高壓氣井井控風(fēng)險(xiǎn)分析與認(rèn)識(shí)
——以川西北地區(qū)SY001-X9井為例

李先烽，和鵬飛，宋峙潮

1.四川寶石花鑫盛油氣運(yùn)營(yíng)服務(wù)有限公司(四川 成都 610500)

2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津 300452)

川西北地區(qū)地質(zhì)分層中存在多個(gè)氣層，雷口坡組以下地層含硫化氫?？v向上呈現(xiàn)出多壓力系統(tǒng)的特點(diǎn)，且裂縫發(fā)育，發(fā)生井筒溢流與漏失的可能性較大，常出現(xiàn)上噴下漏或上漏下噴的復(fù)雜情況。因此該地區(qū)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)多以五開、六開井身結(jié)構(gòu)為主，同時(shí)鉆井過程中嘗試采用多種鉆井工藝施工以提高鉆井效率，但也增加了井控安全的不確定性因素，再加上施工人員的井控安全意識(shí)淡薄，導(dǎo)致該地區(qū)鉆井施工過程中井控險(xiǎn)情屢次出現(xiàn)。為此，對(duì)該地區(qū)SY001-X9井鉆井施工不同工況下的3次險(xiǎn)情進(jìn)行分析，為后續(xù)鉆井施工提供井控安全管理經(jīng)驗(yàn)[1-2]。

1 基本情況

SY001-X9井是川西北氣礦所屬滾動(dòng)評(píng)價(jià)井、開發(fā)井，位于盧家漕構(gòu)造上二疊統(tǒng)底界構(gòu)造高點(diǎn)附近，井型為大斜度井。設(shè)計(jì)井深8 240 m，垂深7 376 m，目的層棲霞組，實(shí)際完鉆井深8 365 m。設(shè)計(jì)為五開井身結(jié)構(gòu)，留有備用套管一層，該地區(qū)鉆井施工難點(diǎn)在四開鉆井施工，需穿過雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組、長(zhǎng)興組、吳家坪組、茅口組，共計(jì)6組地層，且以上地層勘探早期都曾為目的層進(jìn)行過開采，裂縫發(fā)育，油氣資源富集。地質(zhì)設(shè)計(jì)中提示四開地層壓力系數(shù)從1.67～2.0均有分布，成為該井井控風(fēng)險(xiǎn)最大的施工階段。

2 井控險(xiǎn)情分析

鉆井設(shè)計(jì)中雖然已經(jīng)提示了雷口坡組～茅口組安全密度窗口窄，易出現(xiàn)噴漏同存的風(fēng)險(xiǎn)。但該井由于按設(shè)計(jì)鉆井液密度鉆遇異常壓力地層、施工人員井控安全意識(shí)不強(qiáng)及未按井控措施執(zhí)行等原因，造成本井四開至完鉆過程中仍然發(fā)生了3起溢流井控險(xiǎn)情。

2.1 第一次（鉆進(jìn)過程中）溢流險(xiǎn)情及分析

1）2020年9 月26日11:21使用密度1.93 g/cm3，漏斗黏度52 s有機(jī)鹽聚磺鉆井液鉆進(jìn)至井深6 380.21 m，地層：長(zhǎng)興組，發(fā)現(xiàn)液面上漲0.3 m3，出口流量由14.2%上升至23.8%。

發(fā)現(xiàn)溢流后現(xiàn)場(chǎng)立即組織關(guān)井，觀察套壓由0上升至0.4 MPa。隨后采用密度1.96 g/cm3壓井液經(jīng)液氣分離器控壓循環(huán)，套壓由0.4 MPa上升至4.1 MPa后逐漸降低至0.8 MPa，循環(huán)調(diào)整鉆井液出入口密度均勻至1.96 g/cm3，液氣分離器出口點(diǎn)火焰高0.5～1.0 m。循環(huán)兩周后，停泵觀察出口斷流。開井，循環(huán)鉆井液，液面恢復(fù)正常[3-4]。

2）2020年9 月26日18:44復(fù)合鉆進(jìn)至6 390.17 m，再次發(fā)現(xiàn)液面累計(jì)上漲0.4 m（330 min），出口流量無變化；循環(huán)觀察15 min，液面上漲0.4 m3；立即組織關(guān)井，觀察壓力期間套壓從0上升至7.1 MPa，發(fā)生井控險(xiǎn)情。

立即采用控壓循環(huán)排氣，出口點(diǎn)火焰高4.0～7.0 m，如圖1所示。由于火焰高度持續(xù)不降，決定繼續(xù)加重鉆井液密度至1.99 g/cm3，套壓逐漸由9.8 MPa降至0.5 MPa，出口火焰高4.0～8.0 m不降。

圖1 控壓排氣現(xiàn)場(chǎng)圖

3）由于火焰高度持續(xù)不降，又處于重大節(jié)假日期間，決定降密度釋放地層壓力。9月27日08:00經(jīng)液氣分離器控壓循環(huán)排氣，釋放地層能量。共計(jì)釋放地層壓力12天，火焰高度仍無明顯變化，釋放地層壓力無效。

循環(huán)鉆井液密度逐漸加重至2.16 g/cm3，加重后地層發(fā)生漏失，注堵漏漿承壓堵漏7次，經(jīng)液氣分離器控壓循環(huán)排氣，出口焰高2.0～4.0 m，無明顯效果。

經(jīng)多次采用堵漏鉆井液無明顯效果后，且出現(xiàn)漏噴同存的復(fù)雜情況，決定起鉆至上層套管鞋，注水泥堵漏壓井。鉆塞后，繼續(xù)出現(xiàn)漏失，又進(jìn)行了3次高失水堵漏、1次水泥堵漏，后調(diào)整鉆井液密度至2.07 g/cm3恢復(fù)鉆進(jìn)[5-6]。

此次溢流井控險(xiǎn)情主要是由于鉆遇異常高壓地層，油氣層孔隙度高、發(fā)育良好，比設(shè)計(jì)壓力系數(shù)預(yù)測(cè)高0.27；再次恢復(fù)鉆進(jìn)過程中現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)人員收到溢流匯報(bào)后，未立即關(guān)井，而繼續(xù)循環(huán)觀察，導(dǎo)致氣體快速上升運(yùn)移，最終造成高套壓井控險(xiǎn)情的發(fā)生。其次，泄壓過程中火焰無明顯減弱，現(xiàn)場(chǎng)又未準(zhǔn)確求取立壓，導(dǎo)致壓井過程中發(fā)生漏失，最終出現(xiàn)噴漏同存的局面，增加了后續(xù)處理的難度。因此，溢流發(fā)生后第一時(shí)間停泵關(guān)井、然后求取到準(zhǔn)確的關(guān)井立壓，仍是溢流處置的關(guān)鍵步驟，否則將會(huì)造成后續(xù)處置的復(fù)雜化。

2.2 第二次（低泵沖試驗(yàn)過程中）溢流險(xiǎn)情及分析

1）2020年11 月29日21:40下鉆至井底（井深6 438 m），11月30日06:45精細(xì)控壓循環(huán)排后效、處理鉆井液（鉆井液密度由2.13 g/cm3降至2.07 g/cm3），07:07做低泵沖試驗(yàn)，坐崗工發(fā)現(xiàn)液面上漲5.2 m3并匯報(bào)，07:23恢復(fù)原排量后發(fā)現(xiàn)立壓下降2 MPa，錄井人員匯報(bào)立壓降低、液面異常。倒換閥門使用精細(xì)控壓設(shè)備循環(huán)，排量一致，立壓仍下降2 MPa。立即組織關(guān)井，觀察套壓由3.2 MPa快速上升至11.2 MPa。發(fā)生第二次井控險(xiǎn)情，如圖2所示。

圖2 第二次溢流現(xiàn)場(chǎng)圖

2）發(fā)生險(xiǎn)情后，由于關(guān)井套壓增長(zhǎng)較快，氣體運(yùn)移上升至上部井段，決定采用“控壓循環(huán)排氣+多次環(huán)空反推壓井液”的方案進(jìn)行，反推壓井液密度2.35 g/cm3的有機(jī)鹽聚磺鉆井液。

3）由于環(huán)空反推壓井液過程中，地層發(fā)生漏失，決定控壓起鉆至4 354 m，再次進(jìn)行正擠返推。然而起鉆遇阻，采用倒劃眼（未開泵）+控壓起鉆至井深4 354 m，控壓0～2.8 MPa，期間間斷多次反擠鉆井液密度2.35 g/cm3的有機(jī)鹽聚磺鉆井液。

4）環(huán)空反推堵漏鉆井液1次；采用精細(xì)控壓反推密度2.15 g/cm3、濃度45%的堵漏鉆井液40.0 m3進(jìn)入環(huán)空。

5）壓裂車正擠高失水堵漏鉆井液1次；為避免鉆桿水眼堵塞，采用壓裂車正擠密度1.90 g/cm3、濃度44%的高失水堵漏鉆井液30.0 m3進(jìn)入井筒，堵漏成功。

6）控壓循環(huán)、劃眼、短程起下鉆循環(huán)排后效；起鉆更換鉆具組合，下鉆鉆塞；分段控壓劃眼、循環(huán)排氣。然后精細(xì)控壓循環(huán)處理鉆井液，提密度至2.15 g/cm3，立壓17.4～19.3MPa，套壓0.5～1.2 MPa，排量1 560 L/min，焰高0.5～5.0 m，氣體流量0～650.0 m3/h，恢復(fù)正常。

此次溢流井控險(xiǎn)情主要原因是當(dāng)班人員處置不當(dāng)，溢流發(fā)現(xiàn)后未立即關(guān)井導(dǎo)致。司鉆、鉆井技術(shù)負(fù)責(zé)人收到坐崗工發(fā)現(xiàn)溢流5.2 m3及錄井工發(fā)現(xiàn)立壓異常下降2 MPa后，均未立即關(guān)井，反而恢復(fù)原排量倒換閥門至精細(xì)控壓流程循環(huán)驗(yàn)證，加速侵入氣體上升運(yùn)移，違反了發(fā)現(xiàn)溢流立即關(guān)井的井控要求。其次循環(huán)降低鉆井液密度0.06 g/cm（3井底壓力降低約3.7 MPa）后，未停泵靜止觀察出口斷流情況，違反相關(guān)井控規(guī)定。再次，由于做低泵沖試驗(yàn)的原因，同等排量時(shí)精細(xì)控壓人員監(jiān)測(cè)到出、入口流量相差3～4 L/s，認(rèn)為是低泵沖排量變化引起，未匯報(bào)也未驗(yàn)證，無井控安全意識(shí)，錯(cuò)失了最佳關(guān)井時(shí)間。

另外該井地質(zhì)設(shè)計(jì)中對(duì)長(zhǎng)興組-吳家坪組壓力系數(shù)預(yù)測(cè)為1.80，實(shí)鉆使用密度分別為1.93、2.07 g/cm3鉆進(jìn)長(zhǎng)興組發(fā)生氣侵，地質(zhì)預(yù)測(cè)壓力系數(shù)低，導(dǎo)致現(xiàn)場(chǎng)施工人員思想麻痹，忽視了鉆進(jìn)過程中的異常高壓風(fēng)險(xiǎn)，是此次險(xiǎn)情的間接原因。

2.3 第三次（控壓下套管過程中）溢流險(xiǎn)情及分析

1）2021年8 月9日14:20使用127 mm（5＂）鉆桿送Φ168.28 mm套管至井深4 181 m，為避免裸眼段發(fā)生井漏，按固井設(shè)計(jì)要求進(jìn)行精細(xì)控壓循環(huán)降密度，控壓2.0 MPa，4 181 m上部井段密度由2.14 g/cm3下降至2.05 g/cm3，下部井段井漿密度仍保持2.14 g/cm3。8月10日05:20控壓下鉆送套管至井深6 584 m；05:24精細(xì)控壓人員發(fā)現(xiàn)液面上漲，出口流量由13 L/s上升至21 L/s，立即匯報(bào)，并迅速關(guān)井。觀察套壓由3.0 MPa上升至8.0 MPa，液面上漲2.6 m3。第三次井控險(xiǎn)情出現(xiàn)。

2）出現(xiàn)險(xiǎn)情后立即組織“反推壓井液降低套壓+搶下套管+快速固井”方案。

前期分兩次反推環(huán)空密度2.14 g/cm3壓井液共計(jì)80.0 m3，降套壓至0.4 MPa；開井，控壓（2.0～3.0 MPa）環(huán)空循環(huán)、搶下鉆桿送套管至井底（7605.00 m）；坐掛、丟手完成后立即組織固井正注快干水泥漿16.0 m3；后快速控壓（2.0～3.0 MPa）起鉆至懸掛點(diǎn)以上400 m，關(guān)井觀察，套壓1.3 MPa上升至3.1 MPa，氣層未被全部封??；后下鉆在喇叭口位置（5 700 m）正注緩凝水泥漿40.0 m3，侯凝、恢復(fù)正常。

此次溢流井控險(xiǎn)情主要原因是中途控壓循環(huán)降低密度后井底壓力不能平衡地層壓力，導(dǎo)致地層氣體進(jìn)入井筒引發(fā)溢流。該井在川渝地區(qū)第一次采取“鉆具下放期間通過下鉆激動(dòng)壓力補(bǔ)充井底壓力，在靜止期間通過精細(xì)控壓補(bǔ)壓控制井底壓力”的思路操作[7-8]。在理想狀態(tài)下，下鉆激動(dòng)壓力恒定，則能起到補(bǔ)充壓力的作用，但實(shí)際上激動(dòng)壓力由于鉆井液的黏滯作用以及下放速度的不均勻，導(dǎo)致激動(dòng)壓力是非恒定的且呈波動(dòng)狀態(tài)，因此井底壓力也呈波動(dòng)狀態(tài)，形成井底壓差導(dǎo)致井底壓力失衡；其次目前激動(dòng)壓力計(jì)算模型與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)存在一定誤差范圍，無法準(zhǔn)確得到下鉆全過程的激動(dòng)壓力值；再次，控壓過程為手動(dòng)設(shè)置調(diào)節(jié)，作業(yè)人員長(zhǎng)時(shí)間重復(fù)操作，可能由于崗位間溝通不暢、人員疏忽、操作錯(cuò)誤等原因都將嚴(yán)重影響控壓效果，間接導(dǎo)致井控險(xiǎn)情的發(fā)生[9-10]。

3 認(rèn)識(shí)與建議

1）加強(qiáng)區(qū)塊地質(zhì)認(rèn)識(shí)與研究。針對(duì)突然鉆遇異常高壓地層，鉆井液液柱壓力無法控制地層壓力的問題，地質(zhì)人員應(yīng)使用已獲取的探井資料數(shù)據(jù)，對(duì)開發(fā)井地質(zhì)設(shè)計(jì)風(fēng)險(xiǎn)提示中地層壓力系數(shù)提高準(zhǔn)確性，通過分條帶、分井區(qū)針對(duì)性地制定井身結(jié)構(gòu)，避免高低壓地層同存一裸眼井段。

2）強(qiáng)化關(guān)鍵崗位人員素質(zhì)。針對(duì)低泵沖試驗(yàn)時(shí)，當(dāng)班人員未及時(shí)發(fā)現(xiàn)并匯報(bào)井控事故的問題，需要提高現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)人員、技術(shù)人員及司鉆應(yīng)強(qiáng)化井控風(fēng)險(xiǎn)意識(shí)，在開發(fā)井鉆井過程中也應(yīng)時(shí)刻注意鉆遇異常壓力地層的風(fēng)險(xiǎn)，克服麻痹僥幸心理。在收到坐崗工、錄井工、控壓人員參數(shù)異常匯報(bào)后，都應(yīng)立即停泵、關(guān)井，避免繼續(xù)循環(huán)觀察。

3）增加激動(dòng)壓力安全系數(shù)。川西北地區(qū)地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜，建議精細(xì)控壓固井設(shè)計(jì)中，采用下放鉆具產(chǎn)生的激動(dòng)壓力控制地層壓力時(shí)，仍需附加（氣/油井）密度安全系數(shù)，以降低控壓不及時(shí)造成的井底壓力失衡風(fēng)險(xiǎn)。

4）優(yōu)化精細(xì)控壓技術(shù)手段。當(dāng)前控壓技術(shù)需要頻繁操作，控制精度受人為影響較大，導(dǎo)致井底壓力時(shí)高時(shí)低，較易誘發(fā)井底壓力失衡。建議在復(fù)雜工況下精細(xì)控壓使用自動(dòng)化操作并簡(jiǎn)化操作程序，避免人為因素導(dǎo)致井控險(xiǎn)情發(fā)生。