摘要：X区块地质情况复杂，通过研究地层及油气层发育特征，结合邻井测录井解释结果以及试油气成果判断该区钻遇地层的含油气性质，根据油藏研究结果及邻井测井曲线，判断识别易塌、易漏风险层段，根据地层三项压力预测结果划分高压层。识别出井塌、井漏及油气水侵等钻井地质风险后，在钻井设计中井身结构设计、钻井液密度设计、钻关方案设计以及风险提示上制定相应的技术对策。通过现场钻井实践，证明该方法能有效地指导天然气井钻井施工。
关键词：天然气井；钻井地质设计；风险识别；压力预测
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。
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。
8结论与认识
（1）准确的钻井地质风险识别是该区天然气钻井的前提；
（2）合理的井身结构设计、钻井液密度设计等技术措施是天然气井安全钻井的关键；
（3）地质工程一体化设计是天然气钻井发展趋势。
作者：沈宝明 卢志罡 王影 王福云 单位：大庆油田有限责任公司采油工程研究院
