随着东海深部地层勘探取得突破，深部低孔渗油气藏越来越被重视。东海深部储层岩石强度大、可钻性差、井底温度压力高、坍塌严重，导致深部地层机械钻速较低，建井周期长、钻井费用高^[1-3]。常规钻井一般是通过调整钻井液密度，来实现环空井底压力与地层压力的平衡，以避免井喷、井漏或坍塌等严重事故的发生。然而，在多年来的钻井实践中逐渐认识到，单纯依靠钻井液密度控制井筒压力是远远不够的，导致处理复杂情况周期较长，而且常规钻井中使用的钻井液密度较大，压持效应严重，严重降低机械钻速。因此，本文提出了采用控压钻井技术（ManagedPressure Drilling，简称MPD）用以解决目前钻井作业困难问题^[4]。控压钻井主要借助于随钻压力测量工具（PWD）、旋转防喷器、自动节流管汇等工具以及包含实时水力学计算的自动控制软件，精确控制井筒压力，安全钻进窄密度窗口地层，避免和控制流体的侵入，正在被应用到各种复杂地质条件的钻井当中^[5-6]。

1 东海深部地层地质特征

东海N构造位于西湖凹陷中央反转构造带中部，为早期断层控制下形成的低幅背斜构造。储层主要分布在深部地层的花港组及平湖组，孔隙度平均值小于10%，渗透率普遍小于1 ×10^-3 μm。岩性以细砂岩为主，并局部发育砾岩、含砾细砂岩、中砂岩。储层埋藏相对较深，储层物性相对较差，且纵向上非均质性较强，但局部发育优质储层。该地区平均地温梯度为3.46 ℃ /100 m，井底温度较高，一般可达180 ℃，地层压力系数正常，深部存在高压地层，深部地层易坍塌。

2 控压钻井控制原理 2.1 压力平衡控制原理

在钻进过程中，井筒内的流体流动压力平衡状态服从“U”型管原理。依据“U”型管原理（图 1）建立井筒内压力平衡关系：

（1）当井内钻井液静止时井筒内压力剖面为泥浆重力压力剖面，即：

环空内：

${{P}_{bh}}~=~{{P}_{c}}~+\Delta {{P}_{cg}}$

(1)

钻柱内：

${{P}_{bh}}~=~{{P}_{sp}}~+\Delta {{P}_{pg}}$

(2)

（2）当循环时，井筒内动态压力剖面为：

${{P}_{bh}}~=~{{P}_{c}}~+\Delta {{P}_{cg}}~+\Delta {{P}_{cf}}$

(3)

${{P}_{bh}}~=~{{P}_{sp}}~+\Delta {{P}_{pg}}~-\Delta {{P}_{pf}}~+\Delta {{P}_{bit}}~$

(4)

${{P}_{c}}~=~{{P}_{j}}~+\Delta {{P}_{jl}}~+{{P}_{atm}}$

(5)

式中： P_bh 为井底压力，MPa ；P_c 为井口套压，MPa ；ΔP_cg 为环空静液压，MPa ；P_sp 为井口立压，MPa ；ΔP_pg 为钻柱内静液压，MPa ；ΔP_cf为环空循环压耗，MPa ；ΔP_pf 为钻柱内压耗，MPa ；ΔP_bit 为钻头压降，MPa ；ΔP_j 为节流压降，MPa ；ΔP_jl 为地面管线压降，MPa ； P_atm 为标准大气压，MPa。

由井筒环空内压力影响因素分析可知：影响井底压力大小的主要因素为井筒内气液流量、流体物性、钻柱组合及井身结构、井口回压大小等，但是针对诸多因素，要实现对井底压力的控制，可以实时调控的参数主要为：泵排量、钻井液流变性及密度、井口回压。因此实时井底压力控制，可以改变上述参数，但通过理论和现场应用证明，最直接的控制办法是动态调节井口节流阀控制井口压力，实现对井底压力实时调整。

2.2 优化钻井液密度原理

（1）建立精细控压钻井当量循环密度模型

钻井液在环空内流动型态一般分为层流和紊流两种，而判别标准主要通过对雷诺数的计算。本文采用的流变模型为赫巴模型，以下为环空流动雷诺数计算公式及不同流型下的压降计算公式：

雷诺数：

$\operatorname{Re}=\frac{{{12}^{1-n}}\rho {{\left( {{D}_{o}}-{{D}_{i}} \right)}^{n}}{{v}^{2-n}}}{K{{\left( \frac{2n+1}{3n} \right)}^{n}}+\left( \frac{2n+1}{3n} \right){{\left( \frac{{{D}_{o}}-{{D}_{i}}}{12v} \right)}^{n}}{{\tau }_{0}}}$

(6)

层流压降：

$\Delta P=\frac{4KL}{{{D}_{o}}-{{D}_{i}}}{{\left( \frac{1+2n}{3n}\frac{12v}{{{D}_{o}}-{{D}_{i}}} \right)}^{n}}+\frac{4L{{\tau }_{0}}}{{{D}_{o}}-{{D}_{i}}}\left( \frac{2n+1}{n+1} \right)$

(7)

紊流压降：

$\Delta P=\frac{2f\rho {{v}^{2}}L}{{{D}_{o}}-{{D}_{i}}}$

(8)

式中：Re 为雷诺数，ρ 为钻井液密度，g/cm³ ；n为流性指数，无因次；D_o 为井眼内径，cm ；D_i 为钻杆外径，cm ；v为钻井液环空平均流速，m/s ；K为稠度系数，Pa · sⁿ ；τ⁰ 为动切力，Pa ；f为摩阻系数，无因次；L为管路长度，m。

为精确计算井底压力，通过上述模型计算全井段循环压耗，从而确定井底压力，建立精细控压钻井当量循环密度（ECD）模型。

（2）优化合理钻井液密度方法

结合常规钻井钻井液密度确定方法和国外控压钻井钻井液密度确定方法，本文提出通过“等值线法”数值模拟合理泥浆密度。利用上述建立的精确水力学模型，考虑不同井口回压对ECD 的影响，模拟出井筒环空段精确ECD，作出不同井口回压和不同钻井液密度时的环空ECD 等值线图，结合地层压力剖面，给出合理ECD 区间即合理的操作窗口，如图 2、图 3 方框空间，通过“等值线法”对静止、循环状态下控压钻井段开始、中间、结束点分别数值模拟，利用模拟操作窗口确定最优钻井液密度和井口回压值。

2.3 控压钻井工作原理

在控压钻井的封闭循环系统中，钻井液从泥浆池通过钻井泵进入立管下降到钻杆，通过浮阀和钻头上部的环空，然后从旋转防喷器（RCD）一侧的旁通流出。再通过一系列的节流阀到振动筛或脱气装置，最后回到钻井液池。控压钻井过程中，因允许地层流体不断渗入井筒，并连同钻井液携带着岩屑从钻具与井筒之间的环空上返，在井口可能会产生压力，因此必须要控制和密封井口的压力，确保钻井安全。另一方面，井口有压力时钻井生产必须正常进行，也就是说钻具必须既能旋转又能上下活动，旋转防喷导流装置的作用是在控压钻井作业过程中，在井眼环空与钻柱之间起封隔密封作用，承受一定的井口压力，防止井口钻井液喷出，并将井眼内返出的流体导离井口，允许钻具旋转和上下活动，保证钻井作业正常进行。环空中的钻井液液柱压力通过使用RCD 和节流管汇被保持在钻井泵出口和节流阀之间。RCD 允许管柱和全部钻柱旋转，所以立管、钻杆和钻柱能连续工作。

3 现场实例分析

东海西湖凹陷N构造目前已钻井5 口，分别为M1、M2、M3、M4 和M5 井，其中前三口深部地层钻井时采用常规钻井，M4、M5 井在8-1/2"井眼段采用控压钻井。本次控压钻井比较常规钻井增加了旋转防喷器、控压节流管汇等设备，从功能上实现了简易控压，其流程有以下三种。图 4为这三种的控压钻井流程图。

（1） 无溢流、井漏时，钻井液进行常规钻井循环流程：

钻井泵→立管→钻具内→环空→旋转控制头→旁通阀→导流管→高架槽→振动筛→循环池→钻井泵。

（2） 有异常工况时，钻井液进行控压钻井循环流程：

钻井泵→立管→ 钻柱→环空→旋转控制头→控压专用节流管汇→高架槽→振动筛→循环池→钻井泵。

若气测值较大或发生气侵等情况时：

钻井泵→立管→钻具内→环空→旋转控制头→节流管汇（平台方）→液气分离器→①（液相、固相）→高架槽→振动筛→循环池→钻井泵。

→②（气相）→排气管线→火炬。

（3） 控压接单根流程：

固井泵→井队压井管汇→旋转控制头→控压专用节流管汇→高架槽→振动筛→循环池。

由于东海西湖凹陷N构造属于低渗地层，考虑成本费用，为了有利于油气层的发现，避免了重的钻井液对油气层的污染，采用简易控压钻井设备。M4、M5 井8-1/2" 井眼段采用钻井液密度1.05~1.07 g/cm³，钻穿局部地层压力系数为1.2 的异常压力层，钻遇井漏或气侵地层时，实现边循环边压井，大大减少压井时间，且对比同一地区M1、M2 及M3 井采用相同钻井液体系，M4、M5井由于降低钻井液密度，降低井底压持效应，释放机械钻速，机械钻速提高10.7%~92%，降低事故发生率，大大提高钻进时效（表 1）。在关井接单根时施加井口回压，确保关井时井底压力和正常循环或钻进时的井底压力非常接近，精确控制整个井眼流体的压力剖面，实现了安全高效钻进。

4 结论

（1）针对东海深部低渗地层，控压钻井能够有效提高机械钻速和减少各种复杂事故，精确控制井筒压力，保护储层，实现安全钻进。

（2）针对控压钻井关键参数设计，提出通过“等值线法”数值模拟的合理泥浆密度方法，对该区块已钻井M4、M5 井进行模拟，建议泥浆密度1.03~1.14 g/cm³、1.05~1.18 g/cm³，井口加回压0~1 MPa 的情况下进行控压钻进，现场应用效果明显。

（3）控压钻井为东海深部低渗地层优快钻井提供一种途径，但在东海还处于起步阶段，尤其针对东海复杂地层控压钻井适应性还需进行深入研究。