摘要

当前油气勘探开发正向超深层、非常规等领域大举进军，钻井井控面临特殊岩性地层压力预测精度低、多产层多压力系统复杂、主要产层安全密度窗口窄、老井井口油气泄漏等一系列安全挑战。为保障油气勘探开发安全稳步推进，在国内外井控技术调研和国际对标分析的基础上，对井控技术面临的挑战、井控技术研究进展以及发展方向进行了系统分析。

研究结果表明：①碳酸盐储层地层压力预测/ 检测、早期溢流监测探索和控压钻井技术推广应用，一级井控技术持续发展；②形成了以“井控装备、非常规压井及安全密度窗口扩展”为主的二级井控技术，基本保障了多产层多压力系统井的安全作业；③提出了全过程带火作业井喷失控井救援新理念，形成了自主知识产权的酸性油气藏失控高产井救援技术；④研发出静磁随钻测距系统，救援井技术具备理论基础, 具备生产应用的条件。结论认为，国内井控技术虽然已取得长足进步，但仍需在特殊油气藏地层压力预测理论、非常规压井工艺、救援井技术等方向开展持续攻关，以满足对超深层、非常规油气等领域的开发需要。

0. 引言

“十三五”以来，中国石油天然气集团公司（简称中石油）按照“深化东部、加快西部、油气并重、常非并举”的战略布局，油气开发在深层碳酸盐、致密砂岩、页岩等领域遍地开花，增储上产取得重大成效。特别是深层碳酸盐岩储层，具有巨大的资源潜力，已成为未来油气勘探开发的重点领域，近年来，我国先后发现并探明建成了安岳、普光、元坝、塔中、库车等一批深层碳酸盐岩油气田，超深井钻井已进入8 000 m时代，但面临的井控形势也愈加严峻。据统计，西南油气田2019—2020年深井钻井中共发生溢流预警58井次，处理高套压事件11井次；塔里木油田、青海油田以及东部油田压裂干扰引起浅层井喷呈现高发态势。

数据显示，高压、高产、高含硫、超深井（以下简称“三高一超”）、水平井和浅层次生气是井控风险重灾区，井控技术面临新的挑战。油气钻井一旦发生井控事故，将会给企业形象造成极其严重的负面影响，给社会和环境带来巨大灾难和损失。

1. 井控技术面临的挑战及原因分析

井控技术面临的挑战主要体现在所钻地层复杂、井型变化和作业方式变革，导致钻井过程中溢流、井喷等风险逐步加大。主要表现是：①钻井工程逐步向“三高一超”井进军，频繁油气显示日益常态化。川渝、新疆和青海等地区的勘探开发不断向深部地层延伸，深井超深井数量快速上升，地质工程条件日益复杂，井身结构难以满足需求；②钻井过程中窄安全密度窗口带来新的井控风险。一方面深层油气藏基本都蕴藏天然气，缝洞更为发育，导致储层对压力敏感、安全钻井密度窗口窄；同时各类油气资源开发的井型基本采用了大斜度井和水平井，随着储层内井段延长，井筒与储层接触面的扩大、ECD差异加大，压力敏感问题凸显，极易导致溢漏同存的复杂险情；③偶发的浅层气容易快速导致井喷事故，特别是经过高强度增产措施后的井筒完整性缺陷，造成地层压力上窜引起异常高压圈闭，钻井中经常在上部地层发生井控遭遇战，据统计，近20年发生的井喷失控事故中浅层井喷占比高达80%。面临新的地层、新的井型、新的作业方式，井控技术也表现出诸多不适应。

1.1 碳酸盐岩地层压力预测技术不成熟，压力预测精度低、难度大

据不完全统计，因地层压力预测不准导致的井喷预警约占预警总数的60%，频次位居第一。目前，国内外针对砂泥岩剖面等沉积型地层的压力预测已取得了一系列研究成果，但技术应用局限性极强，对于以基质低渗透、非均质、裂缝发育、构造应力大为特点的碳酸盐岩气藏，地层高压成因复杂、规律不清，长期以来地层压力预理论未获突破。西南油气田龙岗北某井嘉陵江组—栖霞组，实钻钻井液密度与设计差值最大达0.50 g/cm³；准噶尔盆地南缘已钻8口井预测压力系数与实钻误差介于12%～58%。

1.2 深部气藏面临多产层、多压力系统，井身结构不足

深部气藏受井身结构层次限制，同一裸眼段共存多套压力系统，钻井过程中易发生上喷下漏或下喷上漏。四川盆地西北已发现纵向上存在27套气、水显示层，压力系统差异大（压力系数1.07～2.30）。同一裸眼井段钻遇多套压力系统，溢、漏难以兼顾。以西南油气田龙探1井为例，该井设计采用七开次非标井身结构，嘉二段突遇高压盐水层后被迫提前下Ø219.08 mm套管，飞仙关组—梁山组被迫放在一个裸眼井段合打，造成了井下溢、漏、卡交织发生。塔里木盆地库车前陆盆地超深、超高压、高温及纵向岩性复杂，研发塔标Ⅰ、塔标Ⅱ、塔标Ⅲ等3套非标井身结构仍无法满足需要。

1.3 裂缝性气藏、水平井带来安全密度窗口受限问题日益突出

不仅深层优质油气藏对压力敏感，表现出窄安全密度窗口现象，水平井开发时由于小井眼、岩屑床导致ECD差异增加，长水平段钻进中溢、漏并发，常导致井漏诱发溢流或又喷又漏的被动局面。据中国石油集团川庆钻探工程有限公司（以下简称川庆钻探公司）统计，24%的产层溢流预警为漏转溢所致。另外，低渗透、非常规资源还出现因压裂干扰造成溢流。

1.4 复杂岩性井壁失稳导致三压力剖面复杂，井筒压力控制困难

以西南油气田大探1井为例，上部低压层黏土矿物含量高，雷口坡组、嘉陵江组存在高压盐水层，中部玄武岩等复杂岩层、显示层需要高密度钻井液，三压力剖面交织。玄武岩段采用2.03 g/cm³钻井液恶性漏失，密度降至1.87～1.93 g/cm³ 停漏又严重垮塌；茅口组钻井液密度在1.29～1.50 g/cm³ 之间严重垮塌，加重到1.81 g/cm³ 漏失，降到1.77 g/cm³ 钻进后又气测异常。

除此之外，部分油气田经过多年开采，大批生产井井口闸阀密封失效、腐蚀穿孔造成油气泄漏，井内压力不明，存在较大的井控和环保风险，部分井位于人口聚集区，对周边环境、资源产生影响。川渝、长庆等油气区估算每年约有近100 口老井需进行带压换管柱、闸阀或采气树，需要先进的井控技术保障安全作业。

2. 井控技术研究新进展

为了保障油气勘探开发的顺利推进，国内外井控技术在碳酸盐岩地层压力预测、早期溢流检测、精细控压钻井、安全密度窗口扩展、全过程带火作业、救援井等方面取得了长足进展，从一次井控到井喷失控井救援，从理论、装备到工艺技术都取得了显著进步。国外基本形成了完整的井控服务产业链。

2.1 　一次井控技术

2.1.1 　碳酸盐岩地层压力预测技术探索

以泥页岩欠压实理论为基础建立的地层孔隙压力求取方法在沉积型砂泥岩钻井中有较高的吻合度， 随着国内南方及西部海相碳酸盐岩及东部古潜山、火成岩等的勘探开发，欠压实理论预测地层压力的方法不再适用。因为，碳酸盐岩地层压力异常的影响因素众多、成因复杂，主要有欠压实、烃类生成、液态烃类的热裂解、构造挤压、蒙脱石向伊利石转化及水热增压等作用。碳酸盐岩具有基质致密、岩石骨架刚度强的特点，异常高压存在于随机发育的非均质孔洞与裂缝之中，依靠压力预测模型演绎连续的碳酸盐岩地层压力剖面与实际不符。

Terzaghi和Biot 等率先提出了有效应力定理方法，对提高碳酸盐岩地层压力预测精度具有重要的参考价值，但他们是建立在孔隙压力保持不变的情况下岩石应变与应力的关系，不能解释饱和岩石孔隙压力随着围压增加而增加的力学机制，因此， 碳酸盐岩地层压力预测技术至今仍是世界级难题，国内学者也进行了有益的探索。

余夫等基于薄板理论，考虑地质构造受挤压程度、断层露头联通状况、体积弹性模量的影响，提出了碳酸盐岩“强刚性骨架” 的异常高压形成新机制，建立了考虑构造挤压因素的地层压力地质力学识别模型，通过地质构造几何参数、地质力学参数及地层的地应力、密度、纵横波速度、孔隙度等，代入模型即可求得地层压力系数， 在波斯湾盆地的Y 油田试验，预测值与SFT（电缆式地层测试器）实测值的相对误差小于10%。

路保平等研究发现不同孔隙压力下的碳酸盐岩纵波速度变化主要是由孔隙流体纵波速度变化引起的，利用小波变换法提取和放大孔隙流体纵波速度小幅波动对岩石纵波速度的影响关系，确定碳酸盐岩地层的异常压力层，并与实测地层孔隙压力数据相结合， 建立了碳酸盐岩地层孔隙压力预测模型，提出了通过提取地层孔隙中流体的纵波速度预测碳酸盐岩地层压力的方法。通过现场应用初步验证：计算的地层孔隙压力当量密度与实测值相比误差小于15%（图1）。但很多环节需要主观推断，在定量化预测技术上仍没有突破。