顺北“深地一号”工程录井溢流预报的应用

肖志鹏(中石化西北油田分公司，新疆 轮台 841600)

0 引言

顺北“深地一号”油气田(以下称“顺北超深井”)位于新疆塔里木盆地腹地，目前为中国石化西部资源战略接替的重要阵地。顺北超深井储层埋深7600～9000 m，以奥陶系“断裂+串珠”形成的断控体为主要勘探目标，目的层普遍存在钻遇井漏溢流的情况，且压力空间窄，导致现场漏溢转换频繁，加之井底异常反馈到地面时间长等问题，导致液面监测到池体积增长时溢流已发生多时，关井套管迅速增大。同时志留系、奥陶系局部异常高压难以预测，钻遇时悬重立压迅速发生变化，待地面监测系统反馈溢流时为时已晚，给井控安全带来了巨大困难。

顺北超深井钻井过程中，影响因素较多，如不能及时处理溢流，有可能导致关井压力高，井控装备和设施承受能力受到巨大考验，长时间的停待处理故障导致随之而来的井壁垮塌、高温高压使钻井液性能降低等进而导致卡钻，造成井下事故，甚至单井报废。为此，笔者研究了顺北多口超深井溢流异常参数变化规律，结合现场实际应用技术手段，建立了实时钻进综合参数预报，根据实施钻进层位强化多参数提示，形成了顺北区块超深井溢流多参数报警技术，现场应用表明，该技术预警效果明显。

1 顺北超深井溢流参数变化特征

顺北超深井溢流一般有两种，一种是高压盐水，主要发生在泥盆系东河塘组和志留系地层，另一种是钻遇储层高压层，主要发生在目的层奥陶系地层。溢流发生时，一般录井参数：钻时减小、偶尔伴随放空，平均钻时减小，立管压力突然跳跃，或者出现先升高后降低的微变化过程，出流不断流或起伏跳跃并迅速增大；总池体积增加；大钩负荷减小；气测升高，接单根后效气明显；钻井液密度减小，黏度升高；电导率增大或者减小。例如：顺北41X井在一间房组发生溢流时，高架槽出口流量上升，总池体积升高，立压下降，全烃上升，其他参数无明显变化。同时顺北超深井部分区域局部可能存在异常高压，钻遇异常高压时参数变化可能优先体现在悬重下降、立压上升，地面系统反馈慢，溢流发生时可能仅单项参数变化、而其他参数变化不明显、或无变化，这与其他区域出口流量、总池体积快速变化特征又有明显的区别，设置好多参数门限报警能够有效地帮助发现微小溢流。例如：顺深1井钻进至7726.20 m，全烃由1.51%上升至6.2%。出口流量由36%上升至47%，其他参数无明显变化，录井队预警后钻井队立即组织关井，关井成功后立压0 MPa，套压2.6 MPa。

2 超深井溢流参数异常预报模型及应用

2.1 溢流参数异常模型

2.1.1 溢流参数异常预报流程

工程参数异常预报流程概括为监测、发现、判断、预报、处理，顺北区块超深井由于井深大，地层情况复杂，处置时间窗口小，发现异常后再核对异常参数、进行异常验证过程中往往造成后故障瞬间扩大，后期难以处置。例如顺深1井，定向钻进至井深7937.07 m，大钩负荷2020 kN下降至1756 kN，立压27 MPa上升至36.5 MPa，录井队仪器房发现立压、悬重异常通过内线电话提示司钻参数异常(录井队未判断立压、悬重异常为井下溢流)；2 min后录井队仪器房坐岗记录填写池体积增长10.69 m3(录井队判断停泵上提下放导致)未通知钻井队；10 min后井队泥浆工发现液气分离器出口不断流，通知组织关井，13 min关井成功，套压16.08 MPa。两次预报错判、预报滞后为后期压井带来了困难，且存在井控风险。录井异常预报问题主要集中在发现和判断环节，针对这一情况，优化异常预报流程，将异常判断环节后置，与现场处置合并，做到及时处置，避免由于判断过程引起处置速度慢，造成事故。

2.1.2 溢流多参数预警模型

通过顺北区域已钻井录井资料以及事故分析统计报告等，分析不同工况及各异常情况下综合录井特征参数的变化规律，结合井下参数(钻时、悬重和立压)、井口参数(出口流量、密度和电导、气测)及罐区参数(池体积)，建立自井下-井口-罐区的三级参数变化，构建了基于多参数动态预警模型。如表1所示。然后，基于建立的多参数动态预警模型，在对录井资料的监测分析的基础上，实时判断井下风险类型及概率，充分发挥现有综合录井仪监控手段，合理优化各参数上下门限值，结合实际对预警模型进行干预，不断提高预报准确率。最后，综合单井各异常预报准确情况，实时优化预警模型中各参数变化监控，在钻井工程异常向钻井工程事故演变量变过程识别并发现端倪，使其风险预测精度不断提高，在风险发生的早期给出预警信息，及时指导风险调控措施的开展。

表1 溢流预警模型示例

分析顺北区块溢流资料，溢流多发在一间房组和鹰山组，溢流主要发生在钻进工况下，提离井底、起钻、划眼溢流发生概率相近，下钻工况相对安全，参数变化情况看，在发生的溢流事件中出口流量、池体积、气测值都发生了异常变化，而立压异常概率接近50%，出口密度、出口电导率异常概率约为 30%，钻时、悬重异常概率约为 5%，其他参数变化概率较低[1-2]。

揭开奥陶系中统一间房组前50 m针对溢流实施溢流预警模型预报，对井口参数变化和罐区参数变化进行一级报警，采取必要处置措施，对井口参数进行二级报警，提早准备，加强观察，如持续变化或者一级参数变化，立即采取措施，提示值班人员和技术人员注意钻井情况。对池体积及出口流量强化报警门限，分两级提示，总池体积上涨0.5 m3预报警，上涨1 m3紧急报警，出口流量增长 2%预报警，上涨 5%紧急报警。结合多参数报警模型，关注单一参数变化是否变为多参数变化，井下-井口-罐区三级流程中均有参数变化时，立即采取措施，关井观察，确保井控安全。

2.2 应用

超深井工程参数异常模型在顺北油田应用以来，取得很好的成绩。单井综合录井之初结合顺北工区风险评估模型对本井各风险进行识别，认识本井风险情况，针对各风险制定 本井施工方案，并对本队人员进行交底，同时对操作人员根据优化参数预报流程进行培 训。参数异常预报率成功率提升至100%，准确率提升至95%以上。

按预报模型进行录井工程参数异常预报录井，全程进行参数监测，特别是在目的层施工前对综合录井仪、智能溢流系统中总池体积、出口流量、立压等进行规范化参数报警门限设置，并实时对相关参数门限设置情况进行检查修改。例如顺北61斜井钻进至井深8353.82 m，出口流量由37.93%上升至38.99%，全烃由1.573%上升至16.411%，总体积由38.64 m3增加至39.15 m3，其他参数无变化，溢流0.51 m3，大钩负荷、立管压力等其他参数均无变化，录井队预报后钻井队立即采取措施，也放弃了真假验证过程，立即上提钻具，3 min关井成功，关井套压1.01 MPa,后经核实从发现溢流至关井成功实际溢流总量为0.66 m3。同样在顺北21斜井鹰山组控压钻进至8714.93 m，悬重由2396.3 kN降至1796.2 kN，立压由20.5 MPa上升至27.1 MPa，其他参数无明显变化(如图1所示)，发生溢流，录井队当班人员启动一键溢流报警。钻井队3 min关井成功，关井套压21.6 MPa。

图1 顺北21斜井鹰山组溢流图

两次溢流均是钻遇目的层储层所致，是顺北超深井目的层参数异常预报重点项目之一。录井队当班人员根据参数变化情况结合超深井预报模型进行了一级报警，放弃进一步验证过程，启动一键报警。由于预报及时，两次预报均为钻井队及时处理赢得宝贵时间，避免了后续复杂情况的发生并保障了井控安全。

2.3 发展

针对顺北超深井溢流监测困难，井深太深导致异常反馈到地表时间过长，钻井过程中异常参数报警频繁，录井现场难以判断，顺北超深井凝析气藏和异常高压的存在，也导致了溢流发现，井控安全尤为重要。顺北区块录井通过安装溢流预警系统、一键报警装置，普及溢流三级响应预警模型等，来进一步提高溢流发现的及时性。但仍存在单参数预警系统发出报警过于频繁、误报率高影响判断等情况的发生，实际发现过程中人的因素仍占主要原因。

在录井行业往“标准化、信息化、智能化”的发展过程中，溢流异常预报的单参数报警模式、异常需人员主观判断等如何融入到整体发展中来，如何利用地质预测和录取到的录井参数多参数系统自动报警，如何利用录井方式提前预判地下存在的异常高压层等问题还需得到解决。

3 结论

顺北超深井录井工程参数异常的特点多表现为单项或少参数变化特征，而且参数变化与异常无固定对应关系，现场往往依据个人经验进行判定，给现场操作带来很大困难，预报失败率很高。笔者根据区域地质特征建立异常预报模型和溢流预警模型，利于现场人员培训学习，能有效提高预报准确率，避免预报失败。

(1)总结顺北工区超深井溢流异常特点，建立多参数报警模型；现场操作人员根据运用多参数预报模型合理优化参数报警。采取“多参数监测、少参数或单参数变化预警”的模式，极大提高异常预报准确率，减少异常预报失误；

(2)顺北超深井溢流异常预报模型应用结果表明：该模型在顺北区块应用效果良好，能够有效及时发现溢流参数异常，阻止钻井工程异常向钻井工程事故演变量变过程，控制井控风险，降低事故发生几率，提高钻井时效；

(3)该模式为非固定模式，可不断自我补充和完善，可随着钻井工程以及井下地质特征认识加深，而不断优化更新模型，具有较强的现场适应性；

(4)该方法具有较强的可推广性，推广其他地质和工程条件相似区域，根据区域钻井施工特征及区域地质概况，建立本工区纵向剖面风险识别模型，根据修改单项模块，以及区域性分析评估模块内容，即可适应该区域录井工程参数预测预报工作的工作方法。