异常显示的判别标准.docx

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异常显示的判别标准

异常显示的判别标准

异常显示的判别标准是发现和识别异常事件的基础。

凡任意一项参数和资料符合下列情况，则视为异常显示。

a）、钻时突然增大、减小，或呈趋势性增大、减小。

b）、钻压大幅度波动或突然增大100KN以上或钻压突然减小并伴有井深跳变。

c）、除去钻压改变的影响，大钩负荷突然增大或减小100~200KN。

d）、转盘扭矩呈趋势性增大10%~20%，或大幅度波动。

e）、转盘转速无规则大幅度波动，或突然减小甚至不转，或人工监测发现打倒转。

f）、立管压力逐渐减小~1Mpa，或突然增大或减小2Mpa以上。

g）、钻井液总池体积相对变化量超过1~2m3。

h）、钻井液出口密度突然减小0.04g/cm3以上，或呈趋势性减小或增大。

i）、钻井液出口温度突然增大或减小，或出、入口温度差逐渐增大。

j）、钻井液出口流量明显大于或小于入口流量。

k）、钻井液出口电导率或电阻率突然增大或减小。

l）、气体总烃含量高于背景值2倍以上，且绝对值大于%以上。

m）、二氧化碳含量明显增大。

n）、硫化氢含量超过报警值。

o）、实时钻进中的钻头成本呈增大趋势。

p）、dc指数或Sigma值呈趋势性减小。

q）、泥（页）岩密度呈趋势性下降。

r）、碳酸盐含量明显变化。

s）、岩性明显改变或岩屑中有金属微粒。

t）、岩屑照射有荧光显示。

五、异常显示解释

发现和确认某一项参数或数个参数和资料是异常显示后，必须立即查明原因，进行对比分析和判断，尽快做出解释。

各类异常显示的解释原因和非解释原因见下表。

表1    异常显示的解释原因及非解释原因

异常显示描述

解释原因

非解释原因

井深跳变

放空，钻遇裂缝孔洞发育地层或高孔隙地层；溜钻，顿钻

深度系统故障，冲井深

钻时显著减小

钻遇油气水层，钻遇欠压实地层，钻遇盐岩层

钻时显著增大

钻头磨损，地层变化

大钩负荷增大，钻压减小

井涌、井漏

大钩负荷减小，钻压增大

溜钻，顿钻

大钩负荷突然减小

钻具断落

转盘扭矩逐渐增大

钻头轴承或牙轮磨损

转盘扭矩突然增大

井内复杂情况，卡钻预兆，地层变化

转盘扭矩大幅度波动

掉牙轮，转盘机械故障

转盘转速大幅度波动

掉牙轮

立管压力下降很快然后升高

钻井液密度增大

立管压力缓慢下降

刺泵，刺钻具，钻井液密度变化

立管压力突然降低

掉水眼、井漏、断钻具

立管压力缓慢升高

钻井液粘度增大

立管压力突然增高

水眼堵

立管压力先升高后降低；立管压力出现起伏跳跃现象

井涌

钻头时间成本增大

掉牙轮，掉水眼，水眼堵

钻头时间成本减小

溜钻

Dc指数、Sigma指数减小，偏离正常趋势线

钻遇欠压实地层

入口流量稳定、出口流量逐渐增大

气浸，油浸，水浸，刺钻具

入口流量稳定，出口流量起伏跳跃～增大

井涌，井喷预兆

入口流量稳定，出口流量逐渐减小

微井漏

泵冲正常，出口流量逐渐减小

刺泵

入口流量稳定，出口流量大幅度下降或突然降为零

严重井漏

进中池体积缓慢增加

微气浸，油浸或水浸

钻井液加水或加重

钻进中池体积迅速增加1～3m3

油浸，气浸，水浸

停一台泵，停除泥器、除沙器、除气器、转移钻井液

钻进中池体积迅速增加3m3以上

严重气浸、油浸、水浸，井涌，井喷预兆

停泵，转移钻井液

钻进中池体积缓慢减少

微井漏，井眼容积正常增大

开动除砂器、除泥器、除气器

钻进中池体积迅速减少

严重井漏或完全漏失

钻井液通过非正常线路循环，人工排放钻井液

钻进中池体积无变化

机械钻速很慢

浮子卡死仪器故障

接单根时池体积立即增加1～3m3

停泵

接单根后恢复钻进时，池体积增加，但稳定在一定数值

提钻具时的抽汲作用地层流体进入井眼

人工增加钻井液

接单根后，池体积立即减少1～3m3

开泵

接单根后，池体积减少，但稳定在一定数值

由于正压差钻井液漏入地层

钻台操作损失钻井液

起钻时，池体积增加

由于压差或抽汲作用导致井涌，井喷

人工增加钻井液

起钻时，池体积减少

灌钻井液

下钻时，池体积增加

入井钻具体积

下钻时，池体积减少

在激动压力作用下，地层漏失

地面损失钻井液

起下钻时，池体积稳定

测量系统出了故障

入口出口密度值不稳定

钻井液未混和好，钻井液中含有不同比例的空气

出口密度值是常数，不随入口密度的变化而变化

传感器被岩屑埋没

出口密度值突然减小

气浸、油浸、水浸、井涌

出口密度值逐渐增大

地层吸收钻井液中的水份，细泥和粉砂污染钻井液

电导率增大

钻遇盐岩层，盐水浸入

钻井液添加剂

电导率减小

淡水浸入，油浸，气浸

钻井液中加水钻井液中含有空气

电导率无变化

传感器露出液面、传感器被岩屑埋没、仪器故障

电导率突然变化

传感器浸没一半

入口温度无变化

仪器故障

出口温度无变化

仪器故障，传感器埋没

出口温度梯度增大

钻遇欠压实地层、钻遇油气层

钻进中，总烃、烃组份突然升高

油浸，气浸

接单根，钻井液循环一周后，总烃、烃组份突然升高

空气进入钻具内，形成单根峰假异常

接单根，一个迟到时间后总烃、烃组份突然升高

单根气后效异常

下钻后，近一个迟到时间，总烃、烃组份突然升高

地层后效异常

H2S异常并报警

H2S浸入

仪器故障，探头故障

CO2异常

CO2浸入

氯离子含量升高

盐水浸

泥（页）岩密度减小

钻遇欠压实地层

振动筛上岩屑量增多，岩屑多呈大块状

井塌

岩屑干照有荧光异常显示

原油显示

丝扣油、柴油添加剂，无机方解石、白云石

岩屑中有金属微粒

钻头磨损或钻具磨损或套管磨损

（一）、地质异常预报

地质异常事件主要涉及钻井液参数，另外还涉及部分工程参数，包括钻井液的入、出口密度、温度、电导率、流量、钻井液体积、立压、泵冲等。

钻井液参数的变化通常直接反映井下地层液体的活跃情况及井筒与地层压力的平衡情况，重视钻井液异常的预报，可以避免井喷、井漏等重大事故的发生，及时处理油气浸、水浸，为顺利施工创造条件（表2）。

表2     地质异常事件主要参数变化

异常类型

实时参数

迟到参数

可能引发的异常事件

油

浸

钻时减小；出口流量增大；总池体积增加。

气测总烃高异常；烃组份重烃异常明显；钻井液密度减小，粘度升高；电导率减小；地温梯度可能增大；岩屑有荧光显示。

气

浸

钻时减小；出口流量增大；总池体积增加。

气测总烃高异常，甲烷高异常；接单根和起下钻后效气明显；钻井液密度减小，粘度升高；电导率可能减小；地温梯度可能增大；岩屑无荧光显示。

盐

水

浸

钻时减小；出口流量增大；总池体积增加

钻井液密度减小，粘度降低；电导率增大；氯离子含量升高；气测小异常或无异常显示；岩屑无荧光显示。

淡

水

浸

钻时减小；出口流量增大；总池体积增加。

钻井液密度减小，粘度降低；电导率减小；气测小异常或无异常显示；岩屑无荧光显示。

异常

高压

地层

钻时大幅度减小；dc指数减小，偏离正常趋势线；出口流量增大；总池体积增加；转盘扭矩增大。

气测值升高，接单根后效气明显，起下钻后效气反应强烈；钻井液密度减小，粘度增大；地温梯度增大；泥（页）岩密度减小；岩屑形状呈碎片状、多角状和尖锐状。

井涌、井喷、井塌、卡钻、埋钻

井涌

选择钻时突然减小或者伴随放空；平均钻时大幅度减小；立管压力突然大幅度跳跃，或者出现先升高后降低的微变化过程；出口流量起伏跳跃并迅速增大；总池体积迅速增加；大钩负荷增大。

气测值大幅度升高；接单根后效气极为明显；钻井液密度减小，粘度升高；电导率增大或者减小；地温梯度可能增大。

井喷、井塌、卡钻、埋钻

井漏

选择钻时突然减小并伴随放空；平均钻时大幅度减小；立管压力大幅度下降；大钩负荷增大，钻压减小；出口流量突然减小，甚至降为0；总池体积迅速减少。

岩屑中有多量次生石英晶体或方解石晶体

井塌、卡钻、埋钻

表3     地质异常事件主要参数变化

事故类型

平均钻时

选择钻时

全烃

进出口密度

进出口温度

进出口电导率

总池

体积

出口流量

快钻时、放空

↘

↘

油浸

↘

↘

↗

↘

↑

↘

↗

↗

气浸

↘

↘

↗

↘

↑

↘

↗

↗

淡水浸

↘

↘

↘

↑

↗

↗

↗

盐水浸

↘

↘

↘

↑

↗

↗

↗

溢流

↗

↗

↗

井涌

↘

↘

↗

↘

↑

↘

↗

↗

井漏

↘

↘

↘

↘

↘

↘

地温异常

↗

注：

“↑”指上升，“↗”指增大，“↘”指减小。

二）工程异常预报

综合录井仪连续检测和记录钻井参数包括：

大钩负荷、钻压、立压、泵冲、转盘转速、转盘扭矩、出口流量、钻时、钻进成本等。

钻井工程事故包括钻井液循环系统的刺钻具、刺泵、堵水眼、掉水眼；钻具的遇阻、卡钻、溜钻、断钻具、钻头掉牙轮等。

利用综合录井仪监测各种参数异常变化，可直接或间接预报多种工程异常及工程事故（表1）。

井漏

选择钻时突然减小并伴随放空；平均钻时大幅度减小；立管压力大幅度下降；大钩负荷增大，钻压减小；出口流量突然减小，甚至降为0；总池体积迅速减少。

岩屑中有多量次生石英晶体或方解石晶体

井塌

卡钻

埋钻

刺钻具

立管压力下降；泵冲增大；出口流量增大；钻时增大；钻头时间成本增大。

断钻具

立管压力缓慢持续下降，后突然降低；大钩负荷突然减小；转盘扭矩减小；泵冲增大；出口流量增大。

刺泵

泵冲正常；立管压力缓慢下降，出口流量减小；钻时增大；钻头时间成本增大。

掉牙轮

转盘扭矩大幅度跳跃并增大；转盘转速剧烈波动，钻时显著增大；钻头时间成本增大。

岩屑中可能有金属微粒。

掉水眼

立管压力下降并稳定在某一数值上；泵冲增大；钻时增大；钻头时间成本增大。

水眼堵

立管压力升高；出口流量减小；泵冲下降；钻时增大；钻头时间成本增大。

钻头旷动严重

钻头寿命终结

转盘扭矩瞬间出现增大尖峰，并呈加大加密趋势；转盘转速严重跳动；钻时显著增大；钻头时间成本增大；岩屑中可能有金属微粒。

井塌

转盘扭矩增大，振动筛上岩屑量增多，岩屑多呈大块状。

溜钻

顿钻

井深突然跳变；大钩负荷突然减小，钻压突然增大；转盘扭矩增大；钻时减小；钻头时间成本减小。

卡钻

大钩负荷增大；转盘扭矩增大；立管压力升高，出口流量减小。

转盘机械故障

转盘扭矩大幅度波动，其它参数正常。

大绳寿命终结

大绳累计做功超过经验值。

     钻井工程参数异常变化

事故及异常类型

大钩负荷

钻压

超拉力

立压

泵速

扭矩

流量

钻时

钻进成本

刺钻具

↓

↑

↗

↗

刺泵

↓

↑

↗

堵水眼

↗

↓

↘

↗

掉水眼

↓

↑

↗

↗

遇阻

↘

↘

卡钻

↗

↗

溜钻

↘

↗

↘

↗

断钻具

↘

↘

↘

↗

↘

↗

快钻时

↗

↘

～

↘

↘

↘

钻头后期

～

↗

↗

↗

井壁垮塌

↗／↘

↗／↘

↗

↗

↗

注：

“↓”指下降，“↑”指上升，“↗”指增大，“↘”指减小，“～”指波动或跳变。

接单根、起下钻及停待期间异常事件

作业

种类

检测参数异常显示

原因分析

可能引发的异常事件

接单根

起钻

溢流；总池体积快速增加

①在井底压力近平衡状态下，停泵后，环空压耗消失，井底回压减小，超压驱动地层流体进入井眼；②快速起钻的抽汲作用；③起钻时未按规定灌钻井液；④钻井液密度因地层流体不断浸入而降低，井底回压进一步减小。

井涌

井喷

下钻

总池体积减小

在激动压力的作用下，地层漏失

井漏

停待

溢流；总池体积增加

①钻井液密度偏小，井底回压降低；②起钻刮掉井壁的泥饼；③地层流体以扩散和渗透的方式进入井眼，钻井液密度减小，井底回压进一步降低。

井涌

井喷

（三）异常压力的检测与预报

异常地层压力是指在相同井深的地层压力值偏离正常静水压力值的现象。

异常地层压力的分布是全球性的，超压比低压更为多见，在油气勘探中更有实际意义和使用价值。

在油气勘探开发中钻遇的异常超压常常导致井涌、井喷、井垮、卡钻等多种钻井工程事故的发生，因而需要高度重视。

异常地层压力的形成原因有多种，对某一特定环境的异常地层压力而言，它可能是某种因素造成的，但往往是几个因素综合作用的结果，这些因素有：

地层流体压力、储集层构造、储集层再加压、沉积速度和沉积环境、古压力、构造活动、透析作用、成岩作用、热力学和生物化学因素等。

在异常高压存在时，进行地层压力检测的目的是在钻穿含有异常高压的渗透性地层时，采用合适的钻井液密度，平衡地层流体压力。

过低的钻井液密度会因地层流体压力得不到控制而发生井涌、井喷事故；过高的钻井液密度会降低机械钻速，引起井漏或压差式卡钻。

在钻井施工现场进行地层压力检测所使用的录井参数有：

钻时、扭矩、超拉力、dc指数、气体参数、钻井液密度、温度、流量、电导率、井眼溢流观察情况、钻井液体积、泥岩密度、岩屑形状大小等。

地层压力检测异常情况判断：

在异常超压地层钻达之前，会有一系列参数发生变化（表8），指示下伏地可能存在异常高压油气层。