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摘 要：通过对塔河油田YJ2-4井古生界奥陶系中统一间房组溢流的处理，总结出了高压含气井在发生溢流后，井底溢出的大量天然气会严重降低常规节流循环压井的压井效果，得出了随着井底天然气的不断侵入，导致压井液密度的降低且会诱喷井底地层流体使溢流情况更加复杂是处理此类溢流的井控技术难点，归纳出针对现场作业的情况，只要在满足安全的前提条件下，采取平推压井是最经济有效的处理方法。YJ2-4井采用节流循环压井和平推压井两种方法处理该高压含气井溢流的经验与教训，对同类井的处理具有重要的借鉴意义。
关键词：YJ2-4井；溢流；节流循环压井；平推压井；高压含气
引言
YJ2-4井为塔河油田跃进区块一口四开次井身结构的开发井，完钻井深7151.30m。主要钻探古生界奥陶系中统一间房组地层的含油气性。2013年6月25日20：53下取心钻具组合到底，井深7151.3m。开泵循环至22：32发生溢流，经过多次节流循环压井及平推压井后于2013年6月30日13：00压井成功，最终该井在开井试油时井口压力高达68MPa。通过对YJ2-4井高压含气井溢流的成功处理，总结了高压含气井在发生溢流后，井底溢出的大量天然气会严重降低常规节流循环压井的压井效果，得出了随着井底天然气的不断侵入，导致压井液密度的降低且会诱喷井底地层流体使得溢流情况更加复杂是处理此类溢流的井控技术难点，归纳出针对现场作业的情况，只要在满足安全的前提条件下，采取平推压井是经济有效的处理方法。总结分析YJ2-4井溢流成功处理的经验与教训，对同类井的处理具有重要的借鉴意义。
1 高压气井溢流特征及压井技术难点
油气层中所含的天然气普遍是以原始的压力充满在地层中，在揭开该油气层前，钻井液的液柱压力是与地层压力相平衡的，当揭开油气层后，油气层中的裂缝空间进入部分钻井液置换、挤压天然气所占据的空间，地层裂缝空间中的天然气便会被挤压至井筒中，由于天然气密度较低，混合在环空钻井液里的天然气随着钻井液返出至井口，在上返的过程中天然气气泡所受的液柱压力逐渐减少，其体积也逐渐增大，从而导致环空泥浆当量密度减少，使得环空泥浆液柱压力平衡不了井底地层压力。在上述过程中，随着外环空内的液柱压力逐渐减少，在地层压力的驱动下，地层流体便会持续性地涌入环空中，这种持续性的涌入直接导致液柱压力与井底地层压力之间的差距越来越大，导致“诱喷”地层流体现象的发生，使得溢流情况更加严重。
常规的节流循环压井是以U型管原理为依据，利用地面节流阀产生的阻力（回压）和井内钻井液液柱压力所产生的井底压力来平衡地层压力。在压井过程中，始终保持井底压力大于地层压力，并保持不变，以不变的压井排量向井内打入压井液，随着压井液的增加，节流压力逐渐减小，待压井液返出井口时，节流压力为零，井内重新建立平衡。
而在对高压含气井进行节流循环压井时，地层天然气不断的侵入压井液中，影响了压井液的密度，以至于在实际操作中要试图确定一个合理的压井液密度理论近似值非常难，需要多次尝试、且费事费力、消耗巨大。因此简单有效的处理方法就是平推压井，直接使用压井液全部替换井内泥浆，方便、简单、又不失快捷。
2 平推压井作业的适用性与优点
平推法压井的适宜条件是：
（1）地层含硫化氢或高压气体的溢流或井涌；
（2）井身结构中，套管下的较深、裸眼段短、只有一个产层且渗透性良好的地层；
（3）钻具堵塞或断裂，常规压井压井液不能到达井底；
（4）有严重的井涌预兆，地面管汇无法承受井涌后的压力；
（5）产层下面有一个漏失层，当平推压井时，大量钻井液能被推入地层。
YJ2-4井发生溢流时位置是在7151.30m，其7寸尾管下深7111.12m，裸眼段仅为40.18m，且一间房地层渗透性良好，满足平推压井的要求；又因为该井一间房组溢流过程中含有大量天然气，所以平推压井的实施不仅大大的降低了气侵的活跃程度，而且为快速的处理溢流争取到了时间。
3 YJ2-4井溢流处理概况
YJ2-4井于2013年6月25日下取心钻具组合（149.2mm取芯钻头DC206 +取芯筒+120mm螺旋钻铤+88.9mm钻杆+127mm钻杆）到底，井深7151.30m。开泵循环（循环排量20L/s，泵压21MPa，泥浆密度1.17g/cm3，粘度50s），循环至22：32（21：02至22：32录井一直显示有后效，液面无变化），井队坐岗人员发现返出量增多0.7m3，同时录井仪器发现出口槽流量明显增加，坐岗人员立即通知当班司钻。22：35分，井队关井成功，套压值2MPa，立压为零。关井后经液气分离器放喷点火，火焰高达15-20m。
3.1 第一次节流循环压井
发现溢流关井后观察至22：45分发现套压值由2MPa上升为3.5MPa，立压为零，为控制压井液不侵入油气层、不压死或伤害油气层，决定取先以小排量节流循环压井，根据油井压井推荐密度附加值，取低值0.05g/cm3，开始以8L/s的排量打入压井液节流循环压井，同时继续用油保加重剂节流循环钻井液密度加重至1.22 g/cm3，循环时控制套压3.5MPa不变，此时立压3.8MPa，火焰最高15米。节流循环初期泵入10m3，发现一直无钻井液返出，为确定井内漏失情况，决定关井观察，关井套压3.5MPa，立压为零。后再次以8L/s的排量节流循环压井，并点火（火焰高6米），液气分离器开始有泥浆返出，此时返出的泥浆密度1.12g/cm3。本次节流循环期间返出泥浆密度最低点达0.96g/cm3，节流循环过程中地层天然气持续侵入，循环出的压井液中含大量气泡，在继续配合液气分离器除气后，出口密度逐渐提高。以1.20-1.22g/cm3密度压井液节流循环一周后关井观察，套压6.2MPa，立压5MPa。 3.2 第二次节流循环压井
根据第一次节流循环的情况，关井观察时套压6.2MPa，立压5MPa，折算当量泥浆密度1.29g/cm3，参考邻井节流压井效果不明显的情况以及井控细则中气井压井附加值0.07g/cm3-0.15g/cm3，即取压井液密度1.36 g/cm3-1.44 g/cm3，现场决定取密度1.39g/cm3的压井液以8L/s的排量进行第二次节流循环压井，控制套压6.5MPa；期间液气分离器点火，火焰高1米，第二次节流循环压井泵入259m3后关井观察，立压3.9MPa，套压4.7MPa，由于地层天然气的持续侵入导致溢流情况依然没有得到很好的解决。后备比重1.41 g/cm3的压井液节流循环排气，期间泵压13.1MPa，控制套压6.5MPa，排量8L/s，点火口火焰高度1m。节流循环完，泵压14MPa，套压7MPa，无漏失，点火口火焰高度熄灭，无硫化氢；后关井观察，立压5.5Mpa，套压5Mpa。
3.3 第一次平推压井
第二次节流循环压井完后关井观察，立压5.5Mpa，套压5Mpa，由于边循环边加重压井作业时间长，且由于气侵的持续，使得压井效果难以控制，随即采用经济有效的平推法压井，开泵先正循环平推压井，以5L/s的排量推入密度1.60g/cm3（井筒内1.41的泥浆，关井观察时套压5MPa，折算成当量泥浆密度为1.48，现场决定附加0.12 g/cm3，决定使用1.60的压井液平推压井）的压井液正推80m3，泵压25-23Mpa，套压28-26Mpa。正推完后累计用比重1.60g/cm3的压井液195m3反推压井完，泵压16-14Mpa，套21-14Mpa.排量7.5L/s。后关井观察，立压5.7Mpa，套压5.7Mpa。因平推压井的不确定性因素影响，在推入压井液的同时也压漏了井内的薄弱地层，诱发井漏导致井内情况复杂，并没有达到平推压井的效果，决定继续使用油保加重剂节流循环压井，试图将压井液密度提到一个合理押金密度。随即边使用比重1.62 g/cm3的压井液节流循环压井，并观察井下情况，节流循环压井期间泵压14-14.2Mpa，控制套压7.4Mpa.排量9L/s，无可燃气体，无硫化氢，无漏失。节流循环一周完关井观察，套压7.0MPa，立压7.2MPa。
3.4 第二次平推压井
由于第一次平推压井效果并不理想，根据节流循环压井并无漏失的情况，决定进行第二次平推压井，鉴于井内1.62 g/cm3的泥浆，关井套压7.0MPa，折算当量泥浆密度1.72 g/cm3，取气井推荐密度附加值最高值0.15 g/cm3附加，即1.87-1.88 g/cm3，后决定使用密度1.88 g/cm3的压井液再次平推压井，6月30日首先使用密度1.88 g/cm3的压井液以8-10L/s的排量正推75m3，立压24-0MPa，套压15-14MPa。随即又以10-14L/s的排量用密度1.88 g/cm3的压井液185m3反推压井完，立压0，套压16.5-0MPa。停泵后立压0，套压0，后持续观察立压0，套压0，无变化。至此，本次溢流压井成功解决。
4 结论
（1）当出现溢流时，及时判断有无天然气侵入压井液中，如第一次节流循环压井，随着天然气的大量侵入，出口泥浆密度小于进口泥浆密度，且气侵会导致压井液密度的降低使得溢流情况更加复杂，以后若遇到类似溢流情况，应直接根据关井套压及现场情况制定附加值后立即平推压井。
（2）针对高压气井出现溢流采用常规压井方法配合平推压井时，可采用控制节流循环套压的方法来确定合理的压井液当量密度。
（3）特别是含硫化氢气井发生溢流时，应首选平推压井法。首先要考虑井口装置、套管抗内压强度和套管鞋附近地层的破裂压力是否满足井控安全要求。只要满足井控安全的条件，采取平推压井处理较为经济有效。
关键词：YJ2-4井；溢流；节流循环压井；平推压井；高压含气
引言
YJ2-4井为塔河油田跃进区块一口四开次井身结构的开发井，完钻井深7151.30m。主要钻探古生界奥陶系中统一间房组地层的含油气性。2013年6月25日20：53下取心钻具组合到底，井深7151.3m。开泵循环至22：32发生溢流，经过多次节流循环压井及平推压井后于2013年6月30日13：00压井成功，最终该井在开井试油时井口压力高达68MPa。通过对YJ2-4井高压含气井溢流的成功处理，总结了高压含气井在发生溢流后，井底溢出的大量天然气会严重降低常规节流循环压井的压井效果，得出了随着井底天然气的不断侵入，导致压井液密度的降低且会诱喷井底地层流体使得溢流情况更加复杂是处理此类溢流的井控技术难点，归纳出针对现场作业的情况，只要在满足安全的前提条件下，采取平推压井是经济有效的处理方法。总结分析YJ2-4井溢流成功处理的经验与教训，对同类井的处理具有重要的借鉴意义。
1 高压气井溢流特征及压井技术难点
油气层中所含的天然气普遍是以原始的压力充满在地层中，在揭开该油气层前，钻井液的液柱压力是与地层压力相平衡的，当揭开油气层后，油气层中的裂缝空间进入部分钻井液置换、挤压天然气所占据的空间，地层裂缝空间中的天然气便会被挤压至井筒中，由于天然气密度较低，混合在环空钻井液里的天然气随着钻井液返出至井口，在上返的过程中天然气气泡所受的液柱压力逐渐减少，其体积也逐渐增大，从而导致环空泥浆当量密度减少，使得环空泥浆液柱压力平衡不了井底地层压力。在上述过程中，随着外环空内的液柱压力逐渐减少，在地层压力的驱动下，地层流体便会持续性地涌入环空中，这种持续性的涌入直接导致液柱压力与井底地层压力之间的差距越来越大，导致“诱喷”地层流体现象的发生，使得溢流情况更加严重。
常规的节流循环压井是以U型管原理为依据，利用地面节流阀产生的阻力（回压）和井内钻井液液柱压力所产生的井底压力来平衡地层压力。在压井过程中，始终保持井底压力大于地层压力，并保持不变，以不变的压井排量向井内打入压井液，随着压井液的增加，节流压力逐渐减小，待压井液返出井口时，节流压力为零，井内重新建立平衡。
而在对高压含气井进行节流循环压井时，地层天然气不断的侵入压井液中，影响了压井液的密度，以至于在实际操作中要试图确定一个合理的压井液密度理论近似值非常难，需要多次尝试、且费事费力、消耗巨大。因此简单有效的处理方法就是平推压井，直接使用压井液全部替换井内泥浆，方便、简单、又不失快捷。
2 平推压井作业的适用性与优点
平推法压井的适宜条件是：
（1）地层含硫化氢或高压气体的溢流或井涌；
（2）井身结构中，套管下的较深、裸眼段短、只有一个产层且渗透性良好的地层；
（3）钻具堵塞或断裂，常规压井压井液不能到达井底；
（4）有严重的井涌预兆，地面管汇无法承受井涌后的压力；
（5）产层下面有一个漏失层，当平推压井时，大量钻井液能被推入地层。
YJ2-4井发生溢流时位置是在7151.30m，其7寸尾管下深7111.12m，裸眼段仅为40.18m，且一间房地层渗透性良好，满足平推压井的要求；又因为该井一间房组溢流过程中含有大量天然气，所以平推压井的实施不仅大大的降低了气侵的活跃程度，而且为快速的处理溢流争取到了时间。
3 YJ2-4井溢流处理概况
YJ2-4井于2013年6月25日下取心钻具组合（149.2mm取芯钻头DC206 +取芯筒+120mm螺旋钻铤+88.9mm钻杆+127mm钻杆）到底，井深7151.30m。开泵循环（循环排量20L/s，泵压21MPa，泥浆密度1.17g/cm3，粘度50s），循环至22：32（21：02至22：32录井一直显示有后效，液面无变化），井队坐岗人员发现返出量增多0.7m3，同时录井仪器发现出口槽流量明显增加，坐岗人员立即通知当班司钻。22：35分，井队关井成功，套压值2MPa，立压为零。关井后经液气分离器放喷点火，火焰高达15-20m。
3.1 第一次节流循环压井
发现溢流关井后观察至22：45分发现套压值由2MPa上升为3.5MPa，立压为零，为控制压井液不侵入油气层、不压死或伤害油气层，决定取先以小排量节流循环压井，根据油井压井推荐密度附加值，取低值0.05g/cm3，开始以8L/s的排量打入压井液节流循环压井，同时继续用油保加重剂节流循环钻井液密度加重至1.22 g/cm3，循环时控制套压3.5MPa不变，此时立压3.8MPa，火焰最高15米。节流循环初期泵入10m3，发现一直无钻井液返出，为确定井内漏失情况，决定关井观察，关井套压3.5MPa，立压为零。后再次以8L/s的排量节流循环压井，并点火（火焰高6米），液气分离器开始有泥浆返出，此时返出的泥浆密度1.12g/cm3。本次节流循环期间返出泥浆密度最低点达0.96g/cm3，节流循环过程中地层天然气持续侵入，循环出的压井液中含大量气泡，在继续配合液气分离器除气后，出口密度逐渐提高。以1.20-1.22g/cm3密度压井液节流循环一周后关井观察，套压6.2MPa，立压5MPa。 3.2 第二次节流循环压井
根据第一次节流循环的情况，关井观察时套压6.2MPa，立压5MPa，折算当量泥浆密度1.29g/cm3，参考邻井节流压井效果不明显的情况以及井控细则中气井压井附加值0.07g/cm3-0.15g/cm3，即取压井液密度1.36 g/cm3-1.44 g/cm3，现场决定取密度1.39g/cm3的压井液以8L/s的排量进行第二次节流循环压井，控制套压6.5MPa；期间液气分离器点火，火焰高1米，第二次节流循环压井泵入259m3后关井观察，立压3.9MPa，套压4.7MPa，由于地层天然气的持续侵入导致溢流情况依然没有得到很好的解决。后备比重1.41 g/cm3的压井液节流循环排气，期间泵压13.1MPa，控制套压6.5MPa，排量8L/s，点火口火焰高度1m。节流循环完，泵压14MPa，套压7MPa，无漏失，点火口火焰高度熄灭，无硫化氢；后关井观察，立压5.5Mpa，套压5Mpa。
3.3 第一次平推压井
第二次节流循环压井完后关井观察，立压5.5Mpa，套压5Mpa，由于边循环边加重压井作业时间长，且由于气侵的持续，使得压井效果难以控制，随即采用经济有效的平推法压井，开泵先正循环平推压井，以5L/s的排量推入密度1.60g/cm3（井筒内1.41的泥浆，关井观察时套压5MPa，折算成当量泥浆密度为1.48，现场决定附加0.12 g/cm3，决定使用1.60的压井液平推压井）的压井液正推80m3，泵压25-23Mpa，套压28-26Mpa。正推完后累计用比重1.60g/cm3的压井液195m3反推压井完，泵压16-14Mpa，套21-14Mpa.排量7.5L/s。后关井观察，立压5.7Mpa，套压5.7Mpa。因平推压井的不确定性因素影响，在推入压井液的同时也压漏了井内的薄弱地层，诱发井漏导致井内情况复杂，并没有达到平推压井的效果，决定继续使用油保加重剂节流循环压井，试图将压井液密度提到一个合理押金密度。随即边使用比重1.62 g/cm3的压井液节流循环压井，并观察井下情况，节流循环压井期间泵压14-14.2Mpa，控制套压7.4Mpa.排量9L/s，无可燃气体，无硫化氢，无漏失。节流循环一周完关井观察，套压7.0MPa，立压7.2MPa。
3.4 第二次平推压井
由于第一次平推压井效果并不理想，根据节流循环压井并无漏失的情况，决定进行第二次平推压井，鉴于井内1.62 g/cm3的泥浆，关井套压7.0MPa，折算当量泥浆密度1.72 g/cm3，取气井推荐密度附加值最高值0.15 g/cm3附加，即1.87-1.88 g/cm3，后决定使用密度1.88 g/cm3的压井液再次平推压井，6月30日首先使用密度1.88 g/cm3的压井液以8-10L/s的排量正推75m3，立压24-0MPa，套压15-14MPa。随即又以10-14L/s的排量用密度1.88 g/cm3的压井液185m3反推压井完，立压0，套压16.5-0MPa。停泵后立压0，套压0，后持续观察立压0，套压0，无变化。至此，本次溢流压井成功解决。
4 结论
（1）当出现溢流时，及时判断有无天然气侵入压井液中，如第一次节流循环压井，随着天然气的大量侵入，出口泥浆密度小于进口泥浆密度，且气侵会导致压井液密度的降低使得溢流情况更加复杂，以后若遇到类似溢流情况，应直接根据关井套压及现场情况制定附加值后立即平推压井。
（2）针对高压气井出现溢流采用常规压井方法配合平推压井时，可采用控制节流循环套压的方法来确定合理的压井液当量密度。
（3）特别是含硫化氢气井发生溢流时，应首选平推压井法。首先要考虑井口装置、套管抗内压强度和套管鞋附近地层的破裂压力是否满足井控安全要求。只要满足井控安全的条件，采取平推压井处理较为经济有效。