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石油勘探与开发

2017年 6月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.44 No.3 431

文章编号：1000-0747(2017)03-0431-08 DOI: 10.11698/PED.2017.03.13

碳酸盐岩储集层钻井井涌特征及井涌风险评价

郭艳利 1，孙宝江 1，高永海 1，李昊 1，武长富 2 （1. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2. 中海油能源发展股份有限公司

工程技术深圳分公司，广东深圳 518000）

基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目（2015CB251200）；国家科技重大专项（2016ZX05020-006）；

长江学者和创新团队发展计划（IRT_14R58）

摘要：以塔中顺南地区碳酸盐岩储集层为例，分析碳酸盐岩储集层钻井井涌特征，建立井涌风险定量评价方法，并

进行算例分析。依据钻井地质资料，分析塔中顺南地区碳酸盐岩储集空间特点与气体侵入井筒机制，发现储集层裂

缝及孔洞发育，气体主要以压差与气液置换方式侵入井筒。综合考虑气体侵入井筒机制、气体在井筒中运移规律和

井筒温度-压力场，并引入井筒气相体积分数密度函数，建立了井涌风险定量评价方法和井控风险分级方法。算例分

析结果表明：可采用施加井口回压法判定井底气体侵入方式；碳酸盐岩储集层孔缝洞发育特征和酸性气体对井筒气

相体积分数影响较大，易引发难监测、高强度井涌；井深、井径、钻井液密度、钻井液排量、钻井液黏度和钻速对

井涌风险的影响依次减弱。图 8 表 2 参 30

关键词：碳酸盐岩储集层；钻井；井涌；气液置换；井控；风险评价

中图分类号：TE28 文献标识码：A

Gas kick during carbonate reservoirs drilling and its risk assessment GUO Yanli1, SUN Baojiang1, GAO Yonghai1, LI Hao1, WU Changfu2

(1. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, China; 2. Engineering Technology Branch, CNOOC Energy Technology & Services Limited, Shenzhen 518000, China)

Abstract: The gas kick characteristics during carbonate reservoir drilling were analyzed taking carbonate reservoirs in Shunnan area of

Tazhong as an example, a quantitative evaluation method for gas kick risk was established, and then a case was simulated. Looking into

reservoir space characteristics and gas invasion mechanisms of carbonate reservoirs in Shunnan area based on drilling geologic data, it is

found that the reservoirs are rich in fractures, pores and caves, and the gas invades into wellbore through gas-liquid replacement and

differential pressure. By fully considering the gas invasion mechanism, gas migration law and wellbore temperature-pressure field, and

introducing the gas volume fraction density function, a quantitative evaluation method for gas kick risk and a method for ranking well

control risk were established. The case study shows that the wellhead back pressure method can be used to tell the mode of gas invasion;

pore-fracture-cave and acid gas characteristics in carbonate reservoirs have stronger effect on the gas volume fraction in wellbore, and

may cause hidden and severe gas kick; the effects of well depth, well diameter, drilling fluid density, drilling fluid displacement, drilling

fluid viscosity and drilling rate on gas kick risks weaken in that order.

Key words: carbonate reservoir; well drilling; gas kick; gas-liquid replacement; well control; risk assessment

引用：郭艳利, 孙宝江, 高永海, 等. 碳酸盐岩储集层钻井井涌特征及井涌风险评价[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(3):

431-438.

GUO Yanli, SUN Baojiang, GAO Yonghai, et al. Gas kick during carbonate reservoirs drilling and its risk assessment[J].

Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(3): 431-438.

0 引言

国内外油气资源勘探中经常钻遇碳酸盐岩储集

层，近年来中国相继在四川盆地、鄂尔多斯盆地及塔

里木盆地的岩溶缝洞型碳酸盐岩地层成功钻探[1-3]。塔

河油田大部分油气藏位于奥陶系碳酸盐岩地层，其储

集空间不连续或呈网状结构，形成纵横向储集性能变

化复杂的缝洞型储集体[4-6]。塔中地区碳酸盐岩储集层

埋藏深度大、地温梯度高、缝洞交互发育，制约了井

身结构及钻井工艺优化。孔洞型气层安全密度窗口窄，


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432 石油勘探与开发·石油工程 Vol. 44 No.3

裂缝型气层无法有效压稳，气藏高温、高压且含有腐

蚀性及有毒气体，增加了气藏安全高效钻进的难度。

预防和控制高压气井井涌已经成为该区域油气钻探技

术难题。

近年来，针对塔中地区碳酸盐岩储集层井控难题，

发展了水平井控压钻井、密闭循环系统钻井、喷漏同层

的堵漏压井等技术[7-9]。针对缝洞型碳酸盐岩储集层重

力置换引起的喷漏同存问题，也开展了相关研究[10-15]。

针对井筒环空多相流动问题，多位研究者从不同角度

出发建立了适用于不同条件的数学模型[16-24]。常用的

井涌风险评价方法大多是基于层次分析法或事故树法

等的定性或半定量模型[25-26]，具有不确定性。

本文依据钻井地质资料，分析塔中顺南地区碳酸

盐岩储集层钻井井涌特征，建立井涌风险定量评价方

法，以指导现场施工参数设计，降低井涌风险。

1 碳酸盐岩储集层钻井井涌特征

塔中顺南地区的油气藏主要分布于奥陶系碳酸盐

岩地层，发育有一间房组、鹰山组和蓬莱坝组 3 套储

集层。依据顺南地区奥陶系碳酸盐岩岩心与成像测井

资料（见图 1、图 2），分析该区域碳酸盐岩储集层孔

缝洞发育特征。A井 1#岩心（见图 1a）发育 2条大缝，

缝宽约 5～7 mm；2#岩心（见图 1b）发育 7条中缝，

缝宽约 1～3 mm；3#岩心（见图 1c）发育 2条大缝，

缝宽约 5～8 mm，6条中缝，缝宽约 1～2 mm。3个岩

心均发育多个小洞，直径约 1～3 mm。B井 1#岩心（见

图 1d）见立缝 1条，缝宽约 0.1～0.3 mm，贯穿岩心；

2#岩心（见图 1e）与 3#岩心（见图 1f）各发育平缝 1

条，缝宽约 0.1 mm。C井成像测井图也显示了裂缝、

孔洞发育特征（见图 2）。

图 1 塔中顺南地区奥陶系碳酸盐岩岩心

综合分析可知：缝宽小于 3 mm的裂缝及直径 1～

10 mm的孔洞充分发育，可见大尺度裂缝（缝宽大于 3

mm）及大尺度孔洞（直径大于 10 mm）；裂缝以高角

度缝为主，部分垂直裂缝交互分布；裂缝及孔洞多被

地层流体填充，易发生井涌和漏失。

基于塔中顺南地区碳酸盐岩储集层的储集空间特

点，结合顺南地区 C井钻进过程中的相关溢流现象（见

表 1），从气体侵入井眼方式与酸性气体相变两个角度

揭示其井涌特征。

鉴于碳酸盐岩储集层的孔缝洞空间结构，地层气

体侵入井眼方式会发生压差侵入与气液置换侵入（以

地层气体与钻井液的密度差作为动力[13]）的转化。当

孔洞或裂缝压力大于井底压力时，发生压差侵入；当

孔洞或裂缝压力降低至小于井底压力时，发生气液置

换侵入。由表 1 可知，顺南地区 C 井在钻进过程中发

生溢流，在连续两次上提钻井液密度之后，钻井液池

液面才逐渐平稳，但火焰高度由 10～12 m降至 6～7 m

后不再降低。也就是说，在上提钻井液密度过程中，

井底一直有气体侵入，只是溢流强度有所减弱。这是

因为，溢流初期地层压力大于井底压力，井底气体压

差侵入，上提钻井液密度后气体由压差侵入转化为气

液置换侵入。井底持续溢流却无法通过监测钻井液池

液面进行监测，这是由地层气体相变引起的。

分析 CH4、CO2、H2S 及其混合物的相图（见图

3，由 PVTsim 软件计算得到）可以得出，在地层温

度范围内，含有酸性气体的天然气可能经历超临界

相、液相、气液混合相与气相等相变过程。地层气体

侵入井底时处于超临界态或液态，单位时间内气体与

钻井液体积交换量小，短时间内钻井液池增量无明显

变化。


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2017年 6月郭艳利等：碳酸盐岩储集层钻井井涌特征及井涌风险评价 433

图 2 塔中顺南地区奥陶系碳酸盐岩成像测井图

2 碳酸盐岩储集层钻井井涌分析模型

2.1 气体侵入量

基于对碳酸盐岩储集层钻井井涌特征的分析，分

别针对压差气侵与气液置换气侵建立气体侵入量模

型。压差气侵主要受井底压力与地层压力的负压差、

储集层打开厚度、渗透率及气体特性等因素影响，可

基于渗流力学理论[27]确定压差气侵的气体侵入量：

2 2

e w

gg e w

774.6

ln

KH p pQ

T Z r r

（1）

气液置换气侵主要受储集层渗透率、孔隙度及井

眼半径等因素影响，即气体侵入量是关于 3者的函数。

因此，在储集层特性与井眼一定的条件下，可假定气

体侵入量为一常数（储集层产能）。

塔中顺南地区碳酸盐岩储集层埋藏深度大、高温

高压、含酸性气体，依据现场钻井参数难以识别井涌

类型。张兴全等[13]提出利用井口回压判定气体侵入方

式：施加井口回压，井底压力由欠平衡转化为过平衡，

若钻井液池增量或出口流量基本不变，为压差侵入，

若钻井液池增量以原趋势继续增加，为气液置换侵入。

表 1 顺南地区 C 井钻进过程中的溢流现象

日期（日）钻井液池液面火焰高度下一步措施

14

21：05：00，液面上涨 0.5 m3；控压 2 MPa循环观察，

液面上涨 0.5 m3；停泵关井观察 15 min，

套压由 0.5 MPa升至 4.5 MPa

21：36：00，点火成功，火焰高度 1～2 m；

23：20：00，火焰高度上升至 10 m

钻井液密度由 1.65 g/cm3

上提至 1.70 g/cm3

15 03：00：00至 03：15：00，液面累计上涨 0.6 m3；

03：15：00，控压恢复至 6.5 MPa，液面平稳

03：15：00，液面平稳，

火焰高度 7～8 m

钻井液密度由 1.70 g/cm3上

提至 1.75 g/cm3，循环排气

15 10：00：00至 20：30：00，液面平稳 10：00：00至 20：30：00，火焰高度 4～5 m 更换胶芯

16

00：35：00，液面上涨 0.5 m3，控压由 2 MPa升至

6 MPa；01：04：00，控压调至 4 MPa，液面平稳；

03：20：00，控压调至 2 MPa，液面累计上涨 0.7 m3；

03：30：00，控压恢复至 4 MPa，液面稳定

00：35：00，火焰高度升至 12～15 m，

井口间断流；01：04：00，火焰高度 6～7 m；

03：20：00，火焰高度 10～12 m；

03：30：00，火焰高度 6～7 m

循环排气

图 3 地层气体相图

2.2 井筒温度-压力场

在钻井工程中，井筒温度-压力场是计算环空压力

分布及设计钻井水力参数的依据，国内外学者考虑不

同钻井工况和影响因素，对井筒温度-压力场开展了广

泛研究[16-24]。对于碳酸盐岩储集层钻井，需考虑 CO2、

H2S等酸性气体的影响，对模型精度要求较高。因此，

本文采用文献[24]提出的含酸性气体的井筒多相流动

模型，其控制方程、辅助方程及求解方法参见文献[24]。

2.3 井筒气相体积分数

正常钻井期间，气体侵入井筒并沿井筒上升时，

井筒气液两相流型[28]由泡状流向段塞流演化，气侵严


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重时井筒流型会发展为搅动流或环状流。不同流型下

气体漂移速度和气相体积分数的计算方法不同，计算

井筒气相体积分数时需要考虑流型的影响[29]。

①泡状流。存在条件为：

sg 1 sl gr0.429 0.357v k v v≤

（2）

气体漂移速度计算式为：

0.25

l g

gr 2l

1.53g

v

（3）

气相体积分数计算式为：

g sg 0 am grE v c v v （4）

②段塞流。存在条件为：

sg 1 sl gr0.429 0.357v k v v （5）

气体漂移速度计算式为：

0.5

dr p l gdrgr

p l

0.3 0.22g D DD

vD

（6）

气相体积分数计算式与泡状流下计算式相同，但

速度分布系数 c0不同。

③搅动流。存在条件为：

2 2 2g sg l sl l sl

1.72 2 2g sg l sl l sl

25.41lg 38.9 74.4

0.0051 74.4

v v v

v v v

≤

> （7）

0.250.333 2

sg 2 l g gv k g ≤ （8）

气体漂移速度、气相体积分数计算式与段塞流下

计算式相同，但速度分布系数 c0不同。

④环状流。存在条件为：

0.250.333 2

sg 2 l g gv k g （9）

气相体积分数计算式为：

0.3780.8g 1E Y

（10）

其中 0.5 0.10.9

g l l g1Y x x

2.4 井筒气相体积分数密度函数

钻井过程中，侵入气体沿井筒向上运移时，井筒

气相体积分数变化是引起井筒压力变化的直接原因。

结合（1）式—（10）式及井筒温度-压力场模型对井筒

气相体积分数进行预测，得到一定溢流时间下的井筒

气相体积分数分布剖面，引入“井筒气相体积分数密

度函数”对钻井过程中井涌风险进行定量评价。井筒

气相体积分数密度函数定义为一定溢流时间内井筒气

相体积分数沿井深的累积曲线：

wh

bhacg g d

h

ht E h h （11）

3 碳酸盐岩储集层钻井井涌风险评价

井涌风险的诱因有很多[14-15, 30]，具体可归为储集

层特性、气体特性及现场施工设计等，利用提出的井

涌分析模型，进行塔中顺南地区碳酸盐岩储集层钻井

井涌风险评价。基础数据为：井深 2 652 m，套管尺寸

244.5 mm（9.625 in），钻柱尺寸 127.0 mm（5 in），机

械钻速 5 m/h，钻井液排量 30 L/s，钻井液密度 0.98

g/cm3、黏度 14 mPa·s，地面温度 20 ℃，地温梯度

0.031 ℃/m，地层破裂压力梯度 0.014 MPa/m，地层原

油相对密度 0.80、天然气相对密度 0.92。

3.1 侵入方式及气体特性对井筒气相体积分数的影响

通过施加井口回压判定井底气体侵入方式，得到

了压差侵入与气液置换侵入的井筒气相体积分数变化

规律（见图 4）。

图 4 压差侵入与气液置换侵入时井筒气相体积分数变化

由图 4 可知：未施加井口回压时，分别在两种侵

入方式下模拟溢流 10 min，两种侵入方式下井筒气相

体积分数变化曲线未见明显差别；施加井口回压后，

分别在两种侵入方式下模拟溢流 10 min，发现压差侵

入方式下逐渐不再有气体侵入井底，气液置换侵入方

式下则持续有气体侵入。这也说明采用施加井口回压

法[13]判定井底气体侵入方式具有可行性。

以气液置换侵入为例，研究气体侵入量对气相体

积分数的影响（见图 5），可以看出，相同溢流时间下，

进气量越大，井筒气相体积分数越大，且气体沿井筒

上升速度越快。

以气液置换侵入为例，考虑酸性气体（CO2、H2S）

影响，模拟溢流 10 min，得到不同气体类型下的井筒

气相体积分数变化规律（见图 6）。相同进气速率条件


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图 5 气液置换侵入时不同侵入量下的井筒气相体积分数变化

图 6 不同类型气体侵入时井筒气相体积分数变化

下，酸性气体含量越高，井筒气相体积分数越小；相

同酸性气体含量条件下，含 H2S 天然气侵入时井筒气

相体积分数比含 CO2天然气侵入时井筒气相体积分数

小；含酸性气体的天然气沿井筒上升速度小于纯天然

气沿井筒上升速度。这是因为，碳酸盐岩储集层中酸

性气体（尤其是 H2S）侵入井底后，在钻井液中具有

较高的溶解度且处于超临界态[21]。因此，含酸性气体

的天然气气侵时，在井底体积较小且沿井筒上升速度

较慢，不容易被监测。

3.2 井涌风险定量评价方法

酸性气体及储集层渗透率等因素对井涌风险影响

较大，但是不可控，而通过调节现场施工参数可有效

规避井涌风险。因此，考虑施工参数对井筒气相体积

分数的影响，利用井筒气相体积分数密度函数，建立

基于施工参数无因次化的井涌风险定量评价方法。方

法步骤如下。

3.2.1 施工参数对井筒气相体积分数的影响规律分析

施工参数是井控设计的基础参数，具有可控性。

因此，进行井涌风险评价的第 1 步是得到施工参数对

井筒气相体积分数的影响规律，主要考虑机械参数、

钻井液物性参数及井身结构参数等。在对某一参数进

行分析时，只对该参数取不同值，其他参数值均与基

础数据中参数值相同。计算得到了溢流 10 min时不同

施工参数下井筒气相体积分数变化规律（见图 7）。

3.2.2 施工参数无因次化和敏感因子计算

基于施工参数对井筒气相体积分数的影响规律，

利用（11）式，计算不同施工参数下的井筒气相体积

分数密度（见表 2）。

由于施工参数的单位和取值范围不同，不同参数

对井筒气相体积分数密度的影响无法定量比较。因此，

图 7 不同施工参数下的井筒气相体积分数变化


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表 2 不同施工参数下井筒气相体积分数密度

钻井液排量/（L·s1）机械钻速/（m·h1）钻井液密度/（g·cm3）钻井液黏度/（mPa·s）井径/mm 井深/m 井筒气相体积分数密度/m

12 5 0.98 10 244.5 2 652 96.104

22 5 0.98 10 244.5 2 652 94.752

30 5 0.98 10 244.5 2 652 94.241

30 10 0.98 10 244.5 2 652 94.200

30 20 0.98 10 244.5 2 652 94.200

30 30 0.98 10 244.5 2 652 94.199

30 5 0.98 10 244.5 2 652 94.241

30 5 1.07 10 244.5 2 652 86.535

30 5 1.30 10 244.5 2 652 72.256

30 5 0.98 10 244.5 2 652 94.241

30 5 0.98 20 244.5 2 652 93.461

30 5 0.98 30 244.5 2 652 92.352

30 5 0.98 10 219.1 2 652 119.338

30 5 0.98 10 244.5 2 652 94.241

30 5 0.98 10 269.9 2 652 76.671

30 5 0.98 10 244.5 1 500 169.015

30 5 0.98 10 244.5 2 016 98.567

30 5 0.98 10 244.5 2 652 94.241

以基础数据为标准，对施工参数进行无因次化处理，

并计算敏感因子。以钻井液排量为例，具体方法如下。

①钻井液排量与井筒气相体积分数密度的无因

次化：

stdi iQ Q （12）

acg acg, stdi i （13）

本例中，Q1、Q2和 Qstd分别为 12、22和 30 L/s，

ρacg1、ρacg2和 ρacg, std分别为 96.104、94.752和 94.241 m。

由（12）式、（13）式计算得出，α1、α2 分别为 0.400

和 0.733，β1、β2分别为 1.020和 1.005。

②定义钻井液排量敏感因子：

1 2 1 2 （14）

由（14）式得出钻井液排量敏感因子为0.045。

同理可得，机械钻速、钻井液密度、钻井液黏度、

井径和井深敏感因子分别为1.1×105、0.646、0.012、

2.179和3.842。

3.2.3 井涌风险定量描述

敏感因子的大小反映了井筒气相体积分数密度对

施工参数变化的响应强度，即绝对值越大，响应强度

越高。数值为负说明井筒气相体积分数密度与施工参

数具有负相关性，即随着施工参数值增大，井涌风险

变小。可以看出，机械钻速对井涌风险几乎没有影响，

钻井液排量和黏度的影响较小，而井径、井深及钻井

液密度的影响较大。在碳酸盐岩储集层钻探中，可以

结合其孔缝洞发育特征与施工参数敏感因子，进行井

身结构、钻具组合及钻井液优化设计。

3.3 井控风险分级方法

钻井过程中发生井涌时，通常需要采取压井措施。

而判断井控难度和风险是选择压井方法和相关措施的

关键。因此，基于井筒气相体积分数密度函数，提出

一种井控风险分级方法。图 8 为本文算例条件下井筒

气相体积分数密度随时间的变化情况，据此将井控风

险分为 3级：①1级井控风险，侵入井筒的气体混合物

靠近井底，体积较小，不容易被监测，此时较容易控

制；②2级井控风险，随着气体混合物沿井筒向上运移，

井筒压力降低，气体体积较大，且一部分气体从钻井

液中析出，此时可监测到钻井液池液面上涨；③3级井

控风险，气体混合物随钻井液运移至井口附近，会剧烈

膨胀，若井底持续溢流，井控难度升级，易引发井喷。

图 8 基于井筒气相体积分数密度函数的井控风险分级

4 结论

依据塔中顺南地区碳酸盐岩储集层钻井地质资


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料，分析了储集层井涌特征，发现气体主要以压差与

气液置换方式侵入井筒。碳酸盐岩储集层的孔缝洞发

育特征和酸性气体的高溶解度、超临界相态对井筒气

相体积分数影响较大，易引发难检测、高强度井涌。

综合考虑气体侵入井筒机制、气体在井筒运移规

律和井筒温度-压力场，建立了气体侵入井筒后的井筒

气相体积分数预测模型。引入井筒气相体积分数密度

函数，建立了井涌风险定量描述方法。实例计算表明，

井深、井径、钻井液密度、钻井液排量、钻井液黏度

和机械钻速对井涌风险的影响依次减弱，且随着施工

参数值增大，井涌风险变小。基于井筒气相体积分数

密度随时间的变化，将井控风险分为 3 级，用于指导

压井方法和井控措施的选取。

符号注释：

c0——速度分布系数；Ddr——井筒内径，m；Dp——钻

柱外径，m；Eg——井筒气相体积分数，f；g——重力加速度，

取值为 9.8 m/s2；h——深度，m；hbh，hwh——井底和井口深

度，m；H——储集层打开厚度，m；k1，k2——修正系数；

K——储集层渗透率，103 μm2；pe，pw——地层压力和井底

压力，MPa；Q——钻井液排量，L/s；Qg——气体侵入量，

m3/d；Qstd——标准钻井液排量，L/s；re，rw——供给边界和

井眼半径，m；T——储集层温度，K；vgr——气体漂移速度，

m/s；vsl，vsg，vam——液相、气相和其混合物的表观流速，

m/s；x——气体流量因子；Z——储集层气体压缩因子；αi——

无因次钻井液排量；βi——无因次井筒气相体积分数密度；

Δt——溢流时间，s；μg，μl——气相和液相的黏度，mPa·s；

ρacg——一定溢流时间内井筒气相体积分数密度，m；ρacg, std——

标准井筒气相体积分数密度，m；ρg，ρl——气相和液相的密

度，kg/m3；σ——表面张力，N/m；χ——钻井液排量敏感因

子。下标：i——数据编号。

参考文献：

[1] 赵文智 , 沈安江 , 胡素云 , 等 . 中国碳酸盐岩储集层大型化发育

的地质条件与分布特征[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(1): 1-14.

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第一作者简介：郭艳利（1988-），男，山东济阳人，中国石油大学（华

东）石油工程学院在读博士研究生，主要从事海上油气钻采与集输、油气

井流体力学与工程等方面的研究工作。地址：山东省青岛市黄岛区长江西

路 66 号，中国石油大学石油工程学院，邮政编码：266580。E-mail：

[email protected]

联系作者：孙宝江（1963-），男，山东高青人，博士，中国石油大学（华

东）石油工程学院教授，主要从事石油工程多相流、油气井工程等方面的

教学和研究工作。地址：山东省青岛市黄岛区长江西路 66 号，中国石油大

学石油工程学院，邮政编码：266580。E-mail：[email protected]

收稿日期：2016-06-25 修回日期：2017-03-13

（编辑胡苇玮）


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