油田钻井溢流事故规律研究及应对措施

王钦晓宇

中国石化中原石油工程有限公司塔里木分公司，新疆库尔勒 841000

溢流是指当井底压力低于地层压力时，井口返出钻井液流量大于泵入量，停泵后井筒流体从井口自动外溢的现象［1-3］。溢流发展到井筒流体喷出转盘面时，就会发生井喷，造成不可估量的后果。据统计，2017—2020 年冀东油田发生钻井溢流共计41 井次，严重影响了钻井施工速度，造成了巨大的人力、物力浪费。对冀东油田钻井溢流发生的一般规律进行分析，找到冀东油田的高井控风险区域及需要重点关注的层位，提出了提高压井质量需要注意的相应措施，最大限度地降低冀东油田钻井井控风险。

1 冀东油田溢流统计及原因分析

1.1 溢流井次统计及分析

冀东油田近年来在钻井施工过程中溢流频次加剧，严重影响油田钻井施工进度，甚至造成钻井事故，对此统计溢流事故主要发生的作业区块，找到溢流规律和原因，可以采取必要的措施减少溢流的发生。据统计，2017—2020 年间该油田的5个溢流高发区块合计发生41 井次溢流，共占溢流总井次的70%，结果见图1。冀东油田地层序列一般为明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组、寒武系。由图1可知，在2017—2020年间，沙河街组发生溢流的井次最多（28 井次），占溢流总井次的68%；其次为东营组（9 井次），占溢流总井次的22%。

图1 冀东油田不同区块不同层位的溢流井次统计

1.2 各断块溢流分布

对冀东油田2017—2020 年各断块、层位溢流井进行统计，结果见图2。由图2 可以看出，冀东油田的XX-1 断块、XX-2 断块、XX-3 断块、XX-4断块、XX-5 断块都曾经发生过溢流，溢流层位集中在东营组和沙河街组，总共37 井次，其中XX-4断块发生溢流井次最多（17 次），占冀东油田溢流总井次的46%。

图2 冀东油田各断块、层位溢流井次统计

1.3 溢流规律及原因分析

统计分析，层位溢流风险从高到低为沙河街组、东营组、馆陶组、寒武系；冀东油田的主要井控风险集中在沙河街组、东营组。发生钻井溢流的主要原因是：①冀东油田经过多年的注水开发，注水层位集中在沙河街组，注水措施可能导致地层压力异常，导致溢流事故频频发生；②油田老区开发层系多，多年开发造成地下层位连通，钻井时受到其他井的影响发生溢流；③钻井施工过程中钻井液密度设计不合理，不能准确平衡地层压力造成溢流发生。

2 溢流处置中的问题分析

2.1 溢流的发现

当发生溢流时，会有一些参数发生异常变化，主要包括：钻井速度、放空、扭矩、泵压、钻井液密度、气测全烃值、钻井液池液面和钻井液流量等。钻井液池液面和钻井液流量是溢流发生的直接显示，当钻井液池液面增加或钻井液流量增大时，表明发生溢流。一旦油井参数发生异常变化，就需要采取措施［4］。

当钻进遇到异常高压层时，钻井速度、扭矩会发生异常变化，这是判断溢流发生的最早时机。如果判断及时，能够减少井眼环空、钻井液污染现象，关井后立管压力和套管压力相差较小，此时读取关井压力数据简单、准确且误差小，处理也较容易［5］。

图3是2017—2020年冀东油田所有溢流井中异常参数出现比例的分布情况。由图3 可知：在所有溢流井中，有29 口井溢流时都发生了气测值升高的异常现象，占72%；有11 口井气测值升高，出口钻井液密度降低，占28%；仅2 口井是在钻时加快时发现的，占5%。这表明在2017—2020 年所有发生的溢流井中，绝大多数是在井底发生溢流的一个循环周期之后才被发现。因此密切关注钻井参数异常变化，能提早发现溢流，可以有效地降低处理难度。

图3 2017—2020 年溢流井异常参素变化比例

2.2 发现异常参数后采取的措施

在钻井过程中，当发现异常参数变化时，技术人员通常会采取循环观察、关井、停泵观察或节流循环等措施。循环观察和停泵观察属于敞口措施；关井和节流循环属于关闭井口措施。一旦发生溢流，停泵观察能够通过观察井口情况直接判断是否发生溢流，以便及时采取措施。循环观察不会遏制井底溢流，反而会使溢流的显示更加明显。当井口流量增加到一定程度时，气测值异常或出口钻井液密度降低，此时对溢流做出判断后才进行关井。所以说，循环观察不是在有效控制井底溢流的基础上采取的措施，这种做法实际上延迟了控制溢流的时机，加重了溢流的严重性［6-7］。

图4是2017—2020年冀东油田所有溢流井发生参数异常后采取措施的统计图。由图4可知：约占48%的溢流井都采取了关井的措施，但是仍有33%的溢流井最初采取的是循环观察措施。这一结果表明：对于发生溢流的井，最初发现异常后都采取了措施，虽然压井成功，但是仍有一部分溢流井没有得到最科学、最有效的处理。

图4 2017—2020年溢流井发生参数异常后的措施

2.3 压井过程中压力的控制

1）压井过程中操作人员不了解压力传播的滞后性，导致压力控制紊乱。

现场压井过程中，由于操作人员不熟悉压力在液体中传递的滞后性，过快地调节节流阀的开度，导致不能稳定地控制立管压力。然而，压力过大则会压漏地层，压力过小则会导致压井过程中地层流体继续侵入，最终使整个压井施工失败甚至导致溢流更加复杂［8-9］。一般情况下，压力在钻井液中传递的速度约为300 m∕s，调节节流阀的阀位开度后，压力传递到立管压力表时一般需要十几秒时间，所以现场操作人员必须了解压力传递的性质，对节流阀做出调节后要等待压力传递到立管压力表，再进行下一步调节，否则就会使压力混乱，井底压力忽高忽低。

2）当套管压力升高时，增大节流阀开度，以降低套管压力。

现场操作人员如果不了解流体性质、不熟悉压井原则，在压井过程中发现套管压力升高就盲目地打开节流阀的开度来降低套管压力，则会导致井底压力低于地层压力，使地层流体进一步侵入井眼环空，不但达不到压井的目的，反而会导致溢流更加严重［4，10］。

压井的原则是确保整个压井施工过程中井底压力略高于地层压力。发生溢流后，地层流体侵入井眼环空，但很少侵入钻具内，钻具内部钻井液基本性能稳定，所以压井过程中能够很好地通过控制立管压力进而控制井底压力，确保整个过程中溢流不继续发生。

3）通过关井立管压力计算压井液密度，增加适量附加值。

根据井深储层显示、流体物性等因素确定关井立管压力，计算压井液密度和适量附加值。制定合理压井方案，根据关井数据、压井液密度、低泵冲压力、溢流流体性质和最大关井压力等数据填写压井施工单，在压井施工单上绘制出立管压力及控制范围，同时绘制套管压力大致曲线和控制范围作为参考，以便保持井底压力大于地层压力而小于漏失压力，从而提高压井作业中压力控制的精确度。做好准备工作后，操作人员需要严格按照压井施工单进行压井作业。

3 结论

1）应对油田钻井溢流时，首先要了解油藏特性，搞清楚井控风险的主要原因。冀东油田的井控风险较高的层位是沙河街组，且在主要断块附近，井控风险的主要原因是注水开发。

2）翼东油田在降低井控风险、提高压井质量方面还有一定的提升空间：第一，重点层位施工时，密切关注钻井参数，发现异常时采取正确排除措施，提早发现溢流；第二，正确关井，记录并确定正确的关井压力，求取立管压力，得到准确关井数据；第三，提高现场技术人员和操作人员的井控技术水平。