岗”监控循环液面变化，就是为了及时发现溢流和漏失，确认井内压力的平衡状态，从而采取相应的处理措施。

1.3   压力平衡控制方法

液面变化反映了井内压力的平衡状态，保持液面稳定，则能保持压力平衡。在井口压力安全可控的前提下，根据循环罐液面变化调节节流阀保持循环状态下的“液量稳定”，就能保证井内的压力平衡。这种方法是根据液量变化而不是根据套压变化进行压力控制，控压原理与其他方法完全不同。

采用“液量稳定”方法控制井内压力，能使井内压力始终处于平衡状态，形成平衡压力钻井技术。该控制方法对预测地层压力的准确性要求不高，根据钻进中的溢流显示控制液面稳定，就能实现地层压力与井底压力的平衡。

同时，该方法不需要井底压力测量系统、进出口流量计，也不需要用回压泵进行回压补偿，可以消除井底压力、井下微流量和进出口流量测量及循环摩阻计算误差对控压的影响，现场适用性强。

2.   “液量稳定”控压技术

“液量稳定”控压技术适合各种压力窗口情况下井内压力平衡的控制，对于“零”压力窗口地层也更具优势、更加适用，并且设备配套简单，循环流程与控制简便。

2.1   设备组成与循环流程

常规控压方式一般都要配备旋转防喷器、钻井液进出口流量计、井下PWD系统、地面回压泵和套压监测控制系统等，设备组成与压力控制操作流程非常复杂。“液量稳定”控压方式只需旋转防喷器、节流管汇和液面监测系统就能进行平衡压力钻井，设备组成大大简化，实现了控压钻井设备配套与操作的简单化（见图2）。

图  2  控压钻进时钻井液循环流程示意

Figure  2.  Drilling fluid circulation process during pressure control drilling

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控压钻进循环流程中，钻进时关闭旋转防喷器，打开循环流程的节流阀、闸（平）板阀，钻井液从循环罐通过钻井泵注入井内，经钻柱内部到达井底并经井眼环形空间返至井口到达节流管汇，经节流阀后到达振动筛并返回循环罐，完成一个循环周。

循环过程中，如果未发生钻井液漏失，也未发生地层流体侵入井内造成溢流，钻井液循环罐中的液面保持稳定；否则，液面将降低或升高。钻进时套管压力的高低由地层压力与井底压力的差值引起，如果二者差值过大，导致套压超过允许值时，应提高钻井液密度、降低套压，确保安全钻进。

2.2   技术要点

“液量稳定”控压技术适用于各种复杂压力系统地层，在“零”压力窗口更具独特优势^[11–13]。在不同压力窗口地层中应用时的技术要点有所不同。

2.2.1   正（窄）压力窗口层位

井底压力与地层压力之间存在压力窗口$\Delta p$，但窗口较窄，不能满足近平衡钻井要求，需要采用控压钻井技术。

1）钻进。根据循环罐液面变化调节节流阀，保持液面稳定，压力平衡关系的计算公式为：

式中：${p}_{\mathrm{b}\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}$为最大井底压力，MPa；$\Delta p$为井底压力与地层压力的最大差值，MPa；${p}_{{\mathrm{la}}}$为循环时井眼环形空间压力损失（环空压耗），MPa；${p}_{{\mathrm{ax}}}$为井口回压（套压），MPa。

若钻进时套压超过允许安全值，可循环加重钻井液，降低套压。

2）接单根（立柱）。上提钻具，停泵，关闭节流管汇，在关井情况下连接钻具。

3）开泵。接完单根（立柱）后，开泵，同时打开节流阀，待液量稳定后，继续钻进。

4）起钻。循环加重钻井液，将套压降至0 MPa，井内压力达到平衡，敞井口起钻，连续灌入钻井液。若中途发生溢流，可提高钻井液密度，待压力达到平衡时再起钻；或保持套压稳定下入钻柱，每柱放出与下入钻柱排代体积相同的钻井液，下至更大深度后，再进行循环处理。

5）下钻。开始敞井口下钻，若中途发生溢流，可保持套压稳定，边下入钻具边放出钻井液，继续下钻，或关井循环加重钻井液后敞井口下钻。

6）恢复钻进。下钻到底后开泵循环，按“液量稳定”控压方法恢复钻进。

因存在压力窗口$\Delta p$，钻进时在保持循环液量稳定的情况下，套压可有$\Delta p$幅度的变化。

2.2.2   “零”压力窗口层位

井底压力与地层压力之间没有压力窗口（$\Delta p=0$），需要井底压力与地层压力达到平衡，才能循环与钻进。“液量稳定”控压技术能够解决这个问题，实现平衡压力钻井。

1）钻进。控压方法与上述相同，因没有压力窗口，计算公式如下：

2）接单根（立柱）。与上述方法相同。

3）开泵。接完单根（立柱）后开泵，与上述方法相同。

4）起钻。停泵后套管压力由钻进时的${p}_{{\mathrm{ax}}}$升高至${p}'_{{\mathrm{ax}}}$，但应在允许值以内。采用“先挤后起”灌入钻井液方式，关井带压起钻，保持井内压力平衡。起钻至出现“管轻”现象前，循环（或平推）形成重浆帽，套压降至0 MPa后可敞井口起钻。起钻时灌入钻井液变化曲线如图3所示。

图  3  起钻“先挤后起”灌入钻井液曲线

Figure  3.  Drilling fluid injection curve of "squeezing first and then pulling out"

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图3中，0至t₁时刻为开始带压起钻“挤注”灌入钻井液阶段，灌入总量逐步增加。挤注时套管压力有微小波动，总体保持不变；t₁至t₂时刻为处理“管轻”现象阶段，循环加重钻井液或平推注入重浆，形成重浆帽，套压逐步降至0 MPa^[14–16]；t₂至t₃时刻为套压降至0 MPa后敞井口起钻阶段，连续灌入钻井液。

采用“先挤后起”灌入钻井液方式，在起出一柱钻柱前，将与起出钻柱体积等量的钻井液注入井内使其进入地层，随着钻柱起出又返回到井内，处于动态平衡状态。这样，只有钻井液暂时进入地层而没有地层流体进入井眼，总体既无溢流又无漏失。

5）下钻。开始下钻阶段可敞井口下钻，下钻至出现溢流后，采用“先下后放”逐次放出钻井液的方法，关井下钻；随着重浆帽返出完，套压升至${p}'_{{\mathrm{ax}}}$。下钻时返出钻井液的体积及井口压力的变化曲线如图4所示。

图  4  下钻“先下后放”放出钻井液的曲线

Figure  4.  Drilling fluid release curve of "first run and then release"

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图4中，0至t₁时刻为无溢流敞井口下钻阶段，重浆帽钻井液返出井口；t₁至t₂时刻为发生溢流关井阶段，返出重浆帽混浆钻井液；t₂至t₃时刻为关井下钻阶段，返出正常密度钻井液。因压力窗口为0 MPa，下钻时套管压力波动很小。

采用“先下后放”放出钻井液的方法时，钻柱下入过程中钻井液将进入地层，进入量与下入钻柱排代体积相等。下完一柱后，打开节流阀放出与下入钻柱排代体积等量的钻井液，进入地层的钻井液又回到井内，直至下钻完。这样操作，井内压力始终处于动态平衡状态，既不会发生地层流体进入井眼，又不会发生漏失而大量消耗钻井液。

6）恢复钻进。下钻到底后，采用液量稳定控压方法恢复钻进。

因地层压力窗口$\Delta p=0$，液面变化直观反映了压力平衡状况。因此，控压钻进时以循环液量稳定作为控压依据，而不是根据套压变化进行控制。

2.2.3   气层或含气地层

一般认为，在气层或含气地层实施控压钻井风险很大，限制了控压钻井技术的应用。实际上，只要掌握了压力平衡控制方法和气体进入井内后的变化状态，仍然可以实施控压钻井。

1）钻进。控压方法与上述相同，应保持“最长时间”的循环状态，防止形成气体“集中段”。

2）接单根（立柱）。与上述方法相同。

3）起下钻。与“零”压力窗口层位操作方法相同，如果井内已经形成气体段时，可采用二次循环压井法（司钻法）排除气体。

4）恢复钻进。下钻到底后，循环一周排出钻井液中的气体，然后转入“液量稳定”控压方法循环钻进。

对于气层和含气层位，只要井内压力处于平衡状态，除钻屑气和井壁扩散气外，地层气体不会继续进入井内，不影响控压钻井的实施。即使是存在液气置换问题的裂缝−孔洞型高压气层，只要重视除气、套压变化、保持循环和钻井液密度等问题，完全可以应用控压钻井技术^[13]。

从上述可知，“液量稳定”控压方式能满足不同地层流体、不同压力窗口和不同钻井工况的平衡压力控制要求，只要节流控制套压$p_{\mathrm{ax}}$，使循环罐液量保持稳定，就能进行控压钻井。油层和水层因液体基本不可压缩很容易实施；含气地层或气层同样可以实施，能满足各类地层控压钻井的需要。

2.3   自动控制技术

为提高工艺自动化水平，研发了平衡压力钻井自动控制系统，研究了液面检测和节流阀动作的连动自动控制技术，完善了平衡压力钻井工艺，形成了钻进中的自动控制钻井技术，实现了钻进中“液量稳定”控制的自动化。

硬件控制系统采用高精度（精度2 mm）雷达液位计数据采集系统、NI-CompactRIO控制器和电液伺服系统，实时检测循环罐液面，并转化为节流阀控制指令。依据液面变化信息，通过电液伺服控制系统自动控制节流阀，保持液面恒定。与人工控制相比，自动控制方式对压力平衡的控制更加精细、准确，实时性更强，其技术要点主要包括以下几个方面：

1）发现溢流，停泵关井。

2）观察套压，确定下一步操作。如果套压在允许范围内（如不大于7 MPa），开泵节流循环，开始控压钻进；如果套压过高（如大于7 MPa），可提高钻井液密度循环一周降低套压，然后开始钻进。

3）钻进准备。启动液面监测、节流控制系统，将系统调整为自动控制状态。开泵循环，逐步增大排量至正常钻进排量，观察系统运行情况，达到循环中液面稳定状态。

4）钻进。按设计参数开始钻进，系统将根据循环罐液面变化自动调节节流阀开度，保持液面稳定，连续钻进。

接单根（立柱）、起钻灌钻井液与下钻放出钻井液时节流管汇的开关，目前尚需人工操作。

3.   现场应用与自动控制试验

土库曼斯坦阿姆河右岸B区块的目的层是盐膏层下部的油气层，巨厚盐膏层中夹含着压力系数2.0以上的高压、超高矿化度盐水层，而目的层为压力系数大于1.8的裂缝−孔洞型灰岩地层，都属于高压、“零”压力窗口层位。该区块2008年以前共钻井130口，报废106口，报废井比例达81.54%。通过应用“液量稳定”控压钻井技术，解决了该地区的钻井难题，形成了配套技术。

3.1   人工手动操作

土库曼斯坦阿姆河右岸地区先后完成了14口井的钻井，4口井钻遇高压盐水层，2口井钻遇高压气层，2口井钻遇“软盐层”，采用人工手动操作控制“液量稳定”的方式进行了控压钻井，达到了安全钻井要求。

3.1.1   盐水层段

该地区的盐水层（该地区有2套盐水层）处在巨厚盐膏层的盐层中，可能因石膏层脱水形成。第一层深度约2 450 m，压力系数2.0左右；第二层深度约2 750 m，压力系数2.1以上。2套盐水层压力系数不同，需采用“专打专封”的方案，不能一次钻穿。

为防止井漏失去循环，钻井中调整钻井液密度至设计下限钻开盐水层，力求首先发现溢流而不能发生漏失。钻遇盐水层发生溢流后，立即关井并安装旋转防喷器胶芯。观察套压不大于7 MPa时，节流控制循环罐液面稳定控压钻进；若大于7 MPa，提高钻井液密度循环一周降低套压，确保不漏，并且尽可降低套压。

4口井钻进时套压控制在0～6 MPa，关井最高套压达7.5 MPa，施工安全顺利。同时，还形成了盐水层“自结晶”堵漏技术。

2口井钻遇盐水层段为“软盐层”，采用控压方法并适当提高钻井液密度循环降温，促使软盐层硬化固化形成井眼，预防了软盐层蠕动卡钻问题的发生。

3.1.2   目的层段

目的层为盐膏层下部灰岩裂缝性−孔洞型高压气层，气层深度大于3 600 m，压力系数大于1.8。B−P−102D井四开采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深3 784.93 m时，发生溢流，压井时又发生漏失。采用常规方法处理50 d多，堵漏与压井17次，漏失钻井液1 910 m³，被迫注水泥封井，暂时停工。

停待295 d后，采用“液量稳定”方式恢复钻进。同样，钻井液密度调整至设计下限钻开气层，严防漏失。发生溢流关井后，安装旋转防喷器胶芯，通过液气分离器流程节流循环排气点火，控制回流钻井液“液量稳定”进行钻进，顺利钻至井深4 093 m完钻，下入ϕ139.7 mm尾管完井后，采用ϕ14.3 mm油嘴测试，日产天然气102.5×10⁴ m³，伴随产出凝析油53.5 m³。

该区块“零”压力窗口高压盐水层和高压气层的成功钻井与完井，验证了“液量稳定”控压钻井技术的科学性与适用性。

3.2   自动控制现场试验

胜利油田胜2−斜105井进行了“恒液面”自动控制现场试验。试验时，循环排量20 L/s，钻井液密度1.08 kg/L，控制套压在0～4.0 MPa，液面控制精度小于25 mm，液量变化小于0.50 m³，液位控制平稳。

研究与试验证明，该系统手动与自动控制可进行无缝切换，切换过程中压力与液面平稳，既能够满足窄（“零”）压力窗口地层平衡压力钻井中液位控制需要，也满足井控安全要求，达到了预期效果。

4.   结论与建议

1）“液量稳定”控压钻井方法的井内压力平衡关系清晰、平衡状态直观、控压工艺简便，并可大大简化相关计算。只要保持循环中液量稳定、井口压力安全可控，就能进行平衡压力控压钻井，具有较好的适应性。

2）“液量稳定”是井底压力与地层压力平衡的直观现象，也是控制井底压力适应地层压力变化的结果。地层流体为油、水类液体时，因其不可压缩，控制平衡的方法简单直观；地层流体为气体或含有气体时，按照二次循环压井法（司钻法）排出溢流，控制方法同样简单直观。

3）“液量稳定”控压钻进过程的自动控制技术使控制精度和技术水平进一步提高，为各类窄（“零”）压力窗口地层钻井提供了自动化控压手段。

4）建议进一步研究完善接单根（立柱）、起下钻时的自动控制方法。