摘要：气体钻井在我国油气田勘探开发中具有广阔的应用前景，但是川东地区多个构造实施气体钻井过程中，存在地层出水现象，严重影响了气体钻井的顺利进行，不得不改用充气钻井。充气钻井技术难点主要表现在：①井壁稳定性差，易引起垮塌卡钻；②地层出水可能与井漏同存，气液比值难以确定；③环空液柱压力降低，带砂效果差，易导致沉砂卡钻；④浅层天然气易引起井下燃爆。通过分析上述难点，结合充气钻井现场实践经验，有针对性地提出了充气钻井过程的主要技术措施：①钻井液维护处理技术；②井漏处理技术；③参数设计技术等。在川东地区3口井的现场应用效果表明：推行所提出的充气钻井技术措施，能有效避免井漏、提高机械钻速、缩短钻井周期，为川东地区遇地层出水情况下的气体钻井积累了经验。
关键词：四川盆地东部；气体钻井；地层出水；充气钻井；井壁稳定；气液比；钻速；井漏
气体钻井以气体为循环介质，以欠平衡方式钻进，具有许多不可替代的优点，例如：直观、及时无遗漏地发现产层、获得高的单井产能、大幅度提高钻速、有效控制井漏、防止井斜、减少环境污染和克服泥页岩水敏性坍塌。在我国油气田勘探开发中具有广阔的应用前景。但是，在四川盆地川东地区多个构造实施气体钻井中，发现地层出水，严重影响了气体钻井的顺利进行。在钻遇地层出水时，我们探索了充气钻井技术，在一定程度上解决了井壁稳定及防卡问题。通过川东地区3口井的现场应用，取得了良好效果。
1 地层出水对气体钻井的影响
由于空气不能携带井眼稳定添加剂，所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇饱和水层，粉尘会变为段塞。由于液体在环空的出现，会润湿水敏性页岩，这会导致井塌卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起在钻杆外壁上形成泥饼环，不能被空气从环空中带上来。当其填充环空时，会阻止空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移，还会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应[1～3]。
1.1 地层出水流量划分
1) 小流量：地层出水量低于0.477m3/h。
2) 中等流量：出水量0.477～7.95m3/h。
3) 大流量：出水量大于7.95m3/h。
1.2 不同出水量处置
1) 中等水量发生岩屑结团的危险性较小，但是对于存在水敏性不稳定地层的井，可能导致严重的井塌。其最明显的表现是注入压力升高，钻屑突然停止上返，钻速降低，继续注入气体，排出管出口出现液体。处理方法：加入泡沫剂，变成雾化钻井。
2) 大水量危险性较大，最明显的表现是注入压力明显升高，钻屑突然停止上返，钻速明显降低。处理方法：加入泡沫剂，变成泡沫钻井或转为用钻井液钻井。
3) 地层小流量出水。这是最危险的情况，因为足够的少量的水将岩屑黏结在一起，会在钻杆上形成泥包，引起井眼缩小、循环阻力增大、卡钻等复杂情况的发生。判断方法：空气钻井时，如果上返钻屑量减小，空气压力慢慢增大，钻屑变大，钻具转动扭矩增大，上提、下放钻具有阻力，就说明了遇到小水层。处理方法为加大气量[4～5]。
2 充气钻井主要技术难点
1) 井壁稳定性差，易引起垮塌卡钻。与常规钻井液钻井比较，充气钻井液降低了环空液柱压力，极易导致井壁失稳垮塌。充气钻井过程中应加强对井壁稳定监测，防止出现井下复杂。
2) 地层出水可能与井漏同存，气液比值难以确定。不同的气液比值对应不同的环空液柱压力，要压稳地层水，就必须提高钻井基液排量，提高充气钻井液密度，就容易引起井漏，导致井下复杂。因此，要合理调整气液比值，保证钻井作业连续施工。
3) 环空液柱压力降低，带砂效果差，易导致沉砂卡钻。
4) 浅层天然气易引起井下燃爆。油气显示也是影响气体钻井以及充气钻井进行的关键因素，只要压缩空气中的氧同烃液或天然气混合，就极易燃烧或爆炸。
3 充气钻井技术措施
3.1 钻井液维护处理技术
1) 根据井下情况，在地面泥浆罐中配制好充气基液备用。根据井下实际情况，充气基液用清水或聚合物钻井液。充气钻井过程中，应严格监测充气基液性能、基液量的变化情况，及时调整注气注液参数，并根据性能，加入预水化膨润土浆、聚合物胶液对充气基液进行维护处理，确保钻井安全。正常情况下，及时检测钻井液性能，维护处理后或非正常情况下，应加大性能监测频率。
2) 若充气钻井中出现携砂不良，可采用增大基液排量、提高基液黏度等方法来进行处理。充气钻井时钻井液应具有良好的防塌能力。如果钻井过程中地层出现较严重坍塌，应立即停止钻进，在保证不漏失的前提下，适当增大注液量，提高携带效率，清洁井眼。
3) 若出现井漏：适当增大注气量，降低注液排量，以降低充气钻井液当量密度；在钻井液中加入适量堵漏材料，控制钻井液漏失量；若钻遇异常低压漏层，采取上述措施不能有效控制井漏，则必须停钻堵漏。
4) 如井下出现严重复杂情况，应及时停止充气钻井，转为常规钻井液钻进。
3.2 井漏处理技术
加强液面观察，根据钻井液返出情况，逐步摸索气液比值范围，探索安全钻井的充气钻井液密度窗口。
1) 提高钻井液排量，未发生井漏时，观察带砂及地层出水情况，确保井下安全。
2) 发生井漏时，如果井漏未失返，就调整气液比，或者边充气钻井边回注。井漏失返，不能建立循环，漏水、漏砂同存时，继续采用充气钻井强钻。如果水源有限，增加注气量，降低注液量钻井，或堵漏后再充气钻进。如果漏水不漏砂，堵漏后继续充气钻井。
3.3 参数设计原则
充气钻井液是指压缩气体和泥浆的混合体。充气介质用压缩空气作为循环介质。以保证裸眼井段的循环当量密度低于地层漏失压力当量密度、裸眼井段的当量循环密度不致太低，防止该井段发生垮塌，钻遇显示时控制溢流量。
3.4 其他技术措施
1) 继续执行气体钻井相关的安全操作技术规定，确保井下安全及人身安全。
2) 加强地质预报及录井检测，及时发现油气显示意，并切实搞好防火、防爆工作。
3) 强化钻具检查，认真记录好钻井参数，发现异常及时分析处理，避免钻具事故。
4) 优选钻头类型，延长单只钻头纯钻时间，减少起下钻次数，争取快速穿过复杂层段。
4 现场应用及其效果
4.1 G005-H2井
该井在侏罗系沙溪庙组-三叠系嘉陵江组地层钻进中井漏严重，且多产水。G005-H2井进入沙溪庙组地层，在井深391.0 m完成Φ339.7mm套管固井后，就开始实施气体钻井。气体钻井仅钻进1m(井深392.00m)就发现岩屑润湿，循环观察，出口有线状水流出。继续钻进至井深395.00m，出口有股状水流出，出口流量20～25m3/h。决定转为充气钻井继续钻进，仅用27d，钻至嘉陵江组地层，井深2617.20m结束充气钻井。充气钻井层位：沙溪庙组-嘉陵江组，井段395.00～2617.20m，进尺2222.20m，平均机械钻速6.70m/h，平均行程钻速82.30m/d。该井平均机械钻速和行程钻速均是该构造之最，提高机械键速和节约钻井周期明显；充气钻井期间井壁稳定，未出现井下复杂现象。
该井在充气钻井期间，累计产水量1054m3，采用不同的气液比，地层产水不一样(表1)。特别是从2213m替入聚磺钻井液以后，在气量25m3/min、液量40L/s的情况下，地层产水3～5m3/h。为了减小出水量防止钻井液污染，进一步降低气液比，在2213～2461m井段、气量15～20m3/min、液量45L/s的情况下，地层仍然产水2～3m3/h；在2461～2617m井段不充气、液量45L/s的情况下，地层不产水，也不漏。
4.2 CH061-2井
该井在上三叠统须家河组地层，Φ444.5mm井眼段，从井深41.30m开始实施气体钻井。钻获进尺8.55m(井深49.85m)，发现钻杆表面湿润，岩屑湿润，产水5m3/h，决定转为充气清水钻井。充气钻井中井壁垮塌，起下钻均存在划眼，多次用稠浆循环带砂；后钻达井深420.77m，下套管固井封隔了复杂段。充气钻井井段49.85～420.77m，进尺370.92m，平均机械钻速3.10m/h。
4.3 WQ002-H2井
该井在Φ444.5mm井段，从井深50.50m开始实施气体钻井。钻进至井深65.00m，排量200m3/min，发现排砂管线取样处砂样湿润，排砂口见小股水歪17：00空气钻井至井深74.00m，排砂口出水量逐渐增大；测得最大产水量120.0m3/h，最小产水量30.0m3/h，一般产水量60.0m3/h。继续气体钻井。钻至井深340.00m上提有挂卡，转为充气钻井，充气钻井中井壁垮塌，起下钻多次划眼，并多次用稠浆循环带砂，钻达设计井深，用水泥补壁后，下套管固井封隔了复杂段。充气钻井井段340.00～700.00m，进尺360.00m，平均机械钻速3.87m/h。
5 结论与建议
1) 气体钻井转化为充气钻井后，在一定程度上能够解决地层出水难题，有效避免井漏，提高机械钻速，缩短钻井周期。
2) 充气钻井成功实施的前提是井壁稳定，而且不含H2S。
3) 充气钻井中，要根据出水量大小，逐步摸索气液比值，以尽量减少地层出水量。必要时，将充气钻井与常规钻井相结合，减少充气钻井停等时间，实施连续钻井作业。
参考文献
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[2] 张林，余代银，许期聪，等.空气钻井井下燃爆事例分析[J].天然气工业，2008，28(5)：53-54.
[3] 黄小兵，陈次昌，董耀文.气体钻井的岩屑特征及粒度分布测试[J].天然气工业，2008，28(11)：83-84.
[4] 杨令瑞，杨玻，肖润德，等.天然气欠平衡钻井完井技术[J].钻采工艺，2005，28(1)：4-7.
[5] 刘仲华.川东北地区钻井施工的几点认识[J].钻采工艺，2005，28(3)：21-24.
(本文作者：卓云1 胡显智1 郑霞1 周永建1 孟米2 徐鸣祥3 1.川庆钻探工程有限公司川东钻探公司；2.川庆钻探工程有限公司；3.中国石油大学 北京)
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