摘要：川渝地区采用欠平衡钻井技术提速效果明显，但在钻进过程中，易发生发现气层后关井不及时，压井循环排气套压过高的问题。对欠平衡钻井溢流风险进行评估，可以为每口欠平衡井制订安全预案提供理论依据。为此，利用实钻资料，对欠平衡钻井潜在的溢流风险进行了分析，提出了欠平衡钻井前开展溢流风险分析的方法。其核心是：根据欠平衡井钻遇的地层特性，预测不同欠压值下的地层出气量，再通过压井计算确定循环排气时的最大套压值，最后判定允许的溢流量及关井时间。以四川盆地合川构造的合川X井为实例进行了计算，计算结果与实钻结果相符，证明上述欠平衡钻井溢流风险分析方法是切实可行的，并提出了控制欠平衡钻井溢流风险的对策与措施。通过分析欠平衡钻井溢流风险、规范欠平衡操作、明确施工细节，可以确保及时发现溢流、及时关井、严格控制溢流量，进而实现快速安全钻井。
关键词：欠平衡钻井；钻井提速；溢流风险；分析方法；压井；溢流量；关井时间；川渝地区
川渝地区的欠平衡钻井技术提速主要应用在第二次开钻的非目的层，该段采用气体钻井易井塌、出水较严重，且欠平衡钻井与常规钻井相比，机械钻速提高明显[1～6]。但在采用欠平衡钻井提速过程中，多口井遇到高压气层，由于地层压力系数不确定，无法判断是否钻遇高产气层，地面控压也不清楚。此类因素极有可能导致溢流量过多、压井循环排气时套压过高的情况。
2008年以来，为了缩短钻井周期，对川渝地区部分区块的井身结构进行了简化，以四川I盆地合川构造为例，表层套管下深至400m。这就对井控安全提出了更高的要求，主要原因是：表层套管下深较浅(地破试验结果为10MPa)，套管鞋处地层破裂压力低于地面设备安全承压范围以及套管强度，该处是井控安全的薄弱点。如果压井循环排气套压超过10MPa，就极有可能压破地层，高压气体沿着破坏的地层进入地表，使整个井场被易燃气体淹没，有可能引发爆炸着火、烧毁钻机，甚至造成严重的人员伤亡。因此，预先开展溢流风险分析，确定欠平衡钻井过程中的允许溢流量，制订相应对策，对确保井控安全意义重大。
1 潜在溢流风险分析
欠平衡钻井技术通过设计合理的钻井液密度，使井底压力低于地层孔隙压力，并在施工过程中采用地面控压的方式，使地层流体持续稳定地流入井筒，因此，溢流始终伴随着整个欠平衡钻井过程[7]。为了保证井控安全，欠平衡钻井在首次发现溢流后，须确保溢流在允许范围值以内及时关井。
但是，在现场开展的欠平衡钻井作业中，仍潜在一定的溢流风险。这种风险主要归咎于关井不及时，压井循环排气套压过高。依据实钻资料，通过对多口井的总结，发现溢流风险主要基于以下原因：
1) 钻井队对欠平衡钻井技术掌握不熟练，钻机设备老化，提游车慢，导致关井不及时，发生溢流过多的井多属于此类。
2) 所钻储层段物性差异较大，如果发现溢流小于1m3，多数情况下采用控压处理和观察，在短短几分钟内，溢流量可能迅速上涨为4～6m3，从而延长了关井时间，加大了井控风险。
3) 不同构造的关井时间未能较准确的确定，导致地层压力未能准确计算。如四川盆地营山构造储层较致密，套压反应较慢，按规定关井求压控制在10～15min，而实际关井时间则可能更长。
以下是四川盆地合川构造两口井的溢流过多，压井循环排气套压过高的实例。
合川X井：清晨06：32发现溢流，录井资料显示溢流量为1.66m3(图1)，此时，井深2385m，地层压力系数为1.36，钻井液密度为1.2g/cm3，继续控压钻进，至6：42才开始关井；在控压钻进过程中，06：32-06：42间隔有10min，溢流量达到11.49m3，06：45关井成功，溢流量达到18.675m3，此时关井套压上涨至9.5MPa，后压井过程中，套压上涨至13.8MPa。
合川Y井：在半夜O0：35，溢流量由0.6m3增至3.4m3，准备采取关井措施，直到00：39，关井才完成，期间耗费时间4min，溢流量由3.4m3增加到16.2m3，此时，循环排气处理过程中，套压上涨至16.9MPa，溢流变化情况如图2所示。
合川X井与合川Y井的实际情况表明，两口井压井循环排气的过程中，套压分别为上涨至13.8MPa和16.9MPa，而套管下深都为400m，地破试验结果值为10MPa。两口井的套压都超过了地层破裂压力值，所幸地层未被压破，未造成事故。同时，这两起欠平衡钻井溢流过多的案例也说明：欠平衡钻井前，有必要根据每口井的地质特点开展溢流风险识别，预测潜在的溢流风险，制订相应对策，确保安全。
2 溢流风险评估方法
欠平衡钻井溢流风险评估的核心是：根据欠平衡井钻遇的地层特性，预测不同欠压值下的地层出气量，再通过压井计算确定循环排气时的最大套压值，最后判定允许的溢流量及关井时间(图3)。
迄今为止，川渝地区已在多个构造，包括合川构造、广安构造、安岳构造、九龙山构造、营山构造、磨溪构造及龙岗构造等，广泛推广了欠平衡钻井技术。但由于不同构造、不同层位的储层物性有差异，导致溢流情况也各不相同。
通过钻遇气层的物性及钻井参数，可通过公式(1)～(3)确定日产气量的大小。
对于垂直井，欠平衡条件下的地层出气量的计公式[8]为：
对于水平井，首先计算水平的有效井筒半径，再计算水平井地层出气量[8]。
式(1)～(3)中，地下天然气密度、气体压缩因子以及地下天然气黏度的计算参照本文参考文献[8]。
通过上述方法，可计算出不同钻井液密度下的地层出气量。
欠平衡钻井允许发生的溢流量除与地质因素相关外，还与设计的钻井液密度、泵排量、关井时间等相关，每口欠平衡井工况不同，允许的溢流量就存在差异。通常情况下，允许发生的溢流量与后期的压井循环排气中的套压值密切相关，溢流量越大，压井循环排气的套压越大，井控风险越大。压井方法不同，循环排气时的套压值也就不同。
在实际欠平衡钻井过程中，司钻法压井和工程师法压井较常见[9]。司钻法压井分两个循环周完成，第一个循环周在平衡地层压力的情况下，循环排除环空侵污钻井液，之后停泵关井，继续观察压力变化，并准备压井钻井液；第二个循环周采用重泥浆压井，重浆返出地面后，停泵。
工程师法压井是在发生溢流关井后，立即准备重泥浆，替入井中，在一个循环周内排除溢流并压住井。工程师法压井过程中，由于环空液柱压力的最小值较司钻法高，故最大套压值较司钻法小，施工比较安全。同时，压井在一个循环周结束，施工时间短。
采用司钻法或工程师法压井的计算方法，可确定不同构造、不同层位的允许溢流量及关井时间。
3 应用实例及效果分析
合川X井是一口开发井，邻井钻探情况见表1，邻井物性参数见图4。
从表1中可看出，邻井的上三叠统须家河组须二段是主要产气层，若采用欠平衡方式进行钻井，必须预测在设计钻井液密度下的地层出气量。
根据邻井须二段的孔渗关系(图4)及钻井液密度、井身结构图(图5)，采用式(1)可计算出随着井深增加，地层出气的情况。计算参数：渗透率取0.5mD，钻井液密度设计为1.23g/cm3，井底压力为25.69MPa，气层压力为29.12MPa，气体黏度为0.011mPa·s，井径为215.9mm，压缩因子为0.97，泄油半径为200m，计算结果如图6所示。
图6表明，揭开气层厚度与溢流量存在线性关系，若发现溢流后，继续钻进，溢流量将以累计的方式增加。因此，在钻遇气层发现溢流后，必须停止钻进，防止继续揭开气层，避免溢流过多。
为求取压井循环排气的允许套压，采用工程师法压井进行计算。
计算参数：原钻井液密度为1.23g/cm3；关井立压为1.2MPa；套压为6.5MPa；井深为1918m；压井液密度为1.40g/cm3；排量为18L/s。
图7为不同的溢流量与压井套压的关系曲线，可以看出，溢流量越大，压井最高套压越大。在实际压井操作过程中，池体积上涨16.2m3，套压由12MPa上升为16～16.9MPa，压井最高套压计算结果为15.8MPa，与计算结果相符。因此，该井采用1.23g/cm3的钻井液最大允许溢流量不超过3.5m3(井口压力不超过7.2MPa)。
合川X井溢流风险分析实例计算表明：在开展欠平衡钻井技术前，开展溢流风险评价能为安全顺利的欠平衡钻井提供技术支持；量化分析不同溢流量情况下，压井循环排气的井口套压，可提高对溢流量控制的以识水乎。
4 对策与措施
为了在川渝地区安全推广欠平衡钻井技术，必须对欠平衡操作进行规范，明确操作细节，做到及时发现溢流、及时关井、严格控制溢流量。具体措施如下：
1) 坐岗人员按要求严格坐岗，及时发现溢流显示。录井连续监测液面，井队坐岗人员除按要求的时间间隔测量记录外，间隔期间坐岗人员仍需注意液面变化，发现异常及时通报。
2) 溢流1m3，坐岗人员应及时通知欠平衡钻井值班人员和刹把操作人员，刹把操作人员立即发出信号、关井；欠平衡钻井值班人员在停泵后立刻关闭欠平衡节流管汇节流阀协助关井，在旋转控制头控制压力允许范围内调节节流阀，减小溢流量。
3) 关井求得真实地层压力后，再确定下一步施工措施。
4) 如果溢流量过大、过猛，直接先用环形防喷器应急关井。
5 结论
1) 川渝地区的欠平衡提速效果明显，但最大问题就是发现气层后关井不及时、溢流量过多、压井循环排气套压过高，增加了井控风险。因此做好溢流风险分析和执行有效的应急措施是解决问题的关键。
2) 采用工程师法压井的计算方法，对不同溢流量情况下在后期压井中井口套压的变化进行了量化分析，提高了严格控制溢流量的必要性认识。
3) 采用本文所述方法进行的溢流风险预测，能为每口欠平衡提速井制订安全预案提供理论依据。
4) 通过分析欠平衡钻井溢流风险，对欠平衡操作进行了规范，明确了操作细节，以确保及时发现溢流、及时关井、严格控制溢流量。
符号说明
Qgv为直井气体产量，104m3/d；h为气层有效厚度，m；Kh为水平渗透率，D；T为储层温度，℃；μg为天然气地下黏度，mPa·s；Z为气体平均压缩因子，无因次；Sv为直井的表皮系数；Rev为直井泄油半径，m；rwv为直井的井筒半径，m；pe为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；rwh为水平井井筒半径，m；Aa为水平井泄油区域的长半轴，m；L为水平井的井筒长度，m；r′w为水平井有效井筒半径，m；Reh为水平井泄油半径，m；Qgh为水平井气体产量，104m3/d；Sh为水平井的表皮系数；Kv为垂直渗透率，D；dS为水平井表皮因子随水平段长度的增长系数，m-1；ps为标准压力，MPa；Ts为标准温度，℃。
参考文献
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[3] 伍贤柱.川渝气田深井和超深井钻井技术[J].天然气工业，2008，28(4)：9-13.
[4] 潘登，邢景宝，林然，等.九龙山构造欠平衡钻井提速的可行性分析[J].天然气丁业，2010，30(10)：53-55.
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[6] 邓林.锐意进取开拓创新[N].四川工人日报，2009-7-29(4).
[7] 刘振武.中国石油集团公司技术创新案例[M].北京：石油工业出版社，2006：260-262.
[8] 程林松，李忠兴，黄世军，等.不同类型油藏复杂结构井产能评价技术[M].东营：中国石油大学出版社，2007：83-85.
[9] 郝俊芳.平衡钻井与井控[M].北京：石油工业出版社，1992：123-138.
(本文作者：潘登 魏强 肖润德 杨玻 祝秀娟 川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院)
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