張國海，賀志榮

1.中國石油長城鉆探長慶石油工程監(jiān)督公司 （陜西 榆林 124010）

2.中國石油長慶油田分公司工程技術管理部 （陜西 西安 710018）

井噴是危害極大的鉆井事故，井噴失控會造成巨大的經濟損失，使鉆井成本增加，油氣資源損失和受到破壞，嚴重污染環(huán)境，危害人身安全等[1]。溢流是指當地層壓力大于井筒壓力時，地層中的流體不斷流進井筒推動井內鉆井液外溢的現象。溢流如發(fā)現不及時，會造成井涌，如果井涌情況控制不得當，則極易造成井噴。所以，溢流的發(fā)現和控制是鉆井過程中一個極其重要的環(huán)節(jié)。發(fā)現溢流后，應立即關井，并馬上進行壓井作業(yè)，在井筒內建立鉆井液液注壓力來平衡地層壓力，以此來控制溢流情況的進一步惡化。通過對S-X6井溢流伴漏失的處理，總結出了一些處理此類情況的經驗得失，對同類井有一定借鑒意義。

S-X6井是部署在陜西省榆林市榆陽區(qū)孟家灣鄉(xiāng)的一口開發(fā)井，井型為常規(guī)定向井。是叢式井井組中的第6口井，設計井深3 191.67m，完鉆層位馬家溝第6層、第6小層。該井于2013年7月3日開鉆，套管結構：表套311.2mm×400m+技套244.5mm×400m，2013年 7月 16日打開氣層，井深 2 492m，監(jiān)督住井，2013年 7月 26日完鉆，完鉆井深3 191.67m，完鉆層位馬家溝。

S-X6井在2013年 7月 26日 17：34完鉆循環(huán)過程中發(fā)生溢流，鉆井監(jiān)督立即要求關井觀察，鉆井液入口密度為1.18g/cm3，出口密度為1.12g/cm3，全烴值 80×104mg/L,套壓 1.12MPa，立壓 1MPa。 現場儲備40m3密度1.20g/cm3重漿、重晶石30t、石灰石40t。17：40鉆井監(jiān)督向建設方和監(jiān)督部匯報險情。18：40建設方和監(jiān)督部到達現場研究處理方案，18：00至 18：50套壓由 1.12MPa升至 2.9MPa立壓1MPa，決定節(jié)流循環(huán)壓井。

1 溢流處理過程

1）駐井監(jiān)督上報井上溢流情況后，由監(jiān)督部和甲方工程組成員組成的井控應急領導小組立即趕往現場，根據現場實際情況共同協商決定繼續(xù)關井觀察，同時做好有毒有害氣體監(jiān)測。2013年7月26日22：10組織壓井，根據井筒壓力情況計算壓井液數據，配置140m3密度1.25g/cm3的加重鉆井液，開泵泵壓為1.2MPa，套壓為2MPa，進行節(jié)流循環(huán)壓井。節(jié)流循環(huán)至2013年7月27日凌晨2：30，入口密度為 1.25g/cm3，出口密度為 1.25g/cm3，無氣體溢出，套壓為0。但由于井隊更換水龍頭由任被刺壞的密封圈。待密封圈更換完畢后，再次關井觀察，4：30套壓上升到2.5MPa時，出現井漏現象，漏失量7m3/h，節(jié)流循環(huán)泄壓，在重漿中加入堵漏劑，為防止井漏進一步惡化，出現更大險情，決定節(jié)流循環(huán)泄壓，第1次壓井失敗。

2）2013年7月27日16：30配備加重泥漿密度為1.28g/cm3并適量加入堵漏材料，于17：00開始節(jié)流循環(huán)壓井，節(jié)流套壓 1.5～2MPa，立壓 0～3.5MPa，排量0.9m3/min，在配漿罐中配置密度為1.28g/cm3，開始入口密度為1.28g/cm3，循環(huán)至21：00，出口密度為1.21g/cm3，全烴值不降，保持在90×104mg/L以上的，無有毒有害氣體，判斷第2次壓井失敗。

3）2013年7月28日井控應急領導小組對現場工作重新研究，制定壓井方案。坐崗檢查無漏失，決定繼續(xù)加重漿，加隨鉆堵漏劑節(jié)流循環(huán)壓井，泥漿密度提至1.32g/cm3，于0：30開始節(jié)流壓井，始終保持入口密度為1.32g/cm3，共配液300m3。節(jié)流套壓2MPa，立壓 4.5MPa，循環(huán)至 4：00 出口密度為 1.18～1.20g/cm3，除氣后為 1.30g/cm3，繼續(xù)循環(huán)至 5：30 出口密度不變,總烴值始終不降,仍然保持90×104mg/L,無有毒有害氣體，判斷第3次壓井失敗。

4）2013年7月28日5：30繼續(xù)加重漿，將泥漿性能提升至1.35g/cm3，于6：00開始壓井，循環(huán)過程始終保持入口泥漿性能1.35g/cm3，共配置加重漿300m3，節(jié)流套壓為 2MPa，立壓為 6MPa，當循環(huán)至10：00出口密度為1.22～1.24g/cm3，當除氣后密度為1.34g/cm3，繼續(xù)循環(huán)至13：00，出口泥漿性能能不變，總烴值始終不降，保持90×104mg/L不變，無有毒有害氣體，判斷第4次壓井失敗。

5）2013年7月28日13：00經井控應急小組討論決定繼續(xù)加重，保持入口密度為1.38g/cm3，13：30開始壓井，循環(huán)時加隨鉆堵漏劑，共配液300m3，節(jié)流套壓為2MPa，立壓為6MPa，循環(huán)至17：00出口泥漿密度為1.26～1.28g/cm3，除氣后為1.37g/cm3繼續(xù)循環(huán)至20：00，泥漿性能能不變，總烴值始終不降，保持90×104mg/L不變，無有毒有害氣體，判斷第5次壓井失敗。

6）2013年7月28日20：00經討論繼續(xù)加重泥漿，循環(huán)時加隨鉆堵漏劑，節(jié)流循環(huán)保持入口密度為1.40g/cm3，節(jié)流套壓為 1.5MPa，立壓 6.5MPa，節(jié)流循環(huán)至22：00發(fā)現漏失，漏速20m3/h，采取降柴油機轉速，降套壓為 1MPa，立壓 3.5MPa，漏速為 10m3/h，節(jié)流循環(huán)至 23：00，出口泥漿密度為 1.32～1.34g/cm3，除氣后密度為1.38g/cm3，總烴值90×104mg/L以上，無有毒有害氣體，漏速下降為5m3/h，繼續(xù)節(jié)流循環(huán)至2013年7月29日6：00，出口泥漿性能不變，總烴值始終不變，保持90×104mg/L不變，無有毒有害氣體，漏速保持5m3/h，判斷第6次壓井失敗。

7）經井控應急小組討論認為：經過六次壓井，壓井重漿密度從1.25g/cm3逐步調整至1.40g/cm3，未能將井底氣層壓住，井底氣層壓力異常高壓。在第6次壓井過程中出現井漏，判斷為劉家溝組漏失。泥漿比重1.40g/cm3已達到地層承壓極限壓力，不能繼續(xù)加重。一旦出現大量漏失，井口勢必將失控。經井控應急領導小組討論決定注水泥填井。

2013年7月29日11：30準備打水泥填井時發(fā)現卡鉆，決定強行固井。11：44開始打水泥前置液0.5m3，11：45 注水泥，11：47 工作壓力為 2MPa，11：49為 2MPa，11：51 為 5.5MPa，11：52 為 4MPa，11：53 為3.8MPa，11：56 為 2MPa ，12：00 排量 1m3/min，工作壓力2MPa，12：34開始頂替，頂替量18m3。固井水泥42.7m3， 最大泥漿密度 1.92g/cm3， 最低 1.85g/cm3。12：45 固井結束，封固井段 2 466～3 191m。 13：00 開始倒扣懸重42t，發(fā)現鉆具突然解卡，但因鉆桿扣已經基本倒開，剩余鉆具落井，為降低損失決定重新對扣。13：45對扣成功，上提懸重增加108t，現場判斷解卡成功。14：00至16：00起鉆25柱循環(huán)替出上部水泥漿。 全烴值由40×104mg/L降至10×104mg/L，至19：00 全烴值又升至 50×104mg/L。22：00 全烴值升至80×104mg/L，入口泥漿密度為1.42g/cm3,出口密度為1.35～1.38g/cm3,22：30 關井觀察 20min 套壓 0MPa,立壓0MPa.經協商無回壓節(jié)流循環(huán)，循環(huán)至2013年7月30日6：30,在此期間每隔20min開井活動鉆具（避免發(fā)生卡鉆）,入口泥漿密度保持為1.40g/cm3,出口密度為 1.33～1.34g/cm3,2013年 7月 30日 6：30關井觀察20min套壓0MPa,立壓0MPa。7：30開井循環(huán)，入口密度為1.40g/cm3，出口密度為1.34g/cm3,全烴值80×104mg/L，現場判定固井封堵失敗。第7次壓井失敗。

8）2013 年 7月 30日 8：30關井觀察套壓在0.3～1.5MPa 之間，觀察至 10：30 進行節(jié)流循環(huán)，入口泥漿密度為1.41g/cm3，出口密度為1.20g/cm3，泵壓9MPa，套壓 0.3～1.0MPa，全烴值 3×104～6×104mg/L 經現場井控應急小組決定實施第2次固井填井封堵，為安全起見決定埋入鉆具500m，節(jié)流循環(huán)至17：13打開封井器下入8根鉆桿至2 466m，關井節(jié)流循環(huán)，泵壓 9MPa，套壓 0.2MPa，循環(huán)至 21：00 開井循環(huán)，入口泥漿密度為1.41g/cm3，出口密度逐漸升至1.40g/cm3，已達到進出口密度平衡，經現場井控應急小組決定，將井中全部鉆具起出，下入光鉆桿進行固井封堵，23：20起鉆至 2013年 7月 31日 6：00全部起鉆完畢，10：35下入鉆桿86柱，開泵循環(huán)，入口密度為 1.41g/cm3，出口密度為 1.40g/cm3，11：35 開始注水泥作業(yè)，注入前置液 4m3，工作壓力2MPa，排量1m3/min， 水泥漿密度為 1.89g/cm3，12：03 注水泥完畢， 注入水泥 20m3（35t），12：25 替漿完畢， 替量24m3。起鉆26柱關井，封固井段1 966～2 466m。關井后8h內套壓一直為零，判斷第2次水泥封堵成功。第8次壓井成功，險情排除。

本井是此井組的第6口井，前5口井完鉆都沒有出現復雜情況，但由于地層發(fā)育的原因，該井在馬五6層位變薄，同樣的垂深上實際已經打開了馬五7層，并且此地層出現了異常高壓，井上人員配置的鉆井液密度不能達到平衡馬五7地層壓力的要求，造成了本次溢流情況的發(fā)生。

2 壓井施工作業(yè)

2.1 多次壓井失敗原因分析

1）本井下部層位異常高壓，后經測算地層壓力達到41MPa，而上部劉家溝層位，承壓能力又較低，發(fā)生溢流時，已有輕微漏失，如此情況下給壓井施工帶來了很大難度。

2）首次壓井已基本成功，但由于更換水龍頭由任密封圈，耽誤了時間，鉆井液沒有得到充分的循環(huán)，地層流體侵入井筒污染泥漿，被污染的鉆井液未得到及時處理，進而造成第二次壓井失敗。

3）自第三次壓井到第六次壓井已配置并泵入超過1 000m3鉆井液，正常情況下井內受污染的鉆井液應該已被處理干凈，但由于此井又漏又涌，壓井施工中井口回壓極難控制 （節(jié)流管匯節(jié)流閥控制），地層流體持續(xù)侵入，全烴值居高不下，導致壓井失敗。

4）帶鉆頭注水泥固井后起鉆，產生抽吸作用，造成地層氣體上竄或固井水泥受泥漿污染，造成第一次固井失敗。

2.2 壓井成功原因分析

1）本井下部馬五7層位異常高壓，上部劉家溝又有輕微漏失，在這種復雜的井筒環(huán)境中，井隊人員能及早的發(fā)現溢流并且駐井監(jiān)督能夠及時下達正確的指令，是沒有發(fā)生較大井控事故的關鍵。

2）井隊發(fā)生溢流情況后，甲方項目組和監(jiān)督部人員立即奔赴現場，與井隊人員協同組織壓井作業(yè)。駐井監(jiān)督協調各方起著串聯作用，加之對井上情況的了解，為井控應急小組提出了不少合理化建議，加上井隊人員平時對設備保養(yǎng)到位，地面井控設備靈敏可靠，坐崗人員工作認真，及時發(fā)現全烴值升高，果斷關井，控制了地層流體的侵入，為下一步的壓井施工作業(yè)留有了足夠的空間，雖多次壓井失敗，但始終沒造成失控。

3）在第一次打水泥封堵失敗后，井控應急小組成員立即認真總結經驗，認識到第一次打水泥封堵失敗主要是由于帶鉆頭打入水泥起鉆時有抽吸作用，造成封固失敗。在總結失敗原因后立即采取應對措施，及時調整鉆具結構，使得第二次打水泥封堵作業(yè)成功。

4）駐井監(jiān)督在本次壓井過程中，嚴格監(jiān)督各個工種崗位，嚴格執(zhí)行井控應急領導小組制定的施工方案，收集第一手數據并反饋給現場決策人，及時調整壓井參數，即便是壓井液密度達到地層承壓能力極限時，也沒有造成嚴重的漏失，避免造成井噴失控的嚴重后果。

3 技術難點分析

3.1 低滲漏氣井井控技術難點

低滲漏氣井井控技術難點是由其地層特點決定的，隨著漏入地層的鉆井液量增多，表現出地層壓力不斷升高和壓井循環(huán)正常后停泵一段時間又會出現溢流的情況，導致了“井漏、溢流、加重鉆井液、井漏、井涌”又漏又涌惡性循環(huán)風險的存在。這就需要井隊在平時鉆進過程中如果發(fā)現漏失要立即封堵，避免以后在井下復雜情況的處理中難上加難。如果此類情況已經發(fā)生，用水泥或其他封堵能力強的材料堵住漏層也不失為一種經濟有效的方法，否則想用常規(guī)井控方法來建立井內壓力平衡，不但要消耗大量的材料和時間，而且難以成功。

3.2 壓井過程中對井口回壓的控制

低滲漏氣井在壓井施工中，如何控制氣體在井筒內向上滑脫是難點。由于氣體的膨脹和滑脫特性，一旦發(fā)生氣侵，井底壓力將不斷減低，井控風險隨之增大，嚴重時可導致井噴失控[2]。在節(jié)流壓井過程中有效的控制節(jié)流閥的開關，可以減緩氣體在井筒內向上滑脫效應，從而能夠更好保證的井口和井下的安全。在節(jié)流壓井施工中，控制井口回壓值是工作中的重點，如果井口回壓過低，地層流體會進入井筒污染泥漿，如果井口回壓過高，會將地層壓漏，使本來就復雜的井下情況變得更加復雜。但是，如何確定在壓井過程中的回壓值，采用多大的回壓既有利于安全，又有利于施工。就井口回壓對氣體膨脹的抑制作用進行分析，并對壓井過程中回壓值的確定進行了探討。

圖1為不同回壓條件下氣體沿井筒上升過程中你將池體積增量變化情況（氣體膨脹越大，泥漿池增量就越大）。可以看出：增大井口回壓，能有效的抑制氣體體積膨脹。保持其他條件不變，溢流1m3后，假設井底恒壓且保持平衡，則井口未采取節(jié)流措施時（井口回壓為0），受侵鉆井液上返過程中的井口最大溢流量為6.18m3；井口回壓為3MPa時，井口最大溢流量減小到2.25m3；井口回壓為6MPa時，井口最大溢流量減小到1.48m3。井口回壓增大到一定值后，其對氣體的膨脹抑制作業(yè)明顯減弱，綜合考慮各種因素，建議在施工中的回壓值控制在2～5MPa[3]。

4 認識與總結

1）地質人員在卡層時一定要仔細認真，不能一味的依賴鄰井數據來判斷本井井下情況。

2）當鉆入井下情況復雜的地層時，要實時做好預防準備，時刻保持鉆機設備的良好運轉，做好一切可能發(fā)生井下事故的應急預案。

3）當鉆遇高壓地層發(fā)生溢流后，提高鉆井液密度壓井，而將地層壓漏，造成鉆井液失返。在這種情況下，應該大致了解漏層位置，起至漏層以上注入堵漏鉆井液堵漏，再在溢流層位以上注水泥塞或加重漿，將溢、漏層分隔開來。先堵漏，再控制溢流，但這樣做也會造成水泥漿被溢流頂至鉆頭以上，很可能造成卡鉆[4]。如果還控制不住，則考慮下套管固井來實施壓井措施。

4）井控預案和防噴演練是搞好井控安全的重要工作，不同工況下都要進行防噴演習，使施工隊伍在出現井控險情時能做出正確判斷[5]。

5）在處理氣井溢流情況并對其循環(huán)壓井時，采用一定的控制回壓，能有效地抑制氣體膨脹和滑脫，控制因氣體膨脹帶來的井底壓力降低幅度，從而抑制了氣體的進一步侵入，降低井控風險。井口回壓增大到一定值后，其對氣體膨脹的抑制作用減弱，應按現場實際情況考慮，把循環(huán)壓井的回壓值控制在合理范圍內。

[1]周金葵，李效新．鉆井工程[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2007．

[2]張桂林．清溪1井溢流壓井分析[J]．石油鉆探技術，2009，37（6）：6-10．

[3]楊鵬，馬季，顧曉敏，等．注水井不壓井帶壓作業(yè)技術完善與推廣[J]．內蒙古石油化工，2011（12）：110-111．

[4]蔣希文．鉆井事故與復雜問題[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2001．

[5]李相方．提高深探井勘探效果與減少事故的井控方式[J]．石油鉆探技術，2003，31（4）：1-3．