高壓氣井井控風險分析與認識
——以川西北地區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營服務有限公司(四川 成都 610500)

2.中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司（天津 300452)

川西北地區地質分層中存在多個氣層，雷口坡組以下地層含硫化氫。縱向上呈現出多壓力系統的特點，且裂縫發育，發生井筒溢流與漏失的可能性較大，常出現上噴下漏或上漏下噴的復雜情況。因此該地區井身結構設計多以五開、六開井身結構為主，同時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淡薄，導致該地區鉆井施工過程中井控險情屢次出現。為此，對該地區SY001-X9井鉆井施工不同工況下的3次險情進行分析，為后續鉆井施工提供井控安全管理經驗[1-2]。

1 基本情況

SY001-X9井是川西北氣礦所屬滾動評價井、開發井，位于盧家漕構造上二疊統底界構造高點附近，井型為大斜度井。設計井深8 240 m，垂深7 376 m，目的層棲霞組，實際完鉆井深8 365 m。設計為五開井身結構，留有備用套管一層，該地區鉆井施工難點在四開鉆井施工，需穿過雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關組、長興組、吳家坪組、茅口組，共計6組地層，且以上地層勘探早期都曾為目的層進行過開采，裂縫發育，油氣資源富集。地質設計中提示四開地層壓力系數從1.67～2.0均有分布，成為該井井控風險最大的施工階段。

2 井控險情分析

鉆井設計中雖然已經提示了雷口坡組～茅口組安全密度窗口窄，易出現噴漏同存的風險。但該井由于按設計鉆井液密度鉆遇異常壓力地層、施工人員井控安全意識不強及未按井控措施執行等原因，造成本井四開至完鉆過程中仍然發生了3起溢流井控險情。

2.1 第一次（鉆進過程中）溢流險情及分析

1）2020年9 月26日11:21使用密度1.93 g/cm3，漏斗黏度52 s有機鹽聚磺鉆井液鉆進至井深6 380.21 m，地層：長興組，發現液面上漲0.3 m3，出口流量由14.2%上升至23.8%。

發現溢流后現場立即組織關井，觀察套壓由0上升至0.4 MPa。隨后采用密度1.96 g/cm3壓井液經液氣分離器控壓循環，套壓由0.4 MPa上升至4.1 MPa后逐漸降低至0.8 MPa，循環調整鉆井液出入口密度均勻至1.96 g/cm3，液氣分離器出口點火焰高0.5～1.0 m。循環兩周后，停泵觀察出口斷流。開井，循環鉆井液，液面恢復正常[3-4]。

2）2020年9 月26日18:44復合鉆進至6 390.17 m，再次發現液面累計上漲0.4 m（330 min），出口流量無變化；循環觀察15 min，液面上漲0.4 m3；立即組織關井，觀察壓力期間套壓從0上升至7.1 MPa，發生井控險情。

立即采用控壓循環排氣，出口點火焰高4.0～7.0 m，如圖1所示。由于火焰高度持續不降，決定繼續加重鉆井液密度至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 控壓排氣現場圖

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

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

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

此次溢流井控險情主要是由于鉆遇異常高壓地層，油氣層孔隙度高、發育良好，比設計壓力系數預測高0.27；再次恢復鉆進過程中現場作業人員收到溢流匯報后，未立即關井，而繼續循環觀察，導致氣體快速上升運移，最終造成高套壓井控險情的發生。其次，泄壓過程中火焰無明顯減弱，現場又未準確求取立壓，導致壓井過程中發生漏失，最終出現噴漏同存的局面，增加了后續處理的難度。因此，溢流發生后第一時間停泵關井、然后求取到準確的關井立壓，仍是溢流處置的關鍵步驟，否則將會造成后續處置的復雜化。

2.2 第二次（低泵沖試驗過程中）溢流險情及分析

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精細控壓循環排后效、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，坐崗工發現液面上漲5.2 m3并匯報，07:23恢復原排量后發現立壓下降2 MPa，錄井人員匯報立壓降低、液面異常。倒換閥門使用精細控壓設備循環，排量一致，立壓仍下降2 MPa。立即組織關井，觀察套壓由3.2 MPa快速上升至11.2 MPa。發生第二次井控險情，如圖2所示。

圖2 第二次溢流現場圖

2）發生險情后，由于關井套壓增長較快，氣體運移上升至上部井段，決定采用“控壓循環排氣+多次環空反推壓井液”的方案進行，反推壓井液密度2.35 g/cm3的有機鹽聚磺鉆井液。

3）由于環空反推壓井液過程中，地層發生漏失，決定控壓起鉆至4 354 m，再次進行正擠返推。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的有機鹽聚磺鉆井液。

4）環空反推堵漏鉆井液1次；采用精細控壓反推密度2.15 g/cm3、濃度45%的堵漏鉆井液40.0 m3進入環空。

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進入井筒，堵漏成功。

6）控壓循環、劃眼、短程起下鉆循環排后效；起鉆更換鉆具組合，下鉆鉆塞；分段控壓劃眼、循環排氣。然后精細控壓循環處理鉆井液，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，恢復正常。

此次溢流井控險情主要原因是當班人員處置不當，溢流發現后未立即關井導致。司鉆、鉆井技術負責人收到坐崗工發現溢流5.2 m3及錄井工發現立壓異常下降2 MPa后，均未立即關井，反而恢復原排量倒換閥門至精細控壓流程循環驗證，加速侵入氣體上升運移，違反了發現溢流立即關井的井控要求。其次循環降低鉆井液密度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，違反相關井控規定。再次，由于做低泵沖試驗的原因，同等排量時精細控壓人員監測到出、入口流量相差3～4 L/s，認為是低泵沖排量變化引起，未匯報也未驗證，無井控安全意識，錯失了最佳關井時間。

另外該井地質設計中對長興組-吳家坪組壓力系數預測為1.80，實鉆使用密度分別為1.93、2.07 g/cm3鉆進長興組發生氣侵，地質預測壓力系數低，導致現場施工人員思想麻痹，忽視了鉆進過程中的異常高壓風險，是此次險情的間接原因。

2.3 第三次（控壓下套管過程中）溢流險情及分析

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，為避免裸眼段發生井漏，按固井設計要求進行精細控壓循環降密度，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精細控壓人員發現液面上漲，出口流量由13 L/s上升至21 L/s，立即匯報，并迅速關井。觀察套壓由3.0 MPa上升至8.0 MPa，液面上漲2.6 m3。第三次井控險情出現。

2）出現險情后立即組織“反推壓井液降低套壓+搶下套管+快速固井”方案。

前期分兩次反推環空密度2.14 g/cm3壓井液共計80.0 m3，降套壓至0.4 MPa；開井，控壓（2.0～3.0 MPa）環空循環、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）起鉆至懸掛點以上400 m，關井觀察，套壓1.3 MPa上升至3.1 MPa，氣層未被全部封住；后下鉆在喇叭口位置（5 700 m）正注緩凝水泥漿40.0 m3，侯凝、恢復正常。

此次溢流井控險情主要原因是中途控壓循環降低密度后井底壓力不能平衡地層壓力，導致地層氣體進入井筒引發溢流。該井在川渝地區第一次采取“鉆具下放期間通過下鉆激動壓力補充井底壓力，在靜止期間通過精細控壓補壓控制井底壓力”的思路操作[7-8]。在理想狀態下，下鉆激動壓力恒定，則能起到補充壓力的作用，但實際上激動壓力由于鉆井液的黏滯作用以及下放速度的不均勻，導致激動壓力是非恒定的且呈波動狀態，因此井底壓力也呈波動狀態，形成井底壓差導致井底壓力失衡；其次目前激動壓力計算模型與現場實測數據存在一定誤差范圍，無法準確得到下鉆全過程的激動壓力值；再次，控壓過程為手動設置調節，作業人員長時間重復操作，可能由于崗位間溝通不暢、人員疏忽、操作錯誤等原因都將嚴重影響控壓效果，間接導致井控險情的發生[9-10]。

3 認識與建議

1）加強區塊地質認識與研究。針對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，地質人員應使用已獲取的探井資料數據，對開發井地質設計風險提示中地層壓力系數提高準確性，通過分條帶、分井區針對性地制定井身結構，避免高低壓地層同存一裸眼井段。

2）強化關鍵崗位人員素質。針對低泵沖試驗時，當班人員未及時發現并匯報井控事故的問題，需要提高現場作業人員、技術人員及司鉆應強化井控風險意識，在開發井鉆井過程中也應時刻注意鉆遇異常壓力地層的風險，克服麻痹僥幸心理。在收到坐崗工、錄井工、控壓人員參數異常匯報后，都應立即停泵、關井，避免繼續循環觀察。

3）增加激動壓力安全系數。川西北地區地層壓力系統復雜，建議精細控壓固井設計中，采用下放鉆具產生的激動壓力控制地層壓力時，仍需附加（氣/油井）密度安全系數，以降低控壓不及時造成的井底壓力失衡風險。

4）優化精細控壓技術手段。當前控壓技術需要頻繁操作，控制精度受人為影響較大，導致井底壓力時高時低，較易誘發井底壓力失衡。建議在復雜工況下精細控壓使用自動化操作并簡化操作程序，避免人為因素導致井控險情發生。