我國油田淺層氣特征及其對(duì)鉆井的影響

胡小強(qiáng)

（1.廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局，廣東 廣州 510760；2.國土資源部海底礦產(chǎn)資源重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，廣東 廣州 510760）

淺層氣目前被定義為埋深在1 500 m以內(nèi)的各類天然氣[1]。它埋藏于淺層，可以是生物細(xì)菌成因的烷烴氣體，可以是低成熟熱降解的伴生氣，可以是埋藏深層的沉積有機(jī)質(zhì)經(jīng)高溫?zé)峤到鈩?dòng)力學(xué)作用形成的烷烴氣體運(yùn)移到淺層，也可以是經(jīng)非生物化學(xué)作用聚合而成的烷烴氣體[2-4]。

1 淺層氣分布特征

在松遼盆地大慶油田，淺層氣普遍發(fā)育在上白堊統(tǒng)明水組及下白堊統(tǒng)嫩江組二、三、四段，埋深一般為250～650 m（見表 1），部分構(gòu)造已經(jīng)構(gòu)成工業(yè)氣藏[1-2，5-6]。在松遼盆地南部吉林油田，淺層氣也普遍發(fā)育，主要分布在上白堊統(tǒng)四方臺(tái)組，埋深100～600 m，個(gè)別井80 m見氣，如SN30井、SN24井、SN301井，鉆遇含氣層位10 多層[1，7]。 在華北油田廊坊、霸州和文安等地區(qū)分布有淺層氣，氣層埋深為 650～800 m（明化鎮(zhèn)組）和1 100～1 500 m（館陶組）[8]。 在勝利油田孤東、孤島油區(qū)構(gòu)造，淺層氣主要埋深為300～900 m （明化鎮(zhèn)組）和800～1 400 m（館陶組），如孤島 GD7 井，1 169 m；B24井，225 m；B24-1 井，321 m[9]。 在遼河 QD 油田，大民屯凹陷、興隆臺(tái)潛山構(gòu)造帶普遍識(shí)別出了淺層氣，如Qianq1井、Qianq5井、Qianq7井，淺層氣埋深為1397～1 441 m；興隆臺(tái)油田的X462井，在1 512～1 515 m有明顯的淺層氣顯示[10]。在大港油田，淺層氣分布于新近系明化鎮(zhèn)組下段的 Nm1，Nm2，Nm3，其中 Nm2含氣面積最大，分布范圍最廣，館陶組含氣面積較小，埋深600～800 m[3]。在渤海灣海域油田，如蓬萊 19-3油田的PL19-3-3 井、BZ25-1-6 井，在 500～800m 富含淺層氣[11]。

表1 松遼盆地大慶油田淺層氣分布

由此不難看出，在我國各個(gè)油田的淺層普遍存在淺層氣，而且有些油田的淺層氣富集成工業(yè)氣藏，如大慶油田南部地區(qū)的淺層氣藏。以往油田管理層更多地關(guān)注淺層氣給鉆井作業(yè)帶來的諸多影響和危害。特別是在鉆探過程中，受淺層氣影響，鉆井失敗或給鉆井工作人員造成生命威脅的實(shí)例比比皆是。進(jìn)入21世紀(jì)，隨著油價(jià)上漲，油田對(duì)淺層氣的勘探和利用給予了高度重視，并逐步加大了淺層氣資源勘探和開發(fā)的投入。

2 淺層氣甲烷與碳同位素特征

不同油田、不同構(gòu)造上的淺層氣烷烴組分有所差異，甲烷體積分?jǐn)?shù) φ（CH4）、碳同位素值 δ13C1PDB也差異明顯（見表2）。根據(jù)δ13C1PDB，可以判斷天然氣的成因類型。當(dāng)δ13C1PDB小于-55.00‰時(shí)，多為生物成因氣；當(dāng)δ13C1PDB分布范圍在-50.00‰～-35.00‰，則為熱成因氣。

松遼盆地大慶油田葡萄花構(gòu)造的淺層氣組分以甲烷為主，甲烷體積分?jǐn)?shù)為73.10%～94.40%，葡西鼻狀構(gòu)造淺層氣甲烷體積分?jǐn)?shù)較低，為45.00%～85.72%。葡西鼻狀構(gòu)造淺層氣的δ13C1PDB為-67.90‰～-60.03‰，普遍小于-55.00‰，具有細(xì)菌生物成因氣特征[2，6]。但松遼盆地多數(shù)構(gòu)造上的淺層氣δ13C1PDB值一般都大于-55.00‰。如杏北構(gòu)造淺層氣的 δ13C1PDB分布在-48.83‰～-38.00‰；薩爾圖、高臺(tái)子、龍南構(gòu)造上的淺層氣δ13C1PDB分布在-52.42‰～-49.50‰[5]， 顯示為熱成因型天然氣，或與原油伴生氣。在大港油田港西構(gòu)造上，淺層氣δ13C1PDB分布在-52.50‰～-42.30‰，也顯示為熱成因天然氣類型。淺層氣成因類型，可以是真正意義上的淺層微生物成因氣，也可以是隨斷裂帶運(yùn)移上來的中部原油伴生低熟熱解成因氣，或來自深部高熟熱解成因氣，或來自深部幔源非生物成因天然氣。

表2 油田淺層氣甲烷體積分?jǐn)?shù)與碳同位素特征

3 淺層氣藏識(shí)別特征

3.1 鉆井過程淺層氣顯示

由于淺層氣分布層位埋藏淺，成巖程度低，地層巖石疏松，加之淺層氣憋壓，常常導(dǎo)致井口周圍到處冒泡、氣涌；由于淺層氣壓力高，鉆井過程中常隨鉆發(fā)生井涌、管外冒氣、出水、氣侵，特別是當(dāng)存在斷層和裂縫時(shí)，地層更加疏松，膠結(jié)性能更差，抗漏失壓力降低，易發(fā)生井漏，嚴(yán)重時(shí)引發(fā)井噴等現(xiàn)象。如X1-3-27井完鉆后，在井口西部100 m處涌氣和水，漫延到井口附近；X2-3-26井，當(dāng)鉆至215 m處發(fā)生井涌（見圖1）；X3-3-22井鉆至400 m，起鉆至170～180 m時(shí)，涌出大量氣體、鉆井液、水及巖屑，高度達(dá)35 m；X1-4-DS21井、X1-4-DS23井鉆遇嫩二段上部地層時(shí)，鉆井液發(fā)生氣侵等。

圖1 X2-3-26井淺層氣段全烴、測(cè)井及井涌特征

3.2 淺層氣段全烴氣測(cè)與測(cè)井曲線響應(yīng)

在全烴氣測(cè)曲線上，淺層氣處曲線變化速度快，具有“快起快降”的特點(diǎn)，全烴峰值高（1.80%～4.90%），全烴峰基比大于5（9～49），重?zé)N與全烴比值低；視電阻率為 8.4～18.0 Ω·m，自然電位測(cè)井幅度差為 6.0～13.5 mV。

如X156井嫩江組二段上部地層，全烴氣測(cè)曲線在540～559 m出現(xiàn)異常，全烴體積分?jǐn)?shù)0.75%，重?zé)N體積分?jǐn)?shù)0.10%。在鉆井過程中，分別在552，553，556 m處取氣樣分析，甲烷體積分?jǐn)?shù)分別為98.78%，98.19%，96.56%，乙烷體積分?jǐn)?shù)分別為1.22%，1.71%，3.44%，表明為較純的干氣型天然氣。測(cè)井曲線也有明顯響應(yīng)，在552～554 m井段，自然電位測(cè)井幅度差為4.0 mV，視電阻率為 10.0 Ω·m；在 555～556 m 井段，自然電位測(cè)井幅度差為3.0 mV，視電阻率為14.0 Ω·m。

又如X2-3-26井，淺層氣分布在嫩江組四段，深度206～218 m，全烴基值0.20%，全烴峰值1.80%，全烴峰基比為9，自然電位測(cè)井幅度差為9.0 mV，視電阻率為 18.0 Ω·m。

4 淺層氣對(duì)鉆井的危害

淺層氣富集成藏，日益為油田所重視，具有工業(yè)開采價(jià)值的淺層氣藏對(duì)油田增儲(chǔ)上產(chǎn)具有重要意義。但淺層氣由于處于特定的埋藏深度、特定的成巖條件，從聚集到富集成藏，給油田中深層正常鉆井帶來了諸多危害。鉆井過程中，淺層氣一旦侵入井筒，就會(huì)以很快的速度在井筒中向上運(yùn)移，短時(shí)間內(nèi)到達(dá)井口，造成井噴，并可能進(jìn)一步引發(fā)火災(zāi)、井眼垮塌等嚴(yán)重鉆井事故（見表 3）[7-9，11-12]。

不同油田因地質(zhì)條件、淺層氣類型及淺層氣藏壓力環(huán)境不同，井噴的破壞強(qiáng)度、方式、時(shí)間也有很大差異[12-14]。 但它們共同的特點(diǎn)是：

1）淺層氣埋藏淺，氣層的地層壓力較高，在液柱壓力稍不平衡的情況下，天然氣很容易進(jìn)入井眼，引起氣侵、氣涌、井噴。2）淺層氣一旦進(jìn)入井眼，氣體運(yùn)移距離短，上升速度快，從溢流到井噴間隔時(shí)間短，井噴處理難度大。3）淺層成巖差，滲透性好，地層吸水膨脹，造漿嚴(yán)重，可能導(dǎo)致鉆井液性能變差，起鉆出現(xiàn)“拔活塞”、抽吸現(xiàn)象，造成井噴頻繁發(fā)生。4）鉆井允許壓力波動(dòng)為0.5 MPa，一旦鉆進(jìn)淺層氣段或起下鉆，這種波動(dòng)易引起井噴。5）井噴往往會(huì)因井塌而停噴，造成井眼報(bào)廢。

表3 油田因淺層氣影響發(fā)生井噴實(shí)例

5 淺層氣井噴原因與預(yù)防措施

5.1 井噴原因

5.1.1 鉆井液密度設(shè)計(jì)不合理

由于鉆前缺乏準(zhǔn)確的地層壓力資料，若設(shè)計(jì)的鉆井液密度過低，鉆遇到高壓氣層時(shí)液柱壓力突然小于地層壓力，地層內(nèi)的氣體快速侵入井內(nèi)，造成鉆井液密度進(jìn)一步下降。

5.1.2 起鉆過程中灌漿不及時(shí)

淺層氣地層由于埋藏淺，地層疏松，滲透性很強(qiáng)，鉆井過程中每起3～5柱鉆桿灌漿1次的常規(guī)灌注方法，會(huì)引起鉆井液大量滲入地層而造成鉆井液漏失，導(dǎo)致井筒液柱壓力降低，使得淺層氣能夠快速進(jìn)入井眼，引起井噴。這也是起鉆后期常發(fā)生井噴的原因之一[9]。

5.1.3 “拔活塞”起鉆導(dǎo)致鉆具內(nèi)的液面迅速下降

鉆井過程中常出現(xiàn)縮徑和鉆頭泥包，導(dǎo)致起鉆時(shí)產(chǎn)生“拔活塞”現(xiàn)象，鉆井液會(huì)隨著鉆具的起出而外溢。這時(shí)從井筒中拔出鉆具的體積和“外溢”的鉆井液體積不能被及時(shí)補(bǔ)充，導(dǎo)致液柱壓力突然小于氣層壓力引起井噴?！鞍位钊逼疸@造成的淺氣層井噴，是最常見的淺氣層井噴類型。

5.1.4 長(zhǎng)時(shí)間停泵使淺層氣侵入井筒

長(zhǎng)時(shí)間停泵后，井筒處于一種“靜穩(wěn)”狀態(tài)，淺層氣層中的氣體在擴(kuò)散作用下緩慢進(jìn)入井筒，在井筒中聚集形成“氣柱”?！皻庵庇捎诿芏容^小，會(huì)沿井筒向上運(yùn)移。運(yùn)移過程中，壓力減小，體積進(jìn)一步發(fā)生膨脹，最終在井口形成高壓導(dǎo)致井噴。

5.1.5 固井時(shí)井噴

固井時(shí)，水泥漿在候凝過程中，由于井壁和套管的部分承壓以及水分子組合形式的變化，易形成失重現(xiàn)象。如果設(shè)計(jì)時(shí)沒有充分考慮淺層氣異常壓力的影響，使用的隔離液密度過低，會(huì)引起候凝過程中環(huán)空液柱下降過大，造成井噴。

5.2 預(yù)防措施[15-19]

5.2.1 調(diào)整井身結(jié)構(gòu)，采用合理的鉆井液密度

對(duì)可能鉆遇淺層氣地層的鉆井，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)中應(yīng)要求表層套管封住可能含淺層氣的疏松地層，并要求水泥返高要高于預(yù)測(cè)的氣層深度或者至地面，確保固井質(zhì)量好。同時(shí)，設(shè)計(jì)合理的鉆井液密度，鉆進(jìn)時(shí)根據(jù)氣測(cè)錄井等井口信息，密切監(jiān)控鉆井液中的氣體含量，及時(shí)調(diào)整鉆井液密度。

5.2.2 改進(jìn)起下鉆作業(yè)方式

鉆遇淺層氣地層時(shí)，盡量簡(jiǎn)化鉆具結(jié)構(gòu)，控制鉆井液固結(jié)，降低失水量和泥餅厚度，避免“拔活塞”現(xiàn)象產(chǎn)生。起鉆前，應(yīng)先進(jìn)行短程起下鉆作業(yè)，觀察返出鉆井液是否存在氣侵，并尋找氣侵原因，調(diào)整鉆井液黏度和密度直至氣侵消失。同時(shí)，按短起鉆時(shí)的低速率起鉆，減小起鉆抽吸壓力，并且及時(shí)灌漿，必須每起2柱鉆桿灌漿1次、起鉆鋌時(shí)連續(xù)灌漿。

5.2.3 杜絕長(zhǎng)時(shí)間停泵

為避免井筒中“氣柱”的形成，即使停鉆也應(yīng)定時(shí)循環(huán)。長(zhǎng)時(shí)間關(guān)井后，開井時(shí)應(yīng)先開節(jié)流閥循環(huán)，再開防噴器。

5.2.4 充分考慮淺層氣異常壓力影響，提高固井質(zhì)量

根據(jù)淺層氣地層異常壓力的情況，固井時(shí)使用合理前置液量和密度以平衡地層壓力，避免水泥漿候凝過程中環(huán)空液柱下降過大。同時(shí)，控制套管下放速度，下套管后仍然要采用大排量循環(huán)，防止水泥漿候凝過程中和下套管時(shí)發(fā)生井噴。

6 結(jié)論

1）淺層氣為埋深在1 500 m以內(nèi)的各類成因作用的烷烴氣體，富集成藏后具有工業(yè)開采價(jià)值。淺層氣在全烴氣測(cè)曲線上，具有全烴峰值高、全烴峰基比大、曲線“快起快降”的特點(diǎn)，在測(cè)井電阻率、自然電位曲線上均有明顯的響應(yīng)特征，易于判識(shí)。

2）由于淺層氣分布層位淺、壓力大，鉆井過程中一旦因施工或管理不當(dāng)進(jìn)入井眼，常隨鉆發(fā)生井涌、井噴等現(xiàn)象，嚴(yán)重時(shí)引起井眼報(bào)廢、地表塌陷甚至鉆機(jī)被埋等諸多危害。

3）通過分析淺層氣引發(fā)井噴的原因，可采取適當(dāng)措施加以預(yù)防，提高鉆井施工與管理水平。

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