合下列情况之一则视为异常：
1、钻压大幅度波动或突然增大50KN以上或钻压突然减小并伴有井深跳进； 2、除去改变钻压的影响，大钩负荷突然减小50～60KN； 3、转盘扭矩呈趋势性增大或减小10%～20%，或大幅度波动；
4、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； 5、立管压力逐渐减小0.5～1MPa，或突然增大或减小2MPa或趋势性增大或减小； 6、钻井液出口密度减小0.04g/cm3
以上，或呈趋势性减小或增大； 7、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； 8、钻井液出口电导率或电阻率突然增大或减小； 9、钻井液出口流量明显大于或小于入口流量； 10、实时钻进中的钻头成本呈增大趋势；
11、泥页岩井段Dc指数或Sigma值相对于正常趋势线呈趋势性减小； 12、泥页岩密度呈趋势下降； 13、碳酸盐含量明显变化；
14、岩性明显改变或岩屑中有金属微粒； 15、它不正常情况。 5 异常事件的预测方法
5.1钻时显著减小：钻遇油气水层，钻遇欠压实地层，钻遇盐岩层； 5.2钻时显著增大：钻头磨损，地层变化； 5.3大钩负荷增大，钻压减小：井涌，井漏； 5.4大钩负荷减小，钻压增大：溜钻，顿钻； 5.5大钩负荷突然减小：钻具断落；
5.6转盘扭矩逐渐增大：钻头轴承或牙轮磨损； 5.7井内复杂情况：卡钻预兆，地层变化； 5.8转盘扭矩大幅度波动：掉牙轮，转盘机械故障； 5.9转盘转速大幅度波动：掉牙轮；
5.10立管压力下降很快然后上升：钻井液密度增大；
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5.11立管压力缓慢下降：刺泵、刺钻具、钻井液密度发生变化； 5.12立管压力突然下降：掉水眼、井涌、断钻具； 5.13立管压力缓慢升高：钻井液粘度增大； 5.14立管压力突然增大：水眼堵、钻头泥包；
5.15立管压力先升高后降低，出现起伏跳跃现象：井涌； 5.16钻头时间成本增大：掉牙轮、掉水眼、水眼堵； 5.17钻头时间成本减小：溜钻；
5.18 Dc指数、Sigma指数减小，偏离正常趋势线：钻遇欠压实地层； 5.19入口流量稳定，出口流量逐渐增大：气侵、油侵、水侵、刺钻具； 5.20入口流量稳定，出口流量起伏跳跃～增大：井涌、井喷预兆； 5.21入口流量稳定，出口流量减小：微井涌； 5.22泵冲正常，出口流量减小：刺泵；
5.23入口流量稳定，出口流量大幅度下降或突然降为0：严重井漏； 5.24钻进中池体积缓慢增加：微气侵，油侵或水侵； 5.25钻进中池体积迅速增加1~3m：油侵、气侵或水侵；
5.26钻进中池体积迅速增加3m以上：严重气侵、井涌、井喷预兆； 5.27钻进中池体积缓慢减小：微井漏、井眼容积正常增大； 5.28钻进中池体积迅速减小：严重井漏或完全漏失； 5.29钻进中池体积无变化：机械钻速很慢；
5.30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； 5.31接单根后，池体积减小，但稳定在一定数值：由于正压差钻井液漏入地层； 5.32起钻时，池体积增加：由于压差作或抽汲作用导致井涌，井漏； 5.33下钻时，池体积减小：在激动压力下，地层漏失； 5.34出口密度突然减小：气侵，油侵，水侵，井涌； 5.35电导率增大：钻遇盐水层，盐水侵入； 5.36电导率减小：淡水侵入，油侵，气侵；
5.37出口温度梯度增大：钻遇欠压实地层，钻遇油气层； 5.38岩屑中有金属颗粒：钻头磨损或钻具磨损或套管磨损。
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6 参数异常参考及预报
6.1 参数异常参考值（见表1）
表1 参数异常参考值
序号 1 2 参 数 硫化氢(H2S) 一氧化碳(CO) 预报值(ppm) 5 10 全烃含量高于背景值2倍以上，且绝对值大于0.5%以上； 槽面有明显变化，出口流量或泥浆池体积池体积迅速增3加1~3m 出口槽面有间歇性涌泥浆流, 池体积3迅速增加3m以上 非工作人员撤离现场(ppm) 10 25 非应急人员撤离现场(ppm) 20 50 所有人员全部撤离(ppm) 100 300 备注 说 明 此仅为参考数据，录井队根据相关录井规程以及不同区块、不同地层参照执行；如甲方有特别规定，优先执行甲方指令。 观察泥浆出口流量及泥浆池体积的变化，并上振动筛现场核实；出口槽泥浆可能伴随有油气味、油花、气泡，泥浆密度降低、钻时加快及气测值异常等现象。 观察出口流量指示值时高时低，呈现波浪型显示，出口槽泥浆有油气味、油花、气泡。泥浆密度明显降低，气测值升高等现象。 1、前兆性井喷：一般是泥浆溢流→井涌→井喷，此可以预防； 2、突发性井喷：一般钻遇高压气层因钻井液密度低、起钻前泥浆循环不充分、起下钻抽吸、灌入泥浆量不足等引起，加强井控坐岗监督。 此为参考数据。录井人员观察仪器力管压力参数变化，如测量数据出现渐变性（或快速）增减情况，立即与现场核实，并结合其它参数，根据实际情况做出钻具刺漏、水眼堵塞等事故预报。 此为参考数据。录井人员观察仪器大钩负荷参数变化，如测量数据出现渐变性或快速增减情况，立即与现场核实，结合其它参数，根据实际情况做出断钻具、遇阻、卡钻等事故预报。 此为参考数据。录井人员观察仪器扭矩参数变化，如测量数据上下抖动幅度明显大于常规，并与现场核实，根据实际情况做出掉牙轮、井低落物、3 天然气全烃含量 泥浆溢流 （或4 漏失） 5 井 涌 6 井 喷 出口槽面泥浆加速喷流 立管压力 工程7 参数 大钩负荷（钻压） 压力逐渐减小0.5～1MPa，或突然增大（减小）2MPa或趋势性增大或减小； 钻压突然增大50KN以上或大钩负荷突然减小50～60KN； 趋势性增大或减小10%～20%，或大幅度波动； 转盘扭矩
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井壁垮塌等事故预报。 地质预报 钻 探 目 的 层 位 高压地层 高 含 硫 地 层 钻遇目的层 30～50米 提前30～50米 提前30～50米 参考执行，做好提示性常规预报。 参考执行，做好警示性预报。 参考执行，做好警示性预报。 8
6.2 发生异常时参数变化参考 （见表2、表3、表4）
表2 接单根、起下钻及停待期间可能引发的异常事件
作业种类 检测参数异常 可能引发的异常事件 原因分析 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；快速起钻的抽汲作用；起钻时未按规定灌钻井液；钻井液密度因地层流体不断侵入而降低，井底回压进一步减小。 在激动压力的作用下，地层漏失 钻井液密度偏小，井底回压降低；起钻刮掉井壁的泥饼；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。 接单根、起钻 溢流；总池体积快速增加。 井涌；井喷 下钻 总池体积减少。 井 漏 停待 溢流；总池体积增加。 井涌；井喷
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表3 地质异常事件
异常类型 检测参数显示特点 实时参数 迟到参数 气测全烃高异常；单根峰，起下钻后效气明显，钻井液密度减小，粘度升高；钻时减小，出口流量增大，总池体积增加。 电导率可能减小；地温梯度可能增大；岩屑无荧光显示。 气测全烃高异常，烃组分重烃异常明显；钻井液密度减小；粘度升高；电导率减钻时减小；出口流量增大；总池体积增加。 小；地温梯度可能增大；岩屑有荧光显示。 钻井液密度减小；粘度降低；电导率增钻时减小；出口流量增大；总池体积增加。 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。 表4 工程异常事件
异常类型 刺钻具 断钻具 刺泵 检测参数显示特点 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。 可能的原因 可能钻具疲劳，泵压过高等 气侵 油侵 盐水侵 立管压力缓慢持续下降后突然降低；大钩负荷突然可能钻具疲劳 减小；转盘扭矩减小；泵冲增大；出口流量增大。 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。 转盘转速大幅度跳跃并增大；转盘扭矩剧烈波动；钻时显著增大；钻头时间成本增大；岩屑中可能有金属微粒。 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。 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。 可能泵压过高，疲劳 掉牙轮 可能钻头老化，新度不够等 掉水眼 水眼堵 可能水眼尺寸不适 可能有落物，杂物，大块岩屑等 钻头旷动转盘扭矩瞬间出现增大尖峰，并呈加大加密趋势；严重 转盘转速严重跳动；钻时明显增大；钻头时间成本寿命终结 增大；岩屑中可能有金属微粒。 溜钻 卡钻 钻头泥包 可能钻头老化，钻压过大 井深突然跳变，大钩负荷突然减小；钻压突然增大；可能刹把不灵或人为因素 转盘扭矩增大；钻时减小；钻头时间成本减小。 大钩负荷增大；转盘扭矩增大；出口流量减小。 立压上升，扭矩减小，曲线波幅变小而圆滑，钻时增大。 可能井眼掉块、崩坍、缩径等 大段泥岩地层，泥岩造浆性强，工程参数选择不合理
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