摘要：LG地区侏罗系下部地层油气显示活跃，地层压力与显示强度在横向上差异较大并难以准确预测，岩石固有强度普遍低于气体钻井临界强度，井眼不稳定问题较为突出。为解决以上难题，利用测井手段并结合实钻资料分析了LG地区地层压力剖面特征、侏罗系地层气体钻井的井眼稳定性和主要钻井工程地质问题，提出如下技术措施：①合理控制气体钻井的深度，有效规避气体钻井的作业风险，提高气体钻井效率；②在侏罗系下部地层不适合气体钻井的层段，实施欠平衡钻井和PDC钻头复合钻井，来进一步提高超深井钻井速度。
关键词：钻井工程；地质；超深井；气体钻井；测井；欠平衡钻井；复合钻柱
0 引言
LG地区超深井钻井速度比四川盆地已钻超深井有大幅度的提高，特别是该区的某井，通过应用气体钻井和常规成熟配套工艺技术，仅用145d钻达井深6530m完钻，实现了四川油气田超深井钻井速度的历史性突破。LG地区已钻探井相关统计分析表明：①气体钻井(特别是采用空气锤取代牙轮钻头)是提高钻井速度非常有效的手段。与常规钻井相比，在侏罗系地层Ø311.2mm井段平均机械钻速和单只钻头进尺均可分别提高10倍以上；须家河组高研磨性地层实施气体(氮气)钻井也可显著提高机械钻速，实钻统计其平均机械钻速是欠平衡钻井的5倍，是平衡钻井的9倍多。②气体钻井作业风险不能忽视。个别井在气体钻井中发生了严重事故和井下复杂情况，被迫侧钻，损失较大，显著降低了全井钻井速度。③PDC钻头及复合钻井技术的应用对提高石灰岩地层钻速作用显著，机械钻速和钻头进尺明显高于牙轮钻头与转盘钻井，实现了深井段与超深井段小井眼快速钻井。
1 LG地区广义地层压力剖面特征分析
1.1 利用测井精细解释方法建立广义地层压力剖面
利用LG地区已钻井的测井及实钻资料，对某井3个压力(孔隙压力、坍塌压力和破裂压力)进行了定量计算，建立了较完整的广义地层压力剖面(图1)[1～5]。
1.2 计算广义地层压力剖面特征分析
1) 大部分地层层段孔隙压力为正常压力，侏罗系下部地层有异常高压存在。计算结果表明，LG地区上侏罗统蓬莱镇组至上二叠统龙潭组大部分层段为常压地层，但侏罗系下部有异常高压存在。飞仙关组和长兴组计算的地层压力亦为常压，与测试压力系数基本吻合。
2) 破裂压力较高。计算破裂压力系数普遍在1.6以上，凉高山组-须家河组和嘉四段-嘉五段相对较低，浅层遂宁组可超过2.0。
3) 坍塌压力较低。在常规钻井条件下，从总体上看，LG地区地层稳定性较好，大部分层段计算地层坍塌压力系数在1以下，但沙一段-须二段和嘉五段-嘉四段地层坍塌压力系数相对较高，计算坍塌压力系数平均值在1.30左右。
1.3 侏罗系地层油气显示情况及地层压力特征
LG地区侏罗系地层油、气、水显示频繁，尤其是在空气钻井条件下，显示更为活跃。其中，蓬莱镇组以井漏及水浸为主，遂宁组空气钻井见气测异常，其余显示主要分布在沙溪庙组、凉高山组及大安寨组，在LG构造的西南侧，也就是越靠近大川中，油气显示越活跃。
实钻情况和地层压力计算结果表明：LG地区侏罗系地层在纵向上，沙溪庙组沙一段、凉高山组凉上段以及大安寨组均是区域性含油气层，但沙一段、凉上段的含油气性要优于大安寨组含油气性；在横向上，各含油气层显示强度和地层压力差异均较大，以珍珠冲组为例，多数井表现为常压，但个别井则为异常高压，平衡钻井液密度最高达1.56g/m3。LG地区各含油气储层在横向上的不均质特性十分显著，这是各井油气显示强度和地层压力差异较大的主要原因。
2 LG地区侏罗系地层气体钻井的井眼稳定性分析评价
2.1 气体钻井井眼稳定条件与井眼稳定分析预测方法
1) 气体钻井过程中，由于井筒内气体介质平衡压力极低，井壁不可能发生张力破坏，井壁失稳主要是周围岩石所受应力超过岩石自身强度而产生剪切破坏，对脆性地层会产生井壁掉块坍塌、井径扩大，而塑性地层则井壁因塑性变形而产生缩径。
2) 气体钻井中井壁坍塌与否和井壁围岩的应力状态及强度特性等密切相关。利用测井资料可以对井壁围岩的应力状态及强度特性进行定量分析。但是，常规测井资料都是在液体介质(钻井液)条件下获得的，其对井壁围岩的应力状态、强度特性及孔隙压力的影响不能忽视，运用钻井液与地层相互作用定量分析模型，消除钻井液浸入对井壁围岩的应力状态及强度特性的影响，即可建立原始地层应力和岩石强度剖面，从而对气体钻井条件下井眼稳定性
进行分析评价。利用此方法对七里北101井、龙17井及LGX井气体钻井井段实钻资料验证分析表明，当地层某点的岩石固有强度小于气体钻井条件下保持井壁稳定的临界强度时，井壁不稳定，否则井壁处于稳定状态。
2.2 LG地区已钻井气体钻井井眼稳定性分析与评价
利用上述方法对LG地区已钻井气体钻井条件下井眼稳定性作了分析计算(图2)，对比各井分析结果可得出以下认识：
1) 侏罗系地层气体钻井临界强度值较稳定，变化幅度小而且与井深基本上呈正比例关系，各井气体钻井临界强度梯度差异不大，为0.050～0.058。
2) 地层固有强度变化幅度大，这是砂泥岩地层岩性特征的表现。
3) 以沙一段底为界，大多数井在其上井段岩石固有强度总体上高于气体钻井临界强度，气体钻井过程中井眼基本处于稳定状态，只有个别气井沙二段底至沙一段底井段岩石固有强度接近或低于临界强度，实钻过程中有遇阻和挂卡情况发生；进入凉上段后，岩石固有强度明显低于气体钻井临界强度，实钻中井眼稳定问题突出，个别气井发生严重坍塌卡钻。
3 LG地区超深井钻井主要工程地质问题
1) 沙一段、凉上段以及大安寨组油气显示活跃，而且由于储层的不均质性，地层压力和显示强度在横向上差异较大，难以做出准确预测，空气钻井作业风险较大。当钻遇异常高压显示时，平衡地层压力的钻井液密度较高，对钻井速度的影响很大。
2) 凉上段至珍珠冲组底，岩石固有强度普遍低于气体钻井临界强度，气体钻井中井眼不稳定问题较突出。
3) 在常规钻井条件下，沙一段-须二段和嘉五段-嘉四段地层坍塌压力系数相对较高。浅地层出水，第二次开钻不能普遍开展空气钻井，影响钻速。
4) 下侏罗统地层岩性与上侏罗统、中侏罗统地层差异较大且变化频繁，细、粉砂岩研磨性很高、可钻性低，加之为大尺寸井眼，在平衡钻井(特别是高密度)条件下钻井速度很低。
5) 须家河组长段中粗粒石英砂岩地层研磨性极高，在平衡钻井条件下可钻性差，机械钻速低，单只钻头进尺低，对钻井速度的影响大。
6) 飞仙关组和长兴组储层流体含硫化氢，对气井完整性要求高。
4 进一步提高LG地区超深井钻井速度的技术途径
4.1 有效控制气体钻井的作业风险，防止井下重大复杂情况与事故的发生
1) 充分认识气体钻井存在的施工作业风险。在钻井设计中和施工作业前应认真做好气体钻井作业条件与风险评估，制定好出现复杂情况时的处理预案。
2) 合理控制气体钻井的深度，适时转换。根据前述油气显示情况及地层压力特征和井眼稳定性分析评价，LG地区侏罗系地层气体钻井一般不应超过沙一段底。实钻情况也表明，一般情况下控制气体钻井不进入凉高山组也是合理的。在9口井中，有6口井均在沙一段地层适时安全转换成常规钻井，未发生严重井下复杂与事故。须家河组气层可实施氮气钻井。由于雷二段为含水层，同时为防止雷三段石膏层垮塌卡钻，用氮气钻至雷三段应及时转换成常规钻井。实施气体钻井时，应切实加强油气显示与井眼稳定状况的跟踪检测与分析，并按控制作业风险预案与作业规程要求，及时正确处理出现的异常情况。完善气体钻井的工艺，充分发挥空气锤的作用，进一步提高气体钻井效率。
4.2 完善结束气体钻井时转换为常规钻井的相关工艺
1) 应根据井眼稳定性分析评价，设计储备具有合理密度与良好抑制性的钻井液。沙溪庙组-珍珠冲组地层转换钻井液密度一般应不低于1.30g/cm3。探索适当的转换措施(如替入可降低泥页岩水化的前置液)，尽可能减轻替入钻井液重建井壁可能产生的井下不正常情况，快速实现井眼稳定。
2) 对侏罗系沙一段-珍珠冲组不适合于气体钻进层段采用PDC钻头复合钻井。如钻遇异常高压气显示时，可实施欠平衡钻井。
5 结论
1) LG地区侏罗系下部地层油气显示活跃，地层压力与显示强度在横向上差异较大并难以准确预测，同时，岩石固有强度普遍低于气体钻井临界强度，井眼不稳定问题较突出。
2) 合理控制气体钻井的深度，有效规避气体钻井的作业风险，提高气体钻井效率，对侏罗系下部地层采用PDC钻头复合钻井和实施欠平衡钻井，是进一步提高超深井钻井速度的重要技术途径。
参考文献
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(本文作者：郑有成1 凌忠2 邓虎2 常洪渠1 1.中国石油西南油气田公司勘探事业部；2.川庆钻探工程公司钻采工艺研究院)
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