1．基本情況

　　該井是某石油管理局鉆井一公司試驗5隊在松遼盆地南部中央坳陷區紅崗階地大安構造上某個平臺(4口井)上的一口直井，該井設計井深1975m，設計鉆井液密度為1.1-1.25g/cm3，目的層是扶楊油層。2006年1月5日23:OO一開，下入φ273mm表層套管120m，沒有設計安裝防噴器。鉆具結構為φ215mmP鉆鋌鉆頭＋φ214mm螺旋扶正器×1.57m＋φ178mm短鉆鋌×1.38m＋φ214mm螺旋扶正器×1.57m＋φ178mm鉆鋌×8.7m＋φ214mm螺旋扶正器×1.57m＋φ178mm鉆鋌×34.2m＋φ159mm鉆鋌×34.19m＋φ127mm鉆桿。2006年1月8日0:00二開，鉆井液密度為1.07g／cm3，粘度為47s。

　　2．事故發生經過

　　2006年1月10日0:50，二開鉆至井深1254.3lm時發生油氣侵并伴有井涌，當時鉆井液密度為1.23g／cm3。循環鉆井液排氣，泥漿槽中有大量油花和氣泡。邊循環邊將鉆井液密度加重至1.25g／cm3，泥漿槽中仍有大量油花和氣泡，出口鉆井液密度在1.05-1.12g／cm3之間。

　　3．事故處理過程

　　2006年1月10日5:10開始鉆井液加重，考慮到防漏問題，將鉆井液密度由1.25g／cm3逐漸加重至1.45g／cm3，循環壓井，最終返出的鉆井液密度為1.42g／cm3。1月11日4:00，循環正常后起鉆，起出11柱鉆桿，有抽吸現象，用方鉆桿灌鉆井液時井口井涌，循環返出的鉆井液密度為1.28g／cm3，泥漿槽面油花和氣泡增多，井口外涌鉆井液嚴重，循環一周后減弱。將起出的鉆具下到井底，繼續循環排氣，進行全井加重，直至出口返出的鉆井液密度在1.5-1.52g／cm3之間，粘度為56-65s。19:15開始起鉆，前11柱無刮卡和抽吸現象，每起2柱灌一次鉆井液，第12柱開始有刮卡和抽吸現象，每起1柱用方鉆桿灌鉆井液一次，1月12日6:00起完鉆。

　　4．事故原因分析

　　(1)井身結構不合理，該井區已有多井次發生油氣侵、井涌、井噴，施工單位也多次向甲方提出下表層套管、安裝防噴器的建議，但沒有引起甲方重視；設計中沒有防噴器，使井噴后沒有相應設備進行控制。該井區地下情況復雜，同一裸眼井段中有兩個壓力梯度相差較大的油氣水層，密度高易漏，密度低易噴，給安全鉆井增加了難度。

　　(2)設計鉆井液密度偏低。

　　5．應吸取的教訓

　　(1)加強設計人員對地下情況的認識，設計合理的井身結構。此井區應下合適深度和尺寸的表層套管并安裝合適壓力等級的防噴器。

　　(2)根據鄰井地層壓力，設計合理的鉆井液密度，并根據實鉆情況及時調整鉆井液密度。