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摘要：在石油钻井过程中往往会由各种因素引起气侵、溢流、井漏等复杂现象，形成了井底压力与地层压力不平衡的情况，导致正常施工程序被阻断。在具体的工程应用中，压稳地层有多种方法可供选择，本文将它们分成了四类压稳方法，每一类都经历过现场实例检验，为快速恢复正常施工程序，建立井底压力平衡提供的理论和实践参考。
关键词：压力、压稳、提密度、安全时间
1.引言
石油工程钻井是油气开发的前提条件，受复杂多变的地层压力影响，钻井施工各环节很容易出现压力不平衡状态，从而发生井漏或溢流，都会严重阻碍正常施工流程，需要采用一定的方法和控制措施恢复压力平衡，从而恢复正常施工。在石油钻井中，时常发生压力不平衡状态产生井下复杂情况，在处理复杂情况过程中总结了四类压稳的方法，分别为井口压力控制法、全井提密度法、分段当量密度法和安全时间法。
2.现场应用情况
井口压力控制法
井口压力控制法是依靠现有（已配备安装）的井口装备实施关井控制井口回压，从而提高井底压力达到平衡地层压力的方法。一旦发现井筒出现溢流，能够通过半封闸板、环形封井器等井控设备第一时间关井，实现井底压力平衡，在井口产生的回压，暂时阻止地层流体继续侵入井筒，然后运用其它压稳方法建立井筒压力平衡。旋转防喷器作为一种特殊的井控装备，允许地层在欠压稳的条件下进行起下管柱或钻进作业，应用于窄密度窗口施工井中。
足202XX-X井施工前识别到该井目的层龙马溪组密度窗口比较窄（密2.05-2.10g/cm3），存在溢流和井漏风险，为了避免频繁的提密度、降密度作业，提前安装了旋转防喷器。该井使用了旋转防喷器，钻进过程中使用了较低的钻井液密度，未出现井漏和溢流等复杂情况。在设备待命期间出现了无法装泥浆伞和胶心损坏问题，泥浆伞可以从旋转防喷器设计上加以改进;钻柱起放和旋转摩擦是胶心损坏的根本原因，胶心耐油基泥浆腐蚀性能是损坏的重要原因，提高胶心耐摩、抗腐蚀性能是现场迫切期待的质量需求。
全井提密度法
全井提密度有循环加重法和整体置换法，循环加重法在循环或钻进过程中提密度用得比较多，主要做法是预先配置较高密度的加重钻井液，通过长杆泵或加重泵按循环周混入循环罐中，每个循环周提0.02-0.05g/m?。整体置换法是将配好的钻井液一次性注入井筒，将原钻井液从井筒中全部替换出来，多用于发生溢流后压井作业中。
泸X井三开钻至井深3251.37m（石牛栏组、钾聚磺钻井液体系，立压18 MPa、排量32L/s、钻井密度1.89g/cm3、粘度68s），发生气侵溢流关井，关井套压6.80MPa，求取关井立压为5.00MPa，计算地层压力65.28MPa，压井液密度2.20g/cm3，井筒容积109.53m3，现场按设计储备了2.20g/cm3重泥浆80.00m3，4.20g/cm3重晶石粉120.00t，压井密度远超设计密度1.75g/cm3，为防井漏第一次采用循环加重法将密度从1.89逐步提高到了2.25g/cm3，未平衡地层。第二次配备2.35g/cm3钻井液120m3，采用工程师法将重泥浆整体置换井浆，施工中维持入口密度2.35g/cm3，控制套压5.30-5.50MPa，立压11.00-13.00MPa，压井液返出后，出口密度2.29-2.31g/cm3，井内压力未平衡地层，分析原因粘度达到160S，钻井液中气体不易脱出存在较多的残余气体，也存在地层气体持续进入井内的现象，还存在重力置换气现象，最终通过有控制地降压排气的方法恢复了井底压力平衡。
分段当量密度法
分段当量密度法是在明确油气显示层后，起钻过程中在上油气显示层上部按当量密度压稳封重浆，下钻过程中根据需要循环排出重浆的局部压稳方法。渤页XX井二开下技套至3686.82m，三开主井眼使用油基钻井液，钻至4295.00m见油气显示，单根气持续时间长，循环排量30L/s，钻至井深5379m因井漏提前完钻，降到18L/s，调钻井液1.90到1.88g/m?，循环期间维持井底压力与地层平衡。面对井漏和油气侵的双重风险，为了实现起钻换钻具组合通井、钻具输送测井等后续作业，需要建立起下钻过程中的地层压稳，考虑到井漏、降密度、循环提排量等因素，分析油气层顶在4295m，选择提高油气显示层上部井段当量密度，实现压稳油气显示层。
按气层附加0.07g/cm3计算压稳当量密度，在循环期间配备2.10g/m?重泥浆50m?备用，在井筒和循环灌内泥浆充分循环后，全烃降到极值、进出口密度一致，在钻杆内注2.10g/m?重浆15m?压水眼起钻，起到3600m再将剩余的2.10g/m?重浆20m?注入钻杆内，此时有近4m?重泥浆进入鉆柱环空，随着起钻重浆均匀分布在3600m以上井段（不考虑沉降），在井口按钻具代排量补充原钻井液起钻。在更换钻具结构之后，采用分段循环法排出重浆减少井底压差，维持入口密度1.86-1.88g/cm?，下到井底再全井循环调匀钻井液密度。
安全时间法
安全时间法是在其它压稳方法应用条件不满足或效果不好时使用，放宽压稳条件，等待下道工序施工时长再评估施工安全的方法，认为观察时间内压稳安全即下步工序安全可行。渤页XX井水平段4320.00-5379.59m，垂深4075.11-4308.67m，循环温度123.6℃，电测静止温度最高173℃，当时使用的是合成基钻井液，在水平段存在分层沉降问题，在实验室模拟井下条件做沉降试验，经过18小时密度1.90g/cm?，分层上部最低1.67g/cm?、下部最高2.09g/cm?，在实验室内添加润湿剂等泥浆材料优化了钻井液配方，增强了泥浆的稳定性能。为了保证套管在裸眼段一次下到底并且能够开泵成功，不发生井漏，拟定全井降钻井液密度到1.85-1.86g/cm?、起钻前用稳定浆封4300.00-5379.59m到井段，需要验证封井浆稳定性和气层压稳情况，决定采取安全时间等待法。
3.方法比较分析
井口压力控制法，对装备要求高，作简便快速，是一种快速控制井口压力平衡地层压力的方法，它需要提前安装好对应的井口装备并保持待命状态，是一种临时性控制方法，还需要其它压稳方法来建立井筒压力平衡才能转换施工环节。
全井提密度法，压稳可靠性最高，需要的时间长。其中，循环加重法钻井现场应用最多，具有操作简单，应用在全井提密度过程中;整体置换法，通常运用于压井过程中，需要控制井口回压抑制油气侵入井筒，需要足够泥浆量及存储空间，应用条件要求比较高。
分段当量密度法，在于准确掌握了油气层位置、压力情况，需要较少的重泥浆量即可压稳油气显示层，易操作，但是井筒内的高密度钻井液往往需要多次分段循环排出来。
安全时间等待法，是在其它方法应用效果不是很好的情况下使用，降低某些限制性要求，作为一种试探性的尝试，需要耗费一些等待时间，如果尝试成功即可进入下一个施工环节。
4.结论和建议
每一种压稳地层的方法都有各自的应用条件和优缺点，钻井工程应用中根据实际情况选择。对于喷漏同存的井，优先选用井口压力控制法，提前安装旋转防喷器增加控制手段和减少调钻井液密度时间。
参考文献
[1]吴萍等，泸X井钻井地质设计书[M]，西南油气田分公司，2018。
[2]石朝敏等，泸X井钻井工程设计[M]，西南油气田分公司，2018。
[3]张柱林，钻井工程技术手册[M]，中石化出版社，2017.05。
关键词：压力、压稳、提密度、安全时间
1.引言
石油工程钻井是油气开发的前提条件，受复杂多变的地层压力影响，钻井施工各环节很容易出现压力不平衡状态，从而发生井漏或溢流，都会严重阻碍正常施工流程，需要采用一定的方法和控制措施恢复压力平衡，从而恢复正常施工。在石油钻井中，时常发生压力不平衡状态产生井下复杂情况，在处理复杂情况过程中总结了四类压稳的方法，分别为井口压力控制法、全井提密度法、分段当量密度法和安全时间法。
2.现场应用情况
井口压力控制法
井口压力控制法是依靠现有（已配备安装）的井口装备实施关井控制井口回压，从而提高井底压力达到平衡地层压力的方法。一旦发现井筒出现溢流，能够通过半封闸板、环形封井器等井控设备第一时间关井，实现井底压力平衡，在井口产生的回压，暂时阻止地层流体继续侵入井筒，然后运用其它压稳方法建立井筒压力平衡。旋转防喷器作为一种特殊的井控装备，允许地层在欠压稳的条件下进行起下管柱或钻进作业，应用于窄密度窗口施工井中。
足202XX-X井施工前识别到该井目的层龙马溪组密度窗口比较窄（密2.05-2.10g/cm3），存在溢流和井漏风险，为了避免频繁的提密度、降密度作业，提前安装了旋转防喷器。该井使用了旋转防喷器，钻进过程中使用了较低的钻井液密度，未出现井漏和溢流等复杂情况。在设备待命期间出现了无法装泥浆伞和胶心损坏问题，泥浆伞可以从旋转防喷器设计上加以改进;钻柱起放和旋转摩擦是胶心损坏的根本原因，胶心耐油基泥浆腐蚀性能是损坏的重要原因，提高胶心耐摩、抗腐蚀性能是现场迫切期待的质量需求。
全井提密度法
全井提密度有循环加重法和整体置换法，循环加重法在循环或钻进过程中提密度用得比较多，主要做法是预先配置较高密度的加重钻井液，通过长杆泵或加重泵按循环周混入循环罐中，每个循环周提0.02-0.05g/m?。整体置换法是将配好的钻井液一次性注入井筒，将原钻井液从井筒中全部替换出来，多用于发生溢流后压井作业中。
泸X井三开钻至井深3251.37m（石牛栏组、钾聚磺钻井液体系，立压18 MPa、排量32L/s、钻井密度1.89g/cm3、粘度68s），发生气侵溢流关井，关井套压6.80MPa，求取关井立压为5.00MPa，计算地层压力65.28MPa，压井液密度2.20g/cm3，井筒容积109.53m3，现场按设计储备了2.20g/cm3重泥浆80.00m3，4.20g/cm3重晶石粉120.00t，压井密度远超设计密度1.75g/cm3，为防井漏第一次采用循环加重法将密度从1.89逐步提高到了2.25g/cm3，未平衡地层。第二次配备2.35g/cm3钻井液120m3，采用工程师法将重泥浆整体置换井浆，施工中维持入口密度2.35g/cm3，控制套压5.30-5.50MPa，立压11.00-13.00MPa，压井液返出后，出口密度2.29-2.31g/cm3，井内压力未平衡地层，分析原因粘度达到160S，钻井液中气体不易脱出存在较多的残余气体，也存在地层气体持续进入井内的现象，还存在重力置换气现象，最终通过有控制地降压排气的方法恢复了井底压力平衡。
分段当量密度法
分段当量密度法是在明确油气显示层后，起钻过程中在上油气显示层上部按当量密度压稳封重浆，下钻过程中根据需要循环排出重浆的局部压稳方法。渤页XX井二开下技套至3686.82m，三开主井眼使用油基钻井液，钻至4295.00m见油气显示，单根气持续时间长，循环排量30L/s，钻至井深5379m因井漏提前完钻，降到18L/s，调钻井液1.90到1.88g/m?，循环期间维持井底压力与地层平衡。面对井漏和油气侵的双重风险，为了实现起钻换钻具组合通井、钻具输送测井等后续作业，需要建立起下钻过程中的地层压稳，考虑到井漏、降密度、循环提排量等因素，分析油气层顶在4295m，选择提高油气显示层上部井段当量密度，实现压稳油气显示层。
按气层附加0.07g/cm3计算压稳当量密度，在循环期间配备2.10g/m?重泥浆50m?备用，在井筒和循环灌内泥浆充分循环后，全烃降到极值、进出口密度一致，在钻杆内注2.10g/m?重浆15m?压水眼起钻，起到3600m再将剩余的2.10g/m?重浆20m?注入钻杆内，此时有近4m?重泥浆进入鉆柱环空，随着起钻重浆均匀分布在3600m以上井段（不考虑沉降），在井口按钻具代排量补充原钻井液起钻。在更换钻具结构之后，采用分段循环法排出重浆减少井底压差，维持入口密度1.86-1.88g/cm?，下到井底再全井循环调匀钻井液密度。
安全时间法
安全时间法是在其它压稳方法应用条件不满足或效果不好时使用，放宽压稳条件，等待下道工序施工时长再评估施工安全的方法，认为观察时间内压稳安全即下步工序安全可行。渤页XX井水平段4320.00-5379.59m，垂深4075.11-4308.67m，循环温度123.6℃，电测静止温度最高173℃，当时使用的是合成基钻井液，在水平段存在分层沉降问题，在实验室模拟井下条件做沉降试验，经过18小时密度1.90g/cm?，分层上部最低1.67g/cm?、下部最高2.09g/cm?，在实验室内添加润湿剂等泥浆材料优化了钻井液配方，增强了泥浆的稳定性能。为了保证套管在裸眼段一次下到底并且能够开泵成功，不发生井漏，拟定全井降钻井液密度到1.85-1.86g/cm?、起钻前用稳定浆封4300.00-5379.59m到井段，需要验证封井浆稳定性和气层压稳情况，决定采取安全时间等待法。
3.方法比较分析
井口压力控制法，对装备要求高，作简便快速，是一种快速控制井口压力平衡地层压力的方法，它需要提前安装好对应的井口装备并保持待命状态，是一种临时性控制方法，还需要其它压稳方法来建立井筒压力平衡才能转换施工环节。
全井提密度法，压稳可靠性最高，需要的时间长。其中，循环加重法钻井现场应用最多，具有操作简单，应用在全井提密度过程中;整体置换法，通常运用于压井过程中，需要控制井口回压抑制油气侵入井筒，需要足够泥浆量及存储空间，应用条件要求比较高。
分段当量密度法，在于准确掌握了油气层位置、压力情况，需要较少的重泥浆量即可压稳油气显示层，易操作，但是井筒内的高密度钻井液往往需要多次分段循环排出来。
安全时间等待法，是在其它方法应用效果不是很好的情况下使用，降低某些限制性要求，作为一种试探性的尝试，需要耗费一些等待时间，如果尝试成功即可进入下一个施工环节。
4.结论和建议
每一种压稳地层的方法都有各自的应用条件和优缺点，钻井工程应用中根据实际情况选择。对于喷漏同存的井，优先选用井口压力控制法，提前安装旋转防喷器增加控制手段和减少调钻井液密度时间。
参考文献
[1]吴萍等，泸X井钻井地质设计书[M]，西南油气田分公司，2018。
[2]石朝敏等，泸X井钻井工程设计[M]，西南油气田分公司，2018。
[3]张柱林，钻井工程技术手册[M]，中石化出版社，2017.05。