油田开发井浅表层地下井喷危害与防控

郑焕军（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

井喷是事故，井喷失控具有颠覆性，一旦发生会给员工安全、环境保护和国家能源带来巨大负面影响，因此井喷是安全评估不可容许风险，井喷失控被列为油气田勘探开发过程风险之首，受到严格管控。井喷分为井口井喷和地下井喷两种。地下井喷是1994年全国科学技术名词审定委员会审定发布的石油名词，是指地层内高压层流体因井筒内第一道屏障失效进入到低压层或由于井身完整性破坏井第二道屏障失效，井筒内流体通过本井或其他井套管外泄露地表现象，进而危及生命和财产的安全事故。根据有关井喷统计数据，钻井和修井中地下井喷发生概率是井口井喷的1.5～2.0倍，地下井喷占比65%，所造成经济损失远远超过井口井喷[1-4]。

1 地下井喷危害

与井口防喷器组等控制设备失效导致的井口井喷相比，由于井身完整性破坏井第二道屏障失效发生的地下井喷具有更大的危害性，防控难度更大。

1）泄漏点多。由于该种地下井喷是通过地层裂缝或低承压部位发生的泄露，所以泄漏点多为几处或几十处。如2006年罗家2井地下井喷泄漏点28处；2020年油田某厂某气井发生地下井喷，地表泄漏点达到十几处。

2）持续时间长。由于地下井喷发生在井下，当在地表发现泄露时，井喷已发生了一段时间，能量积蓄在地层内。即使第一时间在井筒内建立起压力平衡地层压力，但地层内蓄积的能量还需持续释放一段时间，因此无法达到井口井喷2 h内控制井口的效果。同时，由于地下井喷需识别判断井身状况，工程测井阶段不能使用密度相对较高的固相压井液，因此也延长了井喷时间。2020年，油田某厂某气井发生地下井喷，从发生到处置结束历经4天时间，7天左右地表才完全无显示。

3）环境污染大。由于泄漏点多、持续时间长，势必造成污染物总量较多。特别是地下井喷若发生在地表水资源丰富区域，更加大了环境污染控制难度。

4）经济损失巨大。在地下井喷发生期，因油气大面积泄露，需设置一定范围安全隔离区，该区域内电力供应和设备运行均受到影响，硫化氢等有毒有害气体达到一定浓度时还需进行人员撤离。2020年，油田某厂某气井发生地下井喷，周围近百口油水井，停产、停注近4天。2006年，罗家2井地下井喷紧急疏散人口近0.7万人。同时，对于工艺处理难度大的高危井，被迫采取工程报废等措施，会造成巨大产能和经济损失。

2 地下井喷研究

地下井喷因其危害性巨大，一直是国内外井喷控制研究的重点[5-6]。研究对象主要面向钻井和修井过程中地下井喷。如聂世军等将钻井和修井过程地下井喷分为井筒压力高于地层破裂压力、井下管柱腐蚀断裂、开窗侧钻、井眼相碰等6种情况[7]。对于地面井喷，通常用感官直觉就可以鉴定。但是对于地下井喷，感官直觉无法预测，除非它已经发展为地面事件。研究方向大多集中在地下井喷发生后通过温度测井等工程测井方法识别漏点位置及采取强行下钻、顶部压井等应急处置措施[8]。

在钻进中发生地下井喷，钻头位于井底，应用U形管理论进行井底常压法进行井控。遵循两个原则，一是最终使井底流压高于地层压力，控制地层流体不再流入井筒，二是在井控过程中不能使井口压力高于承压限[9-10]。堵漏压井法分为压井液到达井底、关井堵漏、压井液到达井喷层和建立过平衡压力四个阶段，达到控制井喷的目的。按照安全管理“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针，将开发井地下井喷研究从治理阶段前延到防控阶段，是未来的发展方向，也是最经济有效的手段。

3 开发井地下井喷形势

随着油田开发年限增加，电化学腐蚀等因素导致生产套管损害加剧，增加井屏障失效的概率。如开发近50年的油田某厂有气井14口，近8年来陆续发生4起地下井喷。

特别是硫化物增加后，硫化物氢脆破坏会加速井屏障失效。如该厂某气井2016年依据工程测井成果，结合电化学腐蚀速率，评价可安全生产约17年，但2020年该井生产套管在浅层发生断脱导致地下井喷事件发生。该井硫化氢含量从2016年0.1 mg/m3上升到2019年59 mg/m3。油田广泛发育浅气层、浅水层，历史原因部分井固井水泥未返回到地面，这些均会增加地下井喷风险，因此开展超前防控工作势在必行。

4 防控技术对策

4.1 对井筒内流体进行组分分析

分析发生地下井喷三个关键要素：生产套管和固井水泥组成的屏障、压力源、地层通道。其中压力源和地层通道为客观存在，生产套管和固井水泥组成的屏障是可控要素，因此围绕这一完整性要件，结合流体性质和井身现状，设计风险识别流程，形成防控技术对策。

重点关注H2S、CO2组分，确定井下环境和腐蚀程度，为工程测井井控硫化氢防护和技术措施选择提供依据。

4.2 制定防控技术对策

对浅气层、浅水层发育区域的油气水井生产套管和固井水泥环进行工程测井（MIT+MTT测井、CAST-V测井等测井技术），验证生产套管和固井水泥环胶结质量，评价井身全生命周期完整性，并结合井内流体性质，形成以下三种技术对策。

Ⅰ）针对水泥环固井质量良好以上、生产套管评价使用年限长、井内流体非酸性环境的井，井屏障失效风险主要来自于电化学腐蚀。风险防控可通过工程测井成果测得残余壁厚，结合电化学腐蚀速率给出安全生产年限，开发中按照生产管理规定监测各项压力变化情况可有效预防。

Ⅱ）针对水泥环固井质量差或无、生产套管评价使用年限长、井内流体非酸性环境油井，通过提高两个胶结面胶结指数，风险防控生产套管局部电化学腐蚀后，管外串槽。采取一次挤水泥法、循环水泥法或分层挤水泥法，提高第一、二界面胶结指数，重构固井水泥环完成性。一次挤水泥法适用于长井段胶结质量差的井，在目标层段射孔，通过炮眼挤注水泥。循环水泥法适用于长井段未封固井，井眼条件允许水泥循环，在水泥返高顶部附近套管处进行射孔，通过套管和井眼环空循环水泥进行封堵。分层挤水泥法适用于固井质量不合格井段多且不连续的井，在目的层段上、下方分别射孔、挤水泥进行封堵。

Ⅲ）对井内流体酸性环境井，风险防控为酸性化境下，生产套管金属材料的低应力氢脆破坏，防控手段是浅表层取套后，生产套管使用抗硫管材，固井返高至地面，重构浅气层、浅水层部位井屏障。生产套管管材的选择以安全、经济为原则，根据腐蚀类型，综合考虑压力、温度、载荷和环境介质等各种因素影响，选择生产套管适用材质，保证套管柱在全生命周期内安全可靠。

5 方案实施情况及效益

5.1 方案实施

2020年实施技术对策Ⅱ开展2口固井质量不合格井井段修复，1#试验井固井质量统计见表1。分两段封堵，采取分段封堵分段试压方法，分段试压不合格进行重堵，挤水泥封堵情况见表2。全部封堵后再进行全井试压15 MPa，稳压30 nin压力不降，说明射孔层段封堵成功，1#试验井储层射孔及验窜见图1。修复的8个层段，6个优质，2个合格。

表1 1#试验井固井质量统计

表2 挤水泥封堵情况统计

图1 1#试验井储层射孔及验窜

5.2 经济效益

以2020年6月某厂某气井发生浅层地下井喷事件为例，对比实际损失与预测执行防控技术对策Ⅲ的效果，共减少约10×104m3天然气损耗，减少10余处近4天油气泄露污染。实际发生应急处置到恢复产能新钻井约需费用800万元，执行控制方案费用约55万元，投入产出比约1∶14。

6 结论与认识

地下井喷井控工作应由应急处置提前到防控工作中，确保井控工作预防为主的理念发挥有效作用。现场试验表明，单一采用MIT+MTT测井资料分析判定生产套管使用寿命具有一定局限性，应综合分析流体组分对金属管材使用寿命影响。在2口井实施固井质量井段修复，重构第二井屏障。该防控方案在油田浅气层、浅水层发育区域有借鉴意义。