某氣田X區天然氣井鉆井地質設計方法及實踐

沈寶明，盧志罡，王 影，王福云

（大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江 大慶 163453）

1 概述

某氣田X 井區位于Y 構造帶南部低隆起帶上，具有火山活動與構造運動雙重成因機制。X井區東部為M 斜坡帶，西面與N 斷坡帶相鄰，南部為Z 凹陷，北部為S斷裂褶皺帶。

X 井區yc1 段頂面整體構造趨勢為西南部構造較高、東北部構造較低，頂面深度一般在-3400～-3800m之間。井區構造圈閉主要以斷鼻和斷背斜為主，構造形態受局部斷層控制[1-3]。X井區有2個圈閉，南部圈閉面積7.33km2、圈閉幅度160m、高點位于X1 井附近、高點海拔-3400m、圈閉類型為斷鼻，北部圈閉面積3.21km2、圈閉幅度40m、高點位于X2井以東約1200m、高點海拔-3560m、圈閉類型為斷背斜。

2 地層發育情況

該區自上而下鉆遇的地層依次為Q、m、s、n、y、qn、q、d4、d3、d2、yc4、yc1（未穿）。該區缺失R、d1、yc3 和yc2地層。

3 儲層特征

3.1 儲層巖性特征

yc4為碎屑巖沉積，上部為灰白色、雜色砂礫巖、礫巖，以礫巖為主，厚度大，為主要儲層；下部為薄層的灰黑、紫褐色砂泥巖。巖性總體上表現為厚層塊狀礫巖夾薄層砂巖及粉砂巖的特征[4]。

本區火山巖巖石類型有火山熔巖和火山碎屑巖兩大類，火山熔巖主要巖石類型有球粒流紋巖、流紋巖、（粗面）英安巖、粗面巖、粗安巖、玄武粗安巖，從酸性巖、中酸性巖、中性巖、中基性均有分布。火山碎屑巖主要有流紋質熔結凝灰巖、流紋質（晶屑）凝灰巖、流紋質角礫凝灰巖、流紋質火山角礫巖、集塊巖。Yc1Ⅰ氣層組主要發育晶屑凝灰巖（占21.17%）和熔結角礫巖（占21.06%）。

3.2 儲層物性特征

統計分析X 井區2 口井yc1Ⅰ層19 塊全巖分析樣品，孔隙度在1.8%～12.2%之間，平均為7.4%；水平滲透率范圍在0.02～0.65mD 之間，平均為0.18mD；垂向滲透率在0.004～0.42mD 之間，平均0.09mD。按物性劃分，井區總體上屬于中、低孔、特低滲儲層。

3.3 儲層裂縫發育特征

X 區塊yc1Ⅰ儲層裂縫較發育，以高角度裂縫為主，微裂縫次之。天然裂縫方向以北東向為主，北西向次之。最大水平地應力方向則以近東西向為主。

X 區塊儲層發育一套英安巖隔層，厚度可達194m。隔層分段發育高角度構造縫、微裂縫和誘導縫，裂縫發育程度較高，封隔性能差，具有搭建縱向裂縫通道的基礎（與裂縫組合方式有關）。隔層上部發育一個與氣層直接接觸的水體，下部發育一個非直接接觸水體。因此，裂縫的存在可能使下部水體沿裂縫竄入氣層，導致其經過早產地層水[5-6]。

4 鄰井鉆遇地層油氣水顯示情況

根據鄰井錄井、測井、試氣成果顯示（見表1、表2），X區塊上部地層發育多套油氣層，其中P油層已經注水開發，F 測井解釋為油層，試油結論為低產油層，下部q3、q2及q1解釋為干層，d解釋為差氣層、含氣層，yc解釋為含氣層、氣水同層，鄰井試氣為工業氣層。

表1 鄰井錄井、測井成果表

表2 鄰井試氣成果表

5 鉆井設計難點

（1）上部P 油層已注水開發，地層壓力較高，鉆井中存在油水侵、井涌及井噴風險；

（2）qn、q1 至d4 頂部地層易坍塌，容易導致坍塌、卡鉆等風險；

（3）d4含有氣層，打開氣層易氣侵、井噴；

（4）yc1儲層天然裂縫發育，易井漏。

6 鉆井設計方法及對策

6.1 井身結構設計

為了防止淺部地層坍塌、漏失，同時防止淺水層污染，要求下表層套管，在滿足工程施工的要求下,表層套管下至淺水層底界以下穩定泥巖段，固井水泥返至井口，要求封固良好。

本井P層注水開發，地層壓力高，為了安全有效鉆進，本井要求下入技術套管，根據地下地質情況及地層壓力，制定了技術套管的下入原則：

（1）必須封固P注水層；

（2）封固qn及q1易坍塌層段；

（3）不能打開d的第一個含氣層；

（4）滿足工程施工不卡鉆，不壓漏地層。

根據以上原則，結合地層壓力和地層破裂壓力數據，選擇技術套管下至q1 底界以下50m 處，封固注水層、易塌層，防止打開d氣層。

6.2 地層壓力預測

P 油層已注水開發，根據注采結合鄰井實鉆情況，預測P 油層地層壓力系數1.35，F 油層地層壓力系數1.0，d 地層壓力系數1.0，目的層yc 按照同構造最近鄰井地層壓力測試情況，地層壓力系數為1.06。

6.3 鉆井液密度設計

全井采用水基鉆井液，一開混漿，鉆井液密度1.05～1.28g/cm3。二開鉆井液密度：上部地層1.05～1.28g/cm3；P 油層頂面以上50m 至二次完鉆1.40～1.45g/cm3（根據鉆關降壓情況及時調整鉆井液密度）；三開鉆井液密度：根據區域內地層壓力測試結果，并參考最鄰近井測試值，設計井預測目的層yc 地層壓力系數1.06 左右，因此三開至完鉆設計鉆井液密度1.13～1.16g/cm3。

油藏開發方案要求實施全過程近平衡鉆井，因此鉆井施工中盡量采用鉆井液密度下限，減輕氣層污染。同時，施工中要密切觀察井口及烴值變化情況，及時調整鉆井液密度，防止發生油氣水侵及井噴等井下復雜事故。

6.4 鉆關方案設計

由于上部P油層已經注水開發，地層壓力較高，為了降低P油層地層壓力，根據以往鉆井實踐，針對P油層注水井制定鉆關方案，距設計井600m范圍內注水井要求鉆開P 油層前48h 至技術套管固井48h 后一律關井，300m以內的注水井開鉆前注水井井口剩余壓力不超過2MPa，300～600m范圍內的注水井開鉆前注水井井口剩余壓力不超過3MPa，開鉆前若注水井井口剩余壓力大于規定要求，則必須放溢流降壓。

6.5 其它措施

本井為深層井天然氣井，井控裝置、井控措施按照一級井控風險井設計，鉆井過程中防止井噴事故發生；另外本井在目的層段裂縫較發育，鉆井施工中制定相應防漏堵漏措施，在壓穩氣層的情況下，控制鉆井液密度，防止井漏。

7 現場實鉆

根據該井現場實鉆數據與設計數據對比，井身結構、鉆井液密度等參數基本符合設計，上部地層實鉆鉆井液密度在1.05～1.26g/cm3；P 油層鉆井液密度為1.44g/cm3，鉆井過程中未見油水侵；三開鉆井液密度控制在1.13～1.16g/cm3，有效地控制了漏失發生。本井施工過程中，在風險井段未發生侵、漏以及井塌等復雜，順利完鉆。

8 結論與認識

（1）準確的鉆井地質風險識別是該區天然氣鉆井的前提；

（2）合理的井身結構設計、鉆井液密度設計等技術措施是天然氣井安全鉆井的關鍵；

（3）地質工程一體化設計是天然氣鉆井發展趨勢。