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摘 要：平衡自动控压钻井是根据地层压力限制，在常规钻井的循环路径中，加入精细控制系统，实现井底压力实时监测，根据要求自动控制井底压力，在钻井过程中始终保持井底压力略大于地层压力的钻井工艺。格瑞迪斯自主研制的平衡自动控压钻井系统在顺南501井成功应用，解决了该井油气活跃、气侵严重导致钻井效率低的难题。
关键词：平衡自动控压 窄密度窗口 环空压力监测 自动节流控制 回压补偿 顺南501井
中图分类号： 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）01（b）-0000-00
随着我国石油勘探开发对象逐步转向深部复杂地层，“气侵”、“窄密度窗口”等引发的钻井难题也逐渐凸显，针对上述的钻井难题，国外常用的处理方法是采用控压钻井技术，实现井底压力的精确控制、达到“边喷边钻”的效果。在我国，塔里木油田塔中奥陶系、准噶尔盆地克百断裂带、西南油气田川东与川西北等油田，均或多或少存在压力窗口窄，气侵严重，常规钻井密度选择困难等问题。
1 平衡自动控压钻井工艺原理与实现流程
控压钻井的关键是实现井底压力的监测、控制和调整。平衡自动控压钻井系统利用PWD随钻测压仪器在钻井时精确掌握井底压力，依靠自动节流控制撬（压力控制装置）和回压补偿泵（压力补偿装置），在工况变化时调整井口回压，结合计算机自动控制技术，实现了井下压力的精细控制和自动调整。
1.2计算机自动控制原理
从图1可以看出：只要控制好适当的井口压力，就可以将井底压力波动降到最低，使之基本与目标井底压力一致。
1.3平衡自动控压钻井流程
平衡自动控压钻井系统设备主要包括：控压控制房、PWD随钻测压工具、自动节流控制撬、回压补偿泵、旋转控制头。钻进和循环时，泥浆从旋转控制头返出，经返出管线进入自动节流控制撬，节流撬根据控制房指令自动控制井口回压；停泵后，回压补偿泵抽取泥浆罐内泥浆，经回压泵管线进入自动节流控制撬，反向流入井口，控制房根据需要调整节流撬内节流阀开度，调整井口回压，保持低压力稳定。图3是平衡控压设备连接流程图。
2 平衡自动控压钻井技术在顺南501井应用
格瑞迪斯平衡控压钻井技术继塔中区域成功实施后，该技术在顺南501井四开钻进中成功应用，取得了巨大的经济效益。
2.1顺南501井基础数据
顺南501井是西北油田分公司部署在塔中北坡顺南斜坡区一口评价井，主要评价奥陶系蓬莱坝组“串珠”状强反射地质体的储层发育程度及含油气性，兼顾一间房和鹰山组。该井于2014年4月10日一开钻进，2014年8月1日四开开钻。
顺南501井8月17日四开钻进至6407.19发生溢流，液面上涨2m3，全烃由0.03%上升至86.57%，录井通知取芯。井队将泥浆密度从1.40g/cm3提高1.45 g/cm3，常规起钻时因气侵导致溢流，油气上窜速度高达273m/h，逐渐将泥浆密度上提至1.60g/cm3，8月28日起钻完。
2.2本井四开钻井施工技术要点和难点
（1）该区块油气显示活跃，气体以溶解和置换方式不断进入井筒，气侵后引起溢流，关井、节流循环严重影响钻井时效。
（2）气侵后引起钻井液出口密度降低，为防止密度降低后不能平衡地层压力，进而引发溢流，常规钻井只能采取提高钻井液密度方式防止溢流。
（3）提高钻井液密度虽然能压稳地层，但因井底压力增加后引起地层微裂缝的扩大，加剧了气体进入井筒的速度，气侵严重程度并没有降低；
2.3顺南控压钻井的情况
2.3.1平衡自动控压实施过程
2014年8月28日起钻后开始进行控压钻井作业，按控压钻井设计两趟钻完成了四开作业，第一趟钻控压取芯作业，待火势减小后开始边点火排气边钻进作业，进尺7.63米，因控压取芯时间较短，未进行钻井液性能调整，进/出口密度1.60/1.54g/cm3，循环时保持井底当量密度1.64g/cm3，控压取芯期间液面和出口流量正常，未发生溢流和井漏情况。
第二趟控压钻井作业9月1日10：00开始钻进，钻井液密度由1.60g/cm3调整并维持在1.48g/cm3，保持井底当量压力1.57g/cm3钻进，9月7日钻至6890米（四开完钻井深），控压期间出口流量平稳，全烃基值20-30%，间断点火钻进，未发生溢流和井漏等复杂情况。井队停泵后通过回压补偿泵及时补充环空压耗，如图4所示。
2.3.2平衡自动控压钻井所取得的效果
（1）顺南区块第一次尝试用平衡控压技术解决油气活跃、气侵严重的钻井难题，安全、快速钻至设计井深、控压钻井期间没有任何关井、节流循环等非生产时间，节约了钻井周期，提高了钻井效率。
（2）实时监测井底压力变化、出口流量变化，安全的调整钻井液密度，从接井时的钻井液密度1.60g/cm3下调至完钻时1.48g/cm3，井底当量密度从接井时1.71g/cm3下调并控制在1.57g/cm3，释放了井下圈闭压力，减少了储层污染。
（3）保持井底压力稳定，边钻进边排气，整个钻进期间没有形成气柱，控压钻井期间没有出现高套压，安全，快速钻至四开设计井深。
（4）利用PWD工具和高精度的流量计，监测井下压力和返出流量，确定井下压力没有降低，出口流量正常，保持钻井施工的连续性。
（5）邻井顺南7井常规钻井和顺南501井平衡控压钻井对比见表1，顺南501井四开常规钻井和平衡自动控压后情况对比见表2，顺南501井常规钻井与控压钻井周期对比图见图3。从中可以看出应用平衡控压钻井技术后，平均每米进尺用时和复杂时效大幅度降低，节约了大量的钻井周期。
3 结论与认识
（1）钻遇油气显示活跃的地层后利用平衡控压技术进行控压钻井，控制井口回压与井底压力，减少“地层呼吸量”，降低圈闭压力，有利于钻井施工作业。
（2）平衡自控控压钻井系技术有利于“窄压力窗口”钻完井作业，有效减少或控制溢流与漏失，降低井控风险。
（3）平衡控压钻井系统所包含的硬件、软件设备如自动阀件、控制单元、回压补偿泵、流量计、PWD随钻测压工具性能稳定，满足控压钻井现场施工要求。
（4）顺南501井利用控压钻井技术进行“放压钻井”，降低了钻井液密度，释放了地层圈闭压力，减少井下复杂情况，同开次同井段对比大幅度缩短了钻井周期，降低了钻井成本，是可以在该区块钻井中广泛推广应用的钻井技术。
参考文献：
1. 蒋宏伟.赵庆.控压钻井关键技术研究.石油矿场机械，2012，41，1-2.
2. 周英操.控压钻井技术探讨与展望.石油钻探技术，2008，36（4）.
3. 胥智雄.李怀仲.石希天.精细控压钻井技术在塔里木碳酸盐岩水平井成功应用.新疆：塔中勘探开发项目经理部，2011.
关键词：平衡自动控压 窄密度窗口 环空压力监测 自动节流控制 回压补偿 顺南501井
中图分类号： 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）01（b）-0000-00
随着我国石油勘探开发对象逐步转向深部复杂地层，“气侵”、“窄密度窗口”等引发的钻井难题也逐渐凸显，针对上述的钻井难题，国外常用的处理方法是采用控压钻井技术，实现井底压力的精确控制、达到“边喷边钻”的效果。在我国，塔里木油田塔中奥陶系、准噶尔盆地克百断裂带、西南油气田川东与川西北等油田，均或多或少存在压力窗口窄，气侵严重，常规钻井密度选择困难等问题。
1 平衡自动控压钻井工艺原理与实现流程
控压钻井的关键是实现井底压力的监测、控制和调整。平衡自动控压钻井系统利用PWD随钻测压仪器在钻井时精确掌握井底压力，依靠自动节流控制撬（压力控制装置）和回压补偿泵（压力补偿装置），在工况变化时调整井口回压，结合计算机自动控制技术，实现了井下压力的精细控制和自动调整。
1.2计算机自动控制原理
从图1可以看出：只要控制好适当的井口压力，就可以将井底压力波动降到最低，使之基本与目标井底压力一致。
1.3平衡自动控压钻井流程
平衡自动控压钻井系统设备主要包括：控压控制房、PWD随钻测压工具、自动节流控制撬、回压补偿泵、旋转控制头。钻进和循环时，泥浆从旋转控制头返出，经返出管线进入自动节流控制撬，节流撬根据控制房指令自动控制井口回压；停泵后，回压补偿泵抽取泥浆罐内泥浆，经回压泵管线进入自动节流控制撬，反向流入井口，控制房根据需要调整节流撬内节流阀开度，调整井口回压，保持低压力稳定。图3是平衡控压设备连接流程图。
2 平衡自动控压钻井技术在顺南501井应用
格瑞迪斯平衡控压钻井技术继塔中区域成功实施后，该技术在顺南501井四开钻进中成功应用，取得了巨大的经济效益。
2.1顺南501井基础数据
顺南501井是西北油田分公司部署在塔中北坡顺南斜坡区一口评价井，主要评价奥陶系蓬莱坝组“串珠”状强反射地质体的储层发育程度及含油气性，兼顾一间房和鹰山组。该井于2014年4月10日一开钻进，2014年8月1日四开开钻。
顺南501井8月17日四开钻进至6407.19发生溢流，液面上涨2m3，全烃由0.03%上升至86.57%，录井通知取芯。井队将泥浆密度从1.40g/cm3提高1.45 g/cm3，常规起钻时因气侵导致溢流，油气上窜速度高达273m/h，逐渐将泥浆密度上提至1.60g/cm3，8月28日起钻完。
2.2本井四开钻井施工技术要点和难点
（1）该区块油气显示活跃，气体以溶解和置换方式不断进入井筒，气侵后引起溢流，关井、节流循环严重影响钻井时效。
（2）气侵后引起钻井液出口密度降低，为防止密度降低后不能平衡地层压力，进而引发溢流，常规钻井只能采取提高钻井液密度方式防止溢流。
（3）提高钻井液密度虽然能压稳地层，但因井底压力增加后引起地层微裂缝的扩大，加剧了气体进入井筒的速度，气侵严重程度并没有降低；
2.3顺南控压钻井的情况
2.3.1平衡自动控压实施过程
2014年8月28日起钻后开始进行控压钻井作业，按控压钻井设计两趟钻完成了四开作业，第一趟钻控压取芯作业，待火势减小后开始边点火排气边钻进作业，进尺7.63米，因控压取芯时间较短，未进行钻井液性能调整，进/出口密度1.60/1.54g/cm3，循环时保持井底当量密度1.64g/cm3，控压取芯期间液面和出口流量正常，未发生溢流和井漏情况。
第二趟控压钻井作业9月1日10：00开始钻进，钻井液密度由1.60g/cm3调整并维持在1.48g/cm3，保持井底当量压力1.57g/cm3钻进，9月7日钻至6890米（四开完钻井深），控压期间出口流量平稳，全烃基值20-30%，间断点火钻进，未发生溢流和井漏等复杂情况。井队停泵后通过回压补偿泵及时补充环空压耗，如图4所示。
2.3.2平衡自动控压钻井所取得的效果
（1）顺南区块第一次尝试用平衡控压技术解决油气活跃、气侵严重的钻井难题，安全、快速钻至设计井深、控压钻井期间没有任何关井、节流循环等非生产时间，节约了钻井周期，提高了钻井效率。
（2）实时监测井底压力变化、出口流量变化，安全的调整钻井液密度，从接井时的钻井液密度1.60g/cm3下调至完钻时1.48g/cm3，井底当量密度从接井时1.71g/cm3下调并控制在1.57g/cm3，释放了井下圈闭压力，减少了储层污染。
（3）保持井底压力稳定，边钻进边排气，整个钻进期间没有形成气柱，控压钻井期间没有出现高套压，安全，快速钻至四开设计井深。
（4）利用PWD工具和高精度的流量计，监测井下压力和返出流量，确定井下压力没有降低，出口流量正常，保持钻井施工的连续性。
（5）邻井顺南7井常规钻井和顺南501井平衡控压钻井对比见表1，顺南501井四开常规钻井和平衡自动控压后情况对比见表2，顺南501井常规钻井与控压钻井周期对比图见图3。从中可以看出应用平衡控压钻井技术后，平均每米进尺用时和复杂时效大幅度降低，节约了大量的钻井周期。
3 结论与认识
（1）钻遇油气显示活跃的地层后利用平衡控压技术进行控压钻井，控制井口回压与井底压力，减少“地层呼吸量”，降低圈闭压力，有利于钻井施工作业。
（2）平衡自控控压钻井系技术有利于“窄压力窗口”钻完井作业，有效减少或控制溢流与漏失，降低井控风险。
（3）平衡控压钻井系统所包含的硬件、软件设备如自动阀件、控制单元、回压补偿泵、流量计、PWD随钻测压工具性能稳定，满足控压钻井现场施工要求。
（4）顺南501井利用控压钻井技术进行“放压钻井”，降低了钻井液密度，释放了地层圈闭压力，减少井下复杂情况，同开次同井段对比大幅度缩短了钻井周期，降低了钻井成本，是可以在该区块钻井中广泛推广应用的钻井技术。
参考文献：
1. 蒋宏伟.赵庆.控压钻井关键技术研究.石油矿场机械，2012，41，1-2.
2. 周英操.控压钻井技术探讨与展望.石油钻探技术，2008，36（4）.
3. 胥智雄.李怀仲.石希天.精细控压钻井技术在塔里木碳酸盐岩水平井成功应用.新疆：塔中勘探开发项目经理部，2011.