某气田X区天然气井钻井地质设计方法及实践

2022-01-23沈宝明卢志罡王福云

西部探矿工程 2021年12期

沈宝明，卢志罡，王影，王福云

（大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）

1 概述

某气田X 井区位于Y 构造带南部低隆起带上，具有火山活动与构造运动双重成因机制。X井区东部为M 斜坡带，西面与N 断坡带相邻，南部为Z 凹陷，北部为S断裂褶皱带。

X 井区yc1 段顶面整体构造趋势为西南部构造较高、东北部构造较低，顶面深度一般在-3400～-3800m之间。井区构造圈闭主要以断鼻和断背斜为主，构造形态受局部断层控制[1-3]。X井区有2个圈闭，南部圈闭面积7.33km2、圈闭幅度160m、高点位于X1 井附近、高点海拔-3400m、圈闭类型为断鼻，北部圈闭面积3.21km2、圈闭幅度40m、高点位于X2井以东约1200m、高点海拔-3560m、圈闭类型为断背斜。

2 地层发育情况

该区自上而下钻遇的地层依次为Q、m、s、n、y、qn、q、d4、d3、d2、yc4、yc1（未穿）。该区缺失R、d1、yc3 和yc2地层。

3 储层特征

3.1 储层岩性特征

yc4为碎屑岩沉积，上部为灰白色、杂色砂砾岩、砾岩，以砾岩为主，厚度大，为主要储层；下部为薄层的灰黑、紫褐色砂泥岩。岩性总体上表现为厚层块状砾岩夹薄层砂岩及粉砂岩的特征[4]。

本区火山岩岩石类型有火山熔岩和火山碎屑岩两大类，火山熔岩主要岩石类型有球粒流纹岩、流纹岩、（粗面）英安岩、粗面岩、粗安岩、玄武粗安岩，从酸性岩、中酸性岩、中性岩、中基性均有分布。火山碎屑岩主要有流纹质熔结凝灰岩、流纹质（晶屑）凝灰岩、流纹质角砾凝灰岩、流纹质火山角砾岩、集块岩。Yc1Ⅰ气层组主要发育晶屑凝灰岩（占21.17%）和熔结角砾岩（占21.06%）。

3.2 储层物性特征

统计分析X 井区2 口井yc1Ⅰ层19 块全岩分析样品，孔隙度在1.8%～12.2%之间，平均为7.4%；水平渗透率范围在0.02～0.65mD 之间，平均为0.18mD；垂向渗透率在0.004～0.42mD 之间，平均0.09mD。按物性划分，井区总体上属于中、低孔、特低渗储层。

3.3 储层裂缝发育特征

X 区块yc1Ⅰ储层裂缝较发育，以高角度裂缝为主，微裂缝次之。天然裂缝方向以北东向为主，北西向次之。最大水平地应力方向则以近东西向为主。

X 区块储层发育一套英安岩隔层，厚度可达194m。隔层分段发育高角度构造缝、微裂缝和诱导缝，裂缝发育程度较高，封隔性能差，具有搭建纵向裂缝通道的基础（与裂缝组合方式有关）。隔层上部发育一个与气层直接接触的水体，下部发育一个非直接接触水体。因此，裂缝的存在可能使下部水体沿裂缝窜入气层，导致其经过早产地层水[5-6]。

4 邻井钻遇地层油气水显示情况

根据邻井录井、测井、试气成果显示（见表1、表2），X区块上部地层发育多套油气层，其中P油层已经注水开发，F 测井解释为油层，试油结论为低产油层，下部q3、q2及q1解释为干层，d解释为差气层、含气层，yc解释为含气层、气水同层，邻井试气为工业气层。

表1 邻井录井、测井成果表

表2 邻井试气成果表

5 钻井设计难点

（1）上部P 油层已注水开发，地层压力较高，钻井中存在油水侵、井涌及井喷风险；

（2）qn、q1 至d4 顶部地层易坍塌，容易导致坍塌、卡钻等风险；

（3）d4含有气层，打开气层易气侵、井喷；

（4）yc1储层天然裂缝发育，易井漏。

6 钻井设计方法及对策

6.1 井身结构设计

为了防止浅部地层坍塌、漏失，同时防止浅水层污染，要求下表层套管，在满足工程施工的要求下,表层套管下至浅水层底界以下稳定泥岩段，固井水泥返至井口，要求封固良好。

本井P层注水开发，地层压力高，为了安全有效钻进，本井要求下入技术套管，根据地下地质情况及地层压力，制定了技术套管的下入原则：

（1）必须封固P注水层；

（2）封固qn及q1易坍塌层段；

（3）不能打开d的第一个含气层；

（4）满足工程施工不卡钻，不压漏地层。

根据以上原则，结合地层压力和地层破裂压力数据，选择技术套管下至q1 底界以下50m 处，封固注水层、易塌层，防止打开d气层。

6.2 地层压力预测

P 油层已注水开发，根据注采结合邻井实钻情况，预测P 油层地层压力系数1.35，F 油层地层压力系数1.0，d 地层压力系数1.0，目的层yc 按照同构造最近邻井地层压力测试情况，地层压力系数为1.06。

6.3 钻井液密度设计

全井采用水基钻井液，一开混浆，钻井液密度1.05～1.28g/cm3。二开钻井液密度：上部地层1.05～1.28g/cm3；P 油层顶面以上50m 至二次完钻1.40～1.45g/cm3（根据钻关降压情况及时调整钻井液密度）；三开钻井液密度：根据区域内地层压力测试结果，并参考最邻近井测试值，设计井预测目的层yc 地层压力系数1.06 左右，因此三开至完钻设计钻井液密度1.13～1.16g/cm3。

油藏开发方案要求实施全过程近平衡钻井，因此钻井施工中尽量采用钻井液密度下限，减轻气层污染。同时，施工中要密切观察井口及烃值变化情况，及时调整钻井液密度，防止发生油气水侵及井喷等井下复杂事故。

6.4 钻关方案设计

由于上部P油层已经注水开发，地层压力较高，为了降低P油层地层压力，根据以往钻井实践，针对P油层注水井制定钻关方案，距设计井600m范围内注水井要求钻开P 油层前48h 至技术套管固井48h 后一律关井，300m以内的注水井开钻前注水井井口剩余压力不超过2MPa，300～600m范围内的注水井开钻前注水井井口剩余压力不超过3MPa，开钻前若注水井井口剩余压力大于规定要求，则必须放溢流降压。

6.5 其它措施

本井为深层井天然气井，井控装置、井控措施按照一级井控风险井设计，钻井过程中防止井喷事故发生；另外本井在目的层段裂缝较发育，钻井施工中制定相应防漏堵漏措施，在压稳气层的情况下，控制钻井液密度，防止井漏。

7 现场实钻

根据该井现场实钻数据与设计数据对比，井身结构、钻井液密度等参数基本符合设计，上部地层实钻钻井液密度在1.05～1.26g/cm3；P 油层钻井液密度为1.44g/cm3，钻井过程中未见油水侵；三开钻井液密度控制在1.13～1.16g/cm3，有效地控制了漏失发生。本井施工过程中，在风险井段未发生侵、漏以及井塌等复杂，顺利完钻。