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摘要：X區塊地質情況復雜，通過研究地層及油氣層發育特征，結合鄰井測錄井解釋結果以及試油氣成果判斷該區鉆遇地層的含油氣性質，根據油藏研究結果及鄰井測井曲線，判斷識別易塌、易漏風險層段，根據地層三項壓力預測結果劃分高壓層。識別出井塌、井漏及油氣水侵等鉆井地質風險后，在鉆井設計中井身結構設計、鉆井液密度設計、鉆關方案設計以及風險提示上制定相應的技術對策。通過現場鉆井實踐，證明該方法能有效地指導天然氣井鉆井施工。
關鍵詞：天然氣井；鉆井地質設計；風險識別；壓力預測
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?；鹕剿樾紟r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。
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。
作者：沈寶明 盧志罡 王影 王福云 單位：大慶油田有限責任公司采油工程研究院
