地质导向技术在水平井钻探中的应用研究2006.4.20 - 图文

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地质导向技术在水平井钻探中的应用研究

一、前言

(一)项目的意义与来源

水平井是大幅度提高采收率、加快资金回收、降低油田开发综合成本的有效途径。它被国内外油田广泛应用到多种类型油气藏的开发生产中,取得了显著经济效益。

随着地震资料品质的提高和油藏精细描述工作的深入,冀东油田于2002年开始大力推广应用水平井技术,水平井的数量快速增长。油田首先在柳赞油田柳102区块第三系边底水油藏成功实施了不同目的层的水平井5口;随后,相继开展了高104-5、高63、庙101等区块浅层油藏水平井开发,同时还在高78、高5等区块实施了穿层大斜度水平井、高29区块多油层分支水平井、高含水区小井眼开窗侧钻水平井作业。已实施的水平井在提高单井产量、提高油藏采收率和降低成本方面均取得了较好的效果,为近几年油田产能建设、较大幅度提高区块原油产量打下了基础,使油田开发工作取得了重要进展。可以认为,水平井技术是复杂断块油田提高采收率、提高产量,最终提高勘探开发整体效益的最有效途径之一。

地质、工程设计完成后,在水平井施工中,地质导向技术必不可少,是指导现场定向施工,及时引导钻头走向、最大限度地钻遇油层的关键技术,直接影响水平井成功实施。冀东油田自2001年在开发生产中实施水平井技术以来,截止到2005年12月31日,已钻各类水平井111口。地质导向技术通过这些大量的实践和研究,逐步发展为成熟的技术,形成了一套适合油田地质特点的导向技术。

为了进一步推广地质导向技术,系统总结以往经验,为今后不同井况、不同地层水平井施工提供最优方案,2004年冀东油田设立了《地质导向技术在水平井钻探中的应用研究》应用性科研项目,由勘探开发工程监督中心承担,研究时间为二年(2004年1月-2005年12月),课题编号2003-8-3。

(二)立项目的及主要研究内容

1、立项目的

该项目立项目的是通过对完钻水平井地质导向技术的应用效果进行总结分析,尤其是对钻探失败的水平井进行原因分析,结合实际工作中遇到的困难,寻求解决方案,

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建立切实可行的地质导向思路。在此基础上,归纳出不同区块、不同层位水平井地质导向方法的特点,优选合理的地质导向技术方法,提高地质导向技术在油田广泛应用效果,使该项技术更好的指导水平井钻探,尽可能把井眼轨迹控制在油层的较高部位,为油田上产服务。

2、主要研究内容

(1) “油层着陆点”的研究 ①选择合适的靶前距

②利用地层对比法指导水平井着陆 (2)LWD曲线响应特征研究

①着陆前LWD电阻率曲线对钻头位置的预判 ②着陆前后LWD曲线特征分析 ③利用LWD曲线判断钻头出层部位 ④引导钻头二次着陆 (3)气测显示响应特征

①不同区块油层的全烃响应值分析 ②着陆前后气体组分显示特点分析

③利用水平段全烃及组分变化判断钻头在油层中的相对部位 (4)地质导向过程中的难点与对策研究 (5)地质导向方法优选

(三)技术难点和主要研究思路

1、技术难点

(1)LWD曲线分析技术。如何利用LWD三条曲线,分析钻头相对位置,实施导向是本项工作的一个技术难题。

(2)常规录井技术。针对水平井岩屑细碎、钻井液混入原油的实际,如何利用

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常规录井手段识别岩性和油层是又一技术难题。

(3)二次着陆。探索钻头出层后尽快达到二次着陆的有效方法和途径,同时要考虑到二次着陆后,后续下套管、固井、射孔、采油等施工的难度。

2、主要研究思路

调研国内各油田水平井地质导向技术应用情况,并根据冀东油田水平井的施工状况和过程,分析冀东油田不同层位水平井地质特征、轨迹特点、地质导向措施及效果,利用随钻录井资料,研究地质信息在LWD资料上的响应特征,分析对比邻井资料,优选地质导向技术方法,并进行推广应用,更好地实现水平井地质目的。具体研究路线是:

(1)利用已钻水平井成果,初步摸索规律; (2)开展大规模调研工作,学习好的做法和思路; (3)开展室内研究;

(4)与研究同步实施单井试验; (5)总结、提高、推广; (6)技术成型,完成科研报告。

(四)完成的主要工作量

该项研究在统计分析历年来所钻水平井资料的基础上,按区块、地质导向方法等进行分类研究,总结出冀东油田水平井地质导向方法的适应性,编制完成了《地质导向技术在水平井钻探中的应用研究》科研报告,全面完成了项目要求的各项研究内容。该项目研究将对以后进一步推广应用水平井地质导向技术,提高水平井钻探成功率方面发挥重要作用。

1、根据油田先期在柳南实施的五口水平井的实钻资料,总结油层着陆时LWD曲线、气测显示、以及岩屑显示特点,初步摸索水平井的油层在各种地质信息上的响应规律;

2、收集了油田水平井主要开发区块的地质、测井及试油资料,了解各区块油气类型和油质特点;

3、先后到胜利油田、大港油田等水平井技术开展较早的油田进行地质导向技术

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调研工作,获取了许多宝贵的间接经验;

4、根据调研成果和冀东油田地质特点展开室内研究:

①根据构造形态重新设计水平井着陆点水平位移和入窗井斜角;

②根据LWD深浅电阻率曲线测深的差别研究电阻率曲线特征和钻头相对于油层位置的相互联系;

③对着陆后如何利用和分析LWD曲线,进而控制井眼轨迹进行了研究; ④研究了混油前提下气测识别油层方法,分析气体比值法; ⑤地质导向存在的实际困难和相应对策。

5、在高104-5、高63、庙101等区块,先后实施了各种不同的导向方法,与本项研究同步,对正钻水平井进行了导向,效果明显。

6、针对单井所处区块地质特点,将研究成果推广应用到冀东油区的每口水平井。在水平井钻探中,研究人员深入现场,指导施工发现新情况,解决新问题。在推广应用中,不断总结经验,深入探索,完善理论研究,最后比较系统和全面地提出了适合冀东油田的水平井导向技术及方法。

7、以如何更好的完成水平井地质导向任务为主线,形成了《地质导向技术在水平井钻探中的应用研究》科研报告。

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二、水平井概述和冀东油田地质导向技术应用概况

(一)水平井概述

水平井是指钻入储集层部分的井眼轨迹呈近水平状态的井。与常规生产井相比,它的优势在于有效地增加油气层的泄露面积,提高油气采收率,提高单井产量,并且可以解决以下难题:

1、解决高稠油、超稠油的开发问题;

2、解决地层致密和低渗透层采油产量低的问题;

3、有效的开发断层遮挡剩余油藏及构造高点油气富集区。

(二)国内外各油田水平井地质导向技术的发展

水平井最早出现于美国二十世纪20~30年代,40~70年代美国、前苏联等国实施了一批水平试验井。80年代,随着新技术发展,加上一些特殊油藏用直井的方法已无法开发,或经济效益很低等原因,使得水平井技术又得到了进一步发展。美国、加拿大、法国等国开展了利用水平井技术开发油气藏的研究,在水平井油藏工程、钻井、完井、测井、射孔、增产措施、井下工具以及井下作业等方面均有重大突破。尤其是80年代中期因油价较低水平井技术得到迅速发展,水平井开采技术逐步配套。90年代开始大规模推广应用,已作为成熟的常规技术应用于几乎所有类型的油藏。水平井钻井成本已降至直井的1.5~2倍,甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍 ,产量是直井的4~8倍。

我国在二十世纪60年代开始初步应用大斜度井和水平井技术,1965年在四川磨溪钻成第一口水平井—磨3井,但限于当时的技术水平,未取得应有的经济效益。“八五”期间,我国将水平井技术列为重点攻关技术,相继在胜利、新疆、辽河等油田开展攻关,率先进行了水平井的研究和实践,二十世纪90年代中后期,该项技术开始得到了快速发展和广泛应用。

Anadrill公司1992年首次提出地质导向概念并于1993年研制出了第一套地质导向工具。此后Halliburton,Baker Hughes INTEQ和挪威国家石油公司(Statoil)也相继研制出了他们各自的地质导向工具。目前,Anadrill公司的地质导向工具已经在钻井中得到广泛应用。到1996年底,仅在欧洲和非洲就有13家公司应用该项技术在6个国家钻井近50口,总进尺超过32000米,并取得了良好的效果。Halliburton公司在1995年研制出了取名叫PZST(Pay Zone Steering)的地质导向工具,将它直接装

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在泥浆马达和钻头之间,可提供伽马射线、井斜和电阻率数据。该工具已于1996年起纳入工业应用。挪威国家石油公司(Statoil)在1995年研制出了应用声波反射原理探测井眼轨迹与地层流体界面和地层界面的相对位置的地质导向工具,并取名POSLOG工具。

导向钻井技术在国外近年来也已经取得长足的发展。八十年代,导向螺杆钻具(弯外壳马达)替代了直螺杆钻具和弯接头。导向螺杆钻具和无线随钻测斜系统两项新技术的应用,成功的实现了水平井钻井的几何导向。

在国内随着各油田对油气资源勘探开发综合效益的日益重视和钻井工艺技术的不断提高,利用水平井开发油气藏的规模不断扩大,水平井技术得到长足发展。水平井的钻井技术为这些油田在油区含水不断增高和产油量逐步下降的严峻形势下,找到了一条增产、稳产的有效之路。

(三)冀东油田水平井钻探现状

冀东油田是一个复杂的断块油田,储层变化大、相变快,非均质性严重,油藏类型主要是以背斜构造为背景的层状断块油藏,单个油藏规模小,储层横向变化大。随着冀东油区地震资料品质的提高和油藏精细描述的开展,为水平井开发技术的应用带来了契机。二次三维高精度地震采集和高分辨率目标处理,地震资料品质的提高,使我们能够精细刻画单个油层的微构造形态和油砂体平面展布,对油层有了准确的认识,水平井开发技术的应用有了基础。虽然冀东油田水平井技术起步较晚,但发展速度很快,2002年至2005年12月31日,先后在柳南、高尚堡、老爷庙等地区实施了111口不同目的层的水平井,表1为截止到2005年底冀东油区水平井钻探统计状况。按区块分,冀东油田的水平井主要集中在高尚堡浅层,共计72口,占水平井总数的65%,其次是老爷庙浅层水平井,共19口,占水平井总数的17%。按钻井类型分,主要为浅层水平井,共计102口,占水平井总数的92%,深层水平井及斜穿油层组的水平井共9口,占水平井总数的8%。水平井累计钻遇油层长度19202米。

由于种种原因,2004年所钻水平井共有14口井填眼侧钻,2005年有1口井填眼侧钻。详细情况见表2。

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表1 2002年-2005年冀东油田水平井钻遇油层长度统计表

序号 井号 累计油层长度(m) 155 71 113 152 155 86 138 120 118 120 130 169 140 180 120 202 292 130 234 276 268 103 157 290 218 163 282 184 320 183 100 216 222 243 181 152 216 序号 井号 累计油层长度(m) 224 150 180 211 171 120 228 150 70 85 120 170 185 254 74 200 183 166 150 127 125 70 138 177 293 235 220 130 227 108 321 180 182 120 97 167 序号 井号 累计油层长度(m) 103 160 80 230 125 264 315 333 250 290 175 177 140 228 303 290 171 210 130 165 230 265 147 100 70 196 180 188 105 100 37 244 135 142 150 70 97 1 高104-5侧平1 2 高104-5侧平3 3 高104-5侧平4 4 高104-5侧平5 5 高104-5侧平7 6 高104-5侧平8 7 高104-5侧平9 8 高104-5侧平10 9 高104-5侧平11 10 高104-5侧平12 11 高104-5侧平13 12 高104-5侧平15 13 高104-5侧平17 14 高104-5侧平18 15 高104-5平1 16 高104-5平2 17 高104-5平3 18 高104-5平4 19 高104-5平5 20 高104-5平6 21 高104-5平7 22 高104-5平8 23 高104-5平9 24 高104-5平10 25 高104-5平11 26 高104-5平12 27 高104-5平13 28 高104-5平14 29 高104-5平15 30 高104-5平16 31 高104-5平17 32 高104-5平18 33 高104-5平19 34 高104-5平20 35 高104-5平21 36 高104-5平22 37 高104-5平23 38 高104-5平24 39 高104-5平25 40 高104-5平26 41 高104-5平27 42 高104-5平28 43 高104-5平29 44 高104-5平30 45 高104-5平31 46 高104-5平32 47 高104-5平33 48 高104-5平34 49 高104-5平35 50 高104-5平36 51 高29-平1 52 高29-平2 53 高29-支平1 54 高63-平1 55 高63-平2 56 高63-平3 57 高63-平4 58 高63-平5 59 高63-平6 60 高63-平7 61 高63-平8 62 高63-平9 63 高63-平10 64 高63-平11 65 高160-平1 66 高160-平2 67 高160-平3 68 高160-平4 69 高36-平1 70 高36-平3 71 高36-平4 72 高59-平2 73 高59-平4 74 高5-平2 75 高5-平4 76 高78-平1 77 高78-平10 78 高78-平15 79 高78-平20 80 柳102-平1 81 柳102-平2 82 柳102-平3 83 柳102-平4 84 柳102-平5 85 庙101-平1 86 庙101-平2 87 庙101-平3 88 庙101-平4 89 庙101-平5 91 庙101-平7 92 庙101-平8 93 庙101-平9 94 庙101-平10 95 庙101-平11 96 庙101-平12 97 庙190-平1 98 庙190-平2 99 庙28-平1 100 庙28-平2 101 庙28-平3 102 庙36-平1 103 庙36-平2 104 南38-平1 105 南38-平2 106 南36侧平1 107 南70-平1 108 唐2-平1 109 柳北-平3 110 柳北-平5 111 柳北-平6 110+62 90 庙101-平6 累计油层长度19202米 7

表2 冀东油田水平井填井汇总表

井 号 填 井 原 因 填井后措施 调整入射角,“软着陆” 侧钻后,仍不连通,钻过泥岩透镜体后,重新钻遇目的层 调整设计,小角度斜穿目的层 调整井斜,增加靶点,按实钻参数控制井身轨迹 A靶点设在实钻井附近。直接按A靶点设计井深钻进 目的层变化太大,侧钻后,效果更差 调整轨迹,穿过这个油层透镜体 井身轨迹下移,让过过渡岩性 两次因找不到油层填井后,重新设计A靶点,着陆 修改设计,改变井身轨迹 执行原设计 执行原设计 执行补充设计,侧钻后井身轨迹控制效果差 按设计执行 修改设计,改变井身轨迹 G104-5P17 油层薄,几近尖灭 G104-5P14 油层不连通 M190-P2 G5-P4 LB-P5 G104-5P9 G63-P5 G29-P1 G104-5P1 G63-P9 G160-P4 G29-P2 M101-P4 目的段无油层 目的段无油层 水平段少,没达到要求 目的层上部砂岩透镜体 井身轨迹偏上,泥质含量高 断层变化 断层变化 划出新眼 划出新眼 测井掉放射源 导眼 G29-ZP1-1 A靶点前油层尖灭 G104-5P33 断层影响

截止到2005年底,冀东油区共钻水平井111口,水平井数量空前。同时,采用多种开发方式:单油层水平井、开窗侧钻水平井、多分支水平井和以油层组为目的层的大斜度井。

已实施的水平井均取得了较好的效果,在提高单井产量、提高油藏采收率和降低成本方面起到了极其重要的作用,为近几年产能建设、较大幅度提高区块原油产量打下了基础,使油田开发工作取得了重要进展。可以说,水平井技术是复杂断块油田提高开发水平,提高采收率,提高产量,最终提高勘探开发整体效益的最有效途径之一。

由于冀东油区储层横向和纵向严重的非均质性,给油藏正确描述带来困难,也给水平井施工增加了许多难度,使得个别井中靶困难。

水平井是完成油田产能建设的重要途径。水平井钻探成功与否,地质导向作用非常关键,地质导向水平直接影响着后期开发效果。加上冀东油田水平井钻探不采用先打导眼再施工的工序,而是直接钻开油层顶后着陆,因此,地质导向工作显得尤为重要。研究这一课题是十分必要的。

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三、冀东油田实施水平井主要区块的地质特点

冀东油田的水平井主要部署在高104-5、高63、庙101等区块(表3)。

表3 冀东油田水平井区块、层位分布统计表 区块 层位 Ng 6井 号 高104-5平20,高104-5平21,高104-5平22,高104-5平34, 高104-5平35,高104-5平36 高104-5平9,高104-5平10,高104-5平11,高104-5平12, 高104-5平13,高104-5平14,高104-5平14,高104-5平15, 高104-5平23,高104-5平24,高104-5平25,高104-5平26, 高104-5平27,高104-5平28,高104-5平29 高104-5平16,高104-5平19 高104-5平30,高104-5平31,高104-5平32,高104-5平33 高104-5侧平1,高104-5侧平3,高104-5侧平4,高104-5侧平5, 高104-5侧平7,高104-5侧平8,高104-5侧平9,高104-5侧平10, 高104-5侧平11,高104-5侧平12,高104-5侧平13, 高104-5侧平15,高104-5侧平17,高104-5侧平18 Ng 8高104-5 Ng Ng 1110Ng 12高104-5平1,高104-5平2,高104-5平4,高104-5平5, 2Ng13 高104-5平6,高104-5平7,高104-5平18 2NmⅡ 高160-平1 1NmⅢ 高160-平2 6NmⅢ 高160-平3 高29 NgI 262高160-平4 NgⅣ 高29-平1,高29-平2 NmⅢ/ 高29-支平1 2NgI 高36 高59 4NmⅢ 高36-平1 6NmⅢ 高36-平3,高36-平4 Ed1 高59-平2 2NgⅣ 高59-平4 6NmⅡ 高63-平1 7NmⅡ 高63-平2,高63-平8 9NmⅡ 高63-平3,高63-平10,高63-平11 高63 11NmⅡ 高63-平4,高63-平9 12NmⅡ 高63-平5 3NmⅢ 高63-平6 NgI 高78 1高63-平7 6Ed3Ⅰ 高78-平1 Ed3Ⅱ 高78-平10,高78-平15 Ed3Ⅲ 高78-平20 9

续表3 冀东油田水平井区块、层位分布统计表

区块 高5 层位 ES33Ⅱ8 NgⅣ NmⅢ12 NgⅡ1 NgⅡ4 NmⅡ6 NmⅢ1 6NmⅢ NgI1 NgI5+6 NgⅡ2 NgⅡ3 NgⅡ5 NgI NgI NgI4 NmⅡ5 NmⅡ6 NgⅣ NgⅠ1 Ng J ES33Ⅳ ES33Ⅳ24 ES33Ⅳ24 井 号 高5-平2 高5-平4 柳102-平5 柳102-平4 柳102-平1,柳102-平2,柳102-平3 庙101-平5 庙101-平6 庙101-平12 庙101-平7 庙101-平1 庙101-平8 庙101-平2,庙101-平3,庙101-平4, 庙101-平10,庙101-平11 庙101-平9 庙190-平1 庙190-平2 庙28-平1 庙28-平2 庙28-平3 庙36-平1 庙36-平2 南36-侧平1 南38-平1,南38-平2 南70-平1 唐2-平1 柳北-平3 柳北-平5 柳北-平6 柳102 庙101 庙190X1 庙28 庙36 南36 南38 南70X1 唐2X1 柳北

(一)高104-5区块

1、区块构造、圈闭基本特征

该区块位于南堡凹陷高尚堡构造北部,高柳断层的上升盘,为一宽缓的断鼻状构造,构造形态比较完整,构造发育具有继承性,主要有高柳断层及其派生的小断层。该区地层总体上北倾,倾角约2-3o,构造长轴方向为近NW-SE向。闭合高度80米,

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圈闭面积约10km2。含油层系为馆陶组6-14号小层。其中Ng6、Ng8、 Ng10、油藏为一套辫状河沉积地层,砂体分布面积大,单层砂体厚度变化小。Ng6 、Ng10单层平均厚度大于5米,Ng8单层平均厚度大于10米。Ng6油藏构造东部高点位于高115-6井、高213井附近,高点埋深-1723米(海拔),闭合高度约9米。Ng6油藏构造西部高点位于高7-1井附近,高点埋深-1694米(海拔),闭合高度约18米。Ng8油藏构造高点位于高208-4井附近,高点埋深-1746米(海拔),闭合高度约80米。Ng10油藏构造高点位于高208-4井附近,高点埋深-1788米(海拔),闭合高度约80米。Ng12油藏构造高点位于高208-4井附近,高点埋深-1832米(海拔),闭合高度约70米。Ng132油藏构造西部高点位于高208-4井附近,高点埋深-1842米(海拔);东部高点位于高新109-8井附近,高点埋深-1860米(海拔),闭合高度约80米。

2、标准层

NgⅣ油组顶部玄武岩,厚约5-20米,为灰黑色玄武岩或玄武质泥岩。电阻率值异常高,自然伽马极低,自然电位接近基线,声波曲线呈现传播速度快的特征,是划分Ng组Ⅲ、Ⅳ油组的标志。

NgⅢ油组下部呈复合旋回,顶部为含砾砂岩,与下部较纯的泥岩段构成典型的反旋回,此特征区别于其它层位,是划分NgⅢ、Ⅳ油组的标志。

NgⅡ油组由3-4个灰、灰白色不均质含砾块状砂岩组成。电阻率曲线表现为多级齿状化,自然电位幅度偏差较大,间夹紫红色、灰白色、灰绿色泥岩条带。油组底界为厚层块状砂岩,是划分NgⅡ、Ⅲ油组的标志。

明化镇下段底部低阻泥岩段,含浅灰色砂质条带,厚约100米的棕红色较纯泥岩段,是划分明下段和馆陶组的标志。

明化镇下段Ⅱ油组底部泥岩段,厚约30-80米的紫红色泥岩,多夹砂质、粉砂质条带,在东南部略有变化,是划分明下段Ⅱ、Ⅲ油组的标志。

明化镇下段Ⅰ油组底部泥岩段,厚50-150米的较纯泥岩段,在整个高尚堡南部分布均匀稳定,全区范围可追踪对比,是划分明化镇下段Ⅰ、Ⅱ油组的标志。

(二)高63区块

1、区块构造特征

高63区块位于高南浅层构造的南部,东南接柳赞油田,西部为高29区块。该区块被高南1号断层和一条南倾正断层分割为三个较大的断块,自北向南依次是高63-1

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断块、高63断块和南部的高63南断块。其中高63-1断块为一反向屋脊断块,断块中部地层北倾,东段地层倾向为北东向,西段地层为北西向,倾角4-8o。高63-1断块主力油层NmⅡ7小层构造高点位于该断块的南侧高63-12井附近,高点埋深为-1722米(海拔),构造幅度约50米。

2、油水关系及油藏类型

高63区块油层分布主要受构造控制,高部位是油、低部位为水。NmⅡ7油藏是受构造控制的层状边水油藏。

(三)高29区块

1、区块构造特征

高29区块位于高南浅层构造的南端,区块被一条北掉断层分为两个断块,北部为高29北断块,南部为高29断块。高29北断块在明化镇组被一条南掉断层分为两部分。北部的高160X1断块,地层总体向北倾,倾角为2-6o。

2、油水关系及油藏类型

高29区块油层分布主要受构造控制,但局部受岩性控制。高160X1断块NmⅢ1

油藏主要受构造控制的层状边水油藏,东部高69-14井附近受岩性影响,油水界面为-1754米(海拔)。

(四)庙101区块

1、庙101区块位于庙北背斜的主体部位,位于油源断层—F4断层的上升盘,是老爷庙油田的主力开发区块之一。区块整体为断背斜形态,北东—南西走向,整体构造幅度约60米,内部被庙101断层和庙9断层切割成南、北两个断块;南断块为完整的的鼻状构造,地层东南倾,倾角3-7o,明化镇构造高点位于庙19-15附近,馆陶组构造高点位于庙101井附近;北断块在明化镇组和馆一段为完整的鼻状构造,地层南倾,高点位于庙17-7井附近,馆二段演化为东西两个局部鼻状构造,东部断鼻地层北西倾,倾角3-5o,高点位于庙新17-16井附近,西部断鼻地层南倾,倾角3-5o,高点位于庙17-7井附近。

2、油水关系和油藏类型

庙101区块油层分布主要受构造控制,高部位是油,低部位为水。NgⅡ2油藏是受构造控制的层状边水油藏。

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四、水平井地质导向技术

地质导向技术就是根据现场获得的井下实时地质信息和工程数据,辨明所钻遇的地质环境、并预报将要钻遇的地下情况,引导钻头进入油层并将井眼轨迹保持在产层中间延伸。该技术以实时测量多种井底信息为前提,随钻测得的井底信息包括两类:一类是地质参数,包括电阻率、自然伽马、岩性、气测全烃、组分等;另一类是工程参数,包括井斜角、方位角、工具面角、机械转速等。地质导向技术的特征在于把钻井技术、测井技术和地质油藏工程技术融为一体。

大地水准面 垂 海 深 拔 造斜点 着陆点 A靶点 靶前位移 水平段 靶前距 水 平 位 移 图1 水平井钻井术语示意图

水平井术语介绍(图1):

垂深:钻头至钻机转盘面的垂直深度;

海拔:钻头位置到大地水准面的垂直距离(取负值); 造斜点:由上直段转向定向段的拐点位置; 着陆点:钻头切入油层接触点;

水平位移:钻头距井口铅锤线的水平距离; 靶前距:着陆点距设计A靶点的水平距离;

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水平段:从着陆开始直至完钻的井段。

从工作程序上分,包括地质导向的前期准备工作,油层着陆点的地质导向工作和水平段地质导向工作。所用地质导向的技术手段和录井方法包括构造形态分析法、地层对比法、井身轨迹图跟踪法、地质录井法、LWD测量法、气体比值法、几何分析计算法等等。现在按工作程序分别介绍各种地质导向方法。

(一)地质导向前期准备工作

开钻前,首先要认真学习地质、钻井设计,了解钻探目的、技术要求。其次要广泛收集资料,包括邻井1:500、1:200测井垂深图,1:500综合录井图,井斜数据等以及收集泥浆料和混入原油图谱等资料。第三要熟悉区域地层情况,了解邻井的岩性、电性特征,产油、出水情况。第四要掌握目的层构造形态、油层厚度变化等横向展布特征,目的层油气显示特点,油水界面的深度等纵向分布。第五要根据海拔深度编制邻井的对比图,设计井身轨迹图。最后要根据掌握的信息找出本井的工作难点,制定初步应对措施。

(二)开钻前油层着陆点的地质导向技术准备

1、合理确定油层着陆的靶前距

一般设计要求在A靶点前30-50米先探油层顶,然后根据实际钻遇油层海拔深度修正A靶点,确定下步工作。为了便于现场施工,着陆前要根据构造形态将靶前距进行细化:

(1)依据构造形态确定靶前距

当着陆点的油顶海拔低于A靶点油顶海拔时,即井身轨迹先低后高的情况下,将靶前距适当缩短,一般控制在20-30米比较适宜(图2-1)。如果靶前距偏大,着陆时钻头所钻油层位置相对低,同时钻具入射角再加上地层倾角使钻具与地层形成一个较大的夹角,当增斜到设计井斜角时,一是会使钻头下行的垂深多,处于油层较低部位,二是使井眼轨迹难于控制,造成一个很大的凹弧。减少靶前距,可缩小钻头海拔与A靶点海拔的差距,井眼轨迹比较容易控制,保证轨迹圆滑。一般情况下,考虑到实际油层顶有时会低于设计油层顶,现场制定探油层措施时钻头应以小于90度的井斜角探油层,避免在油层低时钻头只走位移而不走垂深的情况。

当着陆点海拔高于A靶点油顶海拔,构造形态相对钻进方向呈下倾斜坡状时,将靶前距定在40-50米为宜(图2-2)。这种情况一般可以提前着陆,增加油层段长度,

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靶前距 20-30米 靶前距 40-50米 。. .. 。. .. A 着陆点 油层 。. .. A 。. .. 着陆点 。. 油层 .. 图2-1 选择适当靶前距 图2-2 选择适当靶前距

井眼轨迹也比较容易控制。

(2)根据设计水平井与邻井距离关系确定靶前距

邻井与设计水平井距离越近,靶前距就要适当少留。距离在20米以内时,应采用不留靶前距,直接进入A靶点的做法,提高油层着陆的准确率。如高104-5平11井A靶点距高308-4井北偏东约20米,着陆时未留靶前距,钻头直奔A靶点,钻至2073米,海拔深度为1748米时,发现油层,与设计的深度完全一致。因为A靶点附近有油井,相当于有了导眼,会大大提高油层着陆的效率。

2、选择合适的着陆井斜角

着陆井斜一般选为小于水平段设计井斜5-6度,这样既可以在着陆前增加垂深,也可以在确定油层着陆后从容地增斜钻进,使钻头保持在油层里穿行。

(三)水平井着陆地质导向技术

1、地层对比法原理及实例

制定合理着陆方案的基础是准确地层对比。地层对比非常关键,只有地层对比准确了,才能依据构造图推算着陆点位置、垂深等数据,才能制定出合理的着陆方案。首先将邻井及设计井钻遇的单层厚度进行深度换算,变成垂厚度,利用定向井数据绘

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制本井与邻井海拔对比图。选用标准层,标志层,利用电性、岩性组合特征进行地层对比,提高预测精度,以确保准确着陆。地层对比结果跟设计没有误差是最好的结果,这种情况下,只要严格按照设计提供的轨迹控制好就能顺利着陆。但这种情况比较少见,一般情况下,由于深度测量系统误差,实钻深度与设计深度总是存在着或大或小的误差。

(1)通过地层对比,预判油层顶低于设计垂深的情况

①通过地层对比,预判油层顶低于设计垂深不超过2米的情况下,采用比设计井斜角小6度左右的入射角探油层顶。发现钻时变小、气测出现异常、捞取的砂岩明显或LWD曲线深、浅电阻率值开始抬升,自然伽马值下降等情况时,可以判断钻头进入目的层。在工程施工条件允许的前提下,应全力增斜至设计井斜角。如果发现及时,判断准确,定向控制得当,井深轨迹会保持在距油层顶1.5米范围内。

②通过地层对比,预判油层顶低于设计垂深超过2米时,同样可以采用①的方式探油层顶,但是,这样不能保证在A靶点前着陆,会损失水平段,进而影响水平井开发效果。为了减少水平段的损失,要求准确进行地层对比,采用“倒推法”进行预测。所谓“倒推法”,就是根据地层对比的高低关系首先确定好着陆点的海拔深度,然后再根据实际情况确定最合理的井身轨迹剖面,制定这个轨迹的过程是:首先降斜钻进,在相同的水平位移内使垂深尽快增加,同时保证在钻遇目的层后,井斜角全力增斜至设计井斜角时,钻头位置控制在距离油层顶面1.5米范围之内,最大限度的减少水平段损失。

高63- 平1井是部署在高63区块的第一口水平井(图3),目的层为NmⅡ5,设计A靶点前50米海拔为-1716米,当钻至斜深1850米,海拔-1704米时(图4),与邻井高63-12井对比,地层比设计深了6米,现场监督人员及时调整轨迹,降低增斜速度,校正井斜角,稳斜钻进30多米。钻至1955米(海拔-1722米,井斜角85度),找到目的层,与地层对比的结果基本吻合。由于轨迹控制及时,井斜角适合,减少了水平段的损失,确保了准确着陆。

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图3 高63区块NmⅡ顶界构造图 高63-平1井海拔对比图高63-11高63-平1高63-125图4 高63-平1井海拔对比图

(2)通过地层对比,预判油层顶高于设计垂深的情况

①通过地层对比,预判油层顶高于设计垂深,但不超过2米的情况下,采用比设计井斜角小4度左右的入射角探油层顶是可行的。要求稳斜钻进,当钻时变小、气测出现异常、捞取的岩屑明显见砂岩或LWD曲线的深、浅电阻率曲线开始抬升,自然伽马曲线下降,可判断钻头已进入目的层,应当增斜至设计井斜角,进行“软着陆”。

②通过地层对比,预判油层顶高于设计垂深,且大于2米的情况下,如果发现较早,可以根据地层对比的高低关系确定好着陆点的海拔深度,全力增斜至比设计井斜角小4度左右的着陆角探油层顶;如果地层提前很多且突然出现,即使全力增斜也不能达到设计要求时,则只能填眼侧钻、重新设计井身轨迹剖面,或在损失数十米水平段后追回到油层。

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2、钻时、气测、岩屑综合分析法

钻至水平井目的层时,要格外重视钻时资料,发现钻时变小,及时停钻循环。利用气测、定量荧光资料来确定油层。在高104-5平11井施工过程中,钻至2075米时发现钻时下降,由4.9分/米降至1.0分/米;机械钻速增大,由20米/小时升至60米/小时;现场导向监督通知钻井人员循环,发现岩屑中砂岩含量明显增多,气测全烃由0.89%升至1.09%,组份齐全,资料显示已钻遇了油层,于是调整井斜角定向钻进,随后的LWD测量曲线显示为油层。 3、LWD资料验证法

LWD仪器电阻率、自然伽马曲线能准确反映钻遇地层的参数信息,从而确定着陆。一般的油层砂岩电阻率高(5欧姆米以上),自然伽马在50-75API之间;泥岩自然伽马高,一般大于90API;玄武岩自然伽马在35API以下;水层砂岩自然伽马也在50-75API之间,但是电阻率相对偏低。现场根据实钻自然伽马和电阻率值,结合邻井油层自然伽马和电阻率情况,判断是否钻遇油层----着陆。LWD曲线特点将在报告第四部分详述。

(四)水平段地质导向技术

1、LWD地质导向方法的原理及实例 (1)LWD仪器串、测量原理及曲线简介

为了适应突飞猛进的水平井钻井工艺的需要,国外新的录井方法和录井技术不断涌现。目前在水平井钻井中的主要技术是用于定向的MWD和用于地层评价的LWD(随钻录井或FEMWD—地层评价随钻测量系统)。随钻测量系统由井下传感器组件、数据传输或井下记录装置与地面检测处理设备组成。所有随钻系统应用紧靠钻头上部的传感器来测量钻井参数与地层参数。钻进过程中测量的数据能够实时传输到地面。MWD一般能测量井斜、方位及工具面方向。LWD除上述测量项目外,还可以测量电阻率,自然伽马,岩性密度、中子、声波等地层参数。另外,还可用钻具振动分析技术来指导定向钻进。

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水平井成功钻进的基础是LWD数据和MWD方向数据。LWD工具提供能评价井眼所钻遇地层的信息。这些数据将决定如何改变井眼的方向,并且使之达到所希望的目标。

图5 水平井施工钻具组合

地质导向技术包括可靠的导向系统(MWD)、改进的新型地层物理测量、测井数据模型,近钻头传感器和测传马达。以下是地质导向钻井中使用的典型的井底组合和钻柱组合:钻头 + 地质导向系统(测传马达,电阻率,伽玛和井斜,发射至接收短节)+ 地质导向工具接收短节(用于接收来自导向系统的数据,LWD测井质量,电阻率和伽玛数据)+ MWD测斜仪(测量的心脏,

供电测斜和数据传输)+ 无磁钻铤(是为把MWD的方位误差减至最小或安装LWD的中子孔隙度仪器)+ 钻杆(图5)。由于LWD测量电阻率采用补偿电磁波电阻率测

量方法,由4个发射圈和2个接收圈组成探测接收单元,在图中T1、T4属于深探测发射圈,测得地层真电阻率(Rt),T2、T3属于浅探测发射圈,测得冲洗带电阻率(Rxo)。

图6 LWD线圈分布图

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双发射圈构成补偿原理,双接收圈使得测量中即使一个线圈出现故障,也不会导致电阻率读数发生大的偏差(图6)。仪器的GR单元测量地层的自然伽马强度,与地层泥质含量成正比。因此,它的测量值不受泥浆混油影响,砂、泥岩及过渡性岩性在曲线上都有明显反应,我们通过曲线形态变化判断是否钻入油层从而进行井眼轨迹控制。图7即为某井实测LWD曲线图。目前国内使用的LWD仪器只能测量自然伽马、电阻率、中子孔隙度和岩石密度等四道地质参数,但我油田考虑成本,目前只有自然伽马和电阻率两道地质参数。

(2)LWD曲线形态分析

通过大量的水平井资料分析,LWD曲线形态反映着钻头后8-12米处油层情况。即将着陆时,由于深浅侧向测深的差异和测量项目距钻头距离的差别,表现为深电阻率曲线首先缓慢升高,这时浅电阻率几乎没有响应;钻头钻入油层,仪器测量单元也相继靠近,并将进入油层,由于自然伽马测量单元更靠近钻头,所以这时自然伽马曲线首先做出反映,浅电阻率曲线突然快速升高并超过深电阻率值;当钻头进入油层中部时,深浅电阻率曲线趋于稳定并几乎重合(图7)。如钻进过程中发现深电阻率值缓慢下降,则说明钻头可能偏离油层中部直至即将出层,这时必需根据现场资料和油井所在区块构造形态认真分析,采取必要的措施增斜或降斜,快速修正井深轨迹,以保证钻遇更多的油层段。因此,LWD是水平井地质导向不可缺少的测量手段,应用于

深电阻浅电阻图7 某井LWD曲线图

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油田所有水平井。

高104-5平6井是部署在高尚堡油田高104-5区块Ng132油藏构造较高部位,目的层段相当于高113-6井的1916.6-1918.5米,设计A靶点海拔深度1872米,B靶点海拔深度1867米,水平段200米。本井于2136米着陆,海拔深度1872.1米,井斜角87.56度,伽玛值由100API降至52API,深电阻率由8Ω.m升至20Ω.m,浅电阻率由6Ω.m升至100Ω.m(图8)。现场人员根据设计构造形态增斜钻进至2183米,发现浅电阻率明显下降,深电阻率变化不明显,伽玛值由45API升至83API,判断钻头距离泥岩底面较近,于是降斜钻进至2195米,浅电阻率由10Ω.m升至70Ω.m,伽马值由83API降至46API,现场边稳斜边增斜,钻至2300米时,发现电阻率曲线下降,伽玛曲线上升,现场再次降斜钻进至2326米,电阻率曲线再次升高,伽玛曲线下降,然后稳斜钻进至2355米时,但电阻率下降明显,伽玛值升至85API,现场降斜至井底2410米。由于现场控制及时,本井在目的层成功钻遇油层228米。

图8 高104-5平6井LWD曲线图

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气测值 井号 全烃变化 甲烷变化 乙烷 丙烷 异丁烷 正丁烷 G63-P1 G63-P2 G63-P4 G63-P5 G63-P7 G63-P8 G63-P9 G63-P10 G63-P11 G104-5P3 G104-5P4 G104-5P12 G104-5P19 G104-5P20 G104-5P21 G104-5P22 G36-P4 N38-P1 N38-P2 G78-P10 G78-P20 M101-P5 M101-P6 M101-P7 M101-P8 M101-P9 M36-P1 M36-P2 1.803 5.970 1.698 0.183 0.700 0.240 0.230 4.900 0.800 0.476 0.113 0.827 0.507 3.510 0.303 5.263 1.191 1.656 63.100 22.120 47.690 1.188 3.297 1.720 1.258 0.258 0.332 0.131 0.005 0.302 0.019 0.030 49.010 14.908 37.260 1.168 3.154 1.648 1.076 0.000 0.614 0.000 0.009 0.097 0.026 0.003 0.000 0.012 0.000 0.001 0.002 0.000 0.006 0.018 0.055 0.000 0.004 0.011 0.001 0.060 0.001 0.170 0.00 0.020 0.155 0.294 0.162 0.003 0.005 0.193 0.008 0.338 0.066 0.072 0.000 0.007 0.000 0.001 0.002 0.006 0.012 0.033 0.061 0.000 0.005 0.019 0.001 0.107 0.001 0.354 0.00 0.021 0.342 0.018 0.031 0.001 0.005 0.017 0.005 1.205 0.092 0.052 0.000 0.020 0.000 0.000 0.007 0.005 0.040 0.134 0.180 0.000 0.003 0.018 0.001 0.106 0.001 0.484 0.00 0.054 0.322 0.023 0.042 0.00 0.003 0.00 0.015 1.328 0.177 0.092 42.900 0.520 28.284 0.860 表4 部分水平井油层气测显示表 36.600 2.937 3.881 3.155 1.801 3.513 0.399 8.421 4.174 4.816 0.060 0.120 0.013 0.001 0.157 0.002 0.001 0.134 0.465 0.332 0.632 2.330 0.878 0.521 0.398 0.428 0.212 0.203 0.307 0.325 35.562 1.454 3.669 0.038 0.976 0.067 0.038 0.838 1.144 1.135 2.240 46.893 4.309 12.29 14.497 12.04 2.237 3.561 11.168 2.878 0.510 0.019 0.048 0.009 0.011 0.065 0.001 0.113 0.012 0.022 0.125 1.400 0.234 0.076 0.163 0.408 0.060 0.434 1.022 0.340 12.711 14.817 3.358 3.210 0.536 0.405 0.639 1.052 5.613 0.326 0.434 48.900 8.760 12.371 14.678 12.496 2.594 12.249 20.452 10.837 2、气测组分比值法的地质导向原理及实例

通过对已钻部分水平井的气测显示进行分析,发现不同区块不同油质类型气测显示具有不同的特点。表4是部分水平井着陆前后气测显示变化统计表,从表中可以看出,在高63区块和庙101区块,由于气油比高,钻头钻开油气层后,气测显示非常明显,可以用全烃曲线指导水平井着陆。在气油比低的区块,由于混入钻井液的原油重烃含量高,几乎不含甲烷、乙烷等小分子气体,重烃组分所占比例极高,故呈现出混油后甲烷相对含量低、甲烷与全烃比很低,且全烃曲线变化不明显;而进入油层后,浅层(明化、馆陶)显示重烃值极低甚至为零,甲烷的绝对值、相对值都高,地层中

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可提供足够的甲烷气,使甲烷相对值升高,甲烷与全烃比值也提高。因此,现场工作中要充分利用全脱气分析值,通过计算烃湿度比、烃平衡比可以明显判断是否进入油层。其计算公式如下:

烃湿度比:Wh=(C2+C3+C4+C5)/(C1+C2+C3+C4+C5) 烃平衡比:Bh=(C1+C2)/(C3+C4+C5)

从公式可以看出,烃湿度比就是代表气体重组分的相对含量,烃平衡比代表组分中轻烃所占份额,在混油前提下,烃平衡比的大小正好反应了地层中流体的性质。从曲线上看,进入油层前,由于混油影响烃湿度比和烃平衡比两值接近,两曲线几乎重叠;进入油层后,烃平衡比值显著增加,烃湿度比值下降,两曲线分离。因此,在现场施工过程中,可以利用气体比值法进行地层分析和地质导向。在目的层薄、设计位移小,着陆点轨迹不易控制时,可运用该办法识别油层,尽早发现油层,指导定向,可以减少失误,明确下步施工措施。

高104-5平3井,钻至井深2150米,气测全烃变化幅度不大,但甲烷绝对值升高,气体比值图(图9)Bh骤升与Wh曲线相交,明显反映出油层已着陆。继续钻进LWD曲线测至此井深的电阻率由3Ω·m升至50Ω· m,自然伽马由130API降至70API。自2200米至2250米Wh、Bh曲线反向相交,说明该段地层含气量差,为过渡性岩性,随后LWD曲线自然伽马值由75API升至105API,电阻率由20Ω·m降至5Ω·m。根据这一实际情况,监督人员及时降斜钻进,电阻率随后明显抬升,升至18Ω·m,(图10-1,图10-2)有效的控制了井身轨迹。

图9 高104-5平3井气体比值图

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图10-1 高104-5平3LWD曲线图

3、“井身轨迹跟踪图”地质导向原理及实例

图10-2高104-5平3井录井图

在每口水平井的施工过程中,现场都绘制井深轨迹跟踪图。它以横坐标表示水平位移,纵坐标表示垂深(或海拔深度),选择适当的比例,建立直角坐标系。然后根据钻井设计数据,绘制设计井身轨迹图;再根据实钻测斜资料,描绘实钻井身轨迹图,并重点标注岩性、电性变化的深度,将设计轨迹与实钻轨迹进行分析对比,直观方便,为地质导向提供保证。

高63-平3井是部署在高63-1断块构造高部位上的一口水平井,目的层是NmⅡ9,相当于高63-12井的2068.8米-2098.6米油层。设计A靶点海拔深度为1758米,B靶点海拔深度为1755米,水平井段为150米。首先地质人员根据工程设计提供的垂深、水平位移等数据绘制了设计井身轨迹曲线,然后根据实钻数据逐点描绘实际井身轨迹。本井在1961米(垂深1766.7米,井斜角86度)探遇目的层(图11)。由于比设计油层低了2.0米,着陆时井斜角偏低,若增至地质设计提供的91度井斜角时,垂深会增加1.3米,加上地层上倾增加的0.7米,到C点时,预计距油层顶2米。根据这一情况和实钻轨迹曲线趋势以及设计油层形态,导向监督人员在2008米(即C点)决定增斜钻进,减少距油层顶面距离。通过计算和调整井眼轨迹,最后以91度井斜角稳斜到井底。在该井的地质导向措施的制定过程中,井身轨迹跟踪图起到了很大作用。

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2027米,井斜角增至95.36度 1961米(井斜角86度)探遇目的层 2008米,增斜钻进 钻至2066米,井斜角91度 图11 高63-平3井井身轨迹草图

4、岩屑粒度法地质导向原理及实例

冀东油田馆陶组地层属于辫状河沉积,单层多呈正旋回特点,上细下粗。由于水平井的井斜大,容易形成“砂桥”,井底岩屑总体反映不真实。根据Tomren等的研究,不同井斜角岩屑上返机理大不相同,大致可分为三种不同的流动区域,即:1、当井斜角小于30度时,只要钻井液上返速度合适,岩屑就可以被均匀输送,岩屑上返机理与普通直井相同;2、当井斜角为30-60度时,不合理的环空流速,可能造成环空中的岩屑时而沉积在井眼低边形成“岩屑沉积床”,时而又被破坏以段塞状向上输送;3、当井斜角大于60度时,岩屑受自身重力影响很大,环空中的岩屑瞬间即可沉积在下井壁形成岩屑沉积床,并能够保持稳定。岩屑沉积床的不断形成和破坏,导致不同时间破碎的岩屑在上返过程中混杂在一起,为岩屑的描述分层增加了很大的难度。

在小井眼开窗侧钻水平井的实践中地质人员发现,钻头所处油层位置基本上能够通过岩屑粒度变化反映出来。原因为:1、小井眼开窗侧钻水平井裸眼段短,形成岩屑沉积床的环境变小;2、钻头尺寸小,环空小,泥浆在裸眼段环空中的上返速度比大井眼的上返速度大很多,不容易形成岩屑沉积床。因此,小井眼开窗侧钻水平井的岩屑反映较好。在地质导向时,可以通过岩屑粒度粗细,判断钻头所处于油层的位置,指导施工。

高104-5侧平11井是部署在高104-5区块上的一口水平井,目的层是Ng12,

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设计A靶点海拔-1874米,井斜角89.4度。该井于井深1941米着陆,海拔-1865.7米,比设计高了近8米,着陆时井斜角为72.9度。钻至1970米,井斜角增大到设计井斜,导向监督发现岩屑粒度发生了较大变化,由含砾不等粒砂岩变为砂砾岩,判断钻头处于油层下部,于是增斜至92.5度,岩屑随井深增加逐渐变细,钻头处在油层上部(图12)。

2030m

2050m

1970m

2000m

图12 高104-5侧平11井岩屑图片

5、近距离邻井实钻井深或设计深度地质导向法

如果在正钻井周围30米范围内,有邻井实钻资料,则可以按实钻井相应层的海拔深度确定靶点。距实钻井的距离越近,井深越小,可信程度就越高。当钻头钻遇泥岩,利用现场资料无法准确判断钻头出层部位,附近又没有邻井参考时,应将着陆点海拔深度和同一部位油顶的设计海拔深度作比较,平移油层顶面,通过读取出层点的海拔深度,并与设计构造图给出的相应水平位移的海拔深度进行比较,就会得出下一步钻进的方向。但是因为有时地层与设计出入比较大,故这种方法一般只能用来参考。

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五、钻出油层后的地质导向方法

水平段导向成功与否,直接关系到该井产量,关系到水平井的效果,导向的基本要求是确保井身轨迹在好的油层内顺层钻进,总的原则是实钻井身轨迹尽量控制在目的层的顶面1.5米之内。这样,理论上可以延缓底水的上窜速度,最大限度的提高油层采收率。一般情况下,油层控制在1.5米范围之内,含底水的严格控制在1-1.5米范围之内,顶部含气的目的层按照设计要求控制,一般钻过气层,轨迹控制在油层内。但是,并不是所有的井都能象设计一样稳定,油层着陆后,按照设计井斜角钻进时,往往会出现钻头出层或其它异常情况,这就需要现场导向人员认真分析实钻资料,开展随钻地质研究,纠正井斜角,实现地质目的。

(一)钻头出层后的导向

1、LWD电阻率曲线对钻头位置的预判

LWD仪器共有8道曲线。随钻跟踪时一般应用2道电阻率曲线,一道探测半径是2.4米,称之为深探测曲线,另一道探测半径是1.1米,称之为浅探测曲线。由于两道曲线的探测半径不同,探测到的砂泥岩量不同,仪器周围的砂泥岩对其电阻率的贡献也相应不同,因而可以利用LWD曲线形态判断钻头在砂岩中位置。

钻头距离目的层大于2.4米时,深浅电阻率单元均探测不到目的层,全部表现为泥岩电阻率;钻头距离目的层1.1-2.4米之间,浅电阻率单元探测不到目的层,表现为泥岩电阻率值,深电阻率单元已经能探测到目的层,电阻率值逐渐抬升,介于砂岩和泥岩电阻率值之间;钻头距离目的层小与1.1米之间,深浅电阻率单元均能探测到目的层,深电阻率值进一步抬升,浅电阻率值从泥岩电阻率值逐渐抬升,但深浅电阻率单元都仍然能探测到泥岩,深浅电阻率值都介于砂泥岩的电阻率值之间,深电阻率值略高于浅电阻率值;钻头进入目的层,泥岩和目的层砂岩对深浅电阻率阻值的权重相同,各占一半。所以,深浅电阻率曲线交叉,交叉点的深度相当于目的层顶面深度,深浅电阻率值都介于砂泥岩的电阻率值之间;钻头进入目的层小于1.1米,深浅电阻率均能探测到目的层的上覆泥岩,深、浅电阻率值进一步抬升,深、浅电阻率值都介于砂泥岩的电阻率值之间,深电阻率阻值小于浅电阻率;钻头进入目的层1.1-2.4米之间,深电阻率值进一步抬升,但仍然能探测到上部泥岩,阻值仍然介于砂泥岩电阻率值之间;而此时浅电阻率探测的全部为砂岩,上部泥岩已经探测不到,阻值为砂岩电阻率值;钻头进入目的层大于2.4米之间,深浅电阻率探测的全部为砂岩电阻率,

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上部泥岩都探测不到,阻值均为砂岩电阻率值,深浅电阻率曲线重和。同样的道理,钻头从目的层进入下部泥岩时,LWD深浅电阻率曲线的变化正好和以上的情况相反(图13)。以上分析适合目的层厚度大于5米的情况,如果目的层薄,还应考虑目的层下伏围岩对电阻率的影响。

0 2 4 6 8 10Ωm 钻头距离目的层大于2.4米 1550 钻头距离目的层1.1-2.4米 钻头距离目的层小于1.1米 钻头切入目的层,泥岩和砂岩交叉点 1575 浅电阻率曲线 钻头进入目的层大于1.1米 深电阻率曲线 1600 米 图13 钻头相对位置和电阻率曲线关系示意图

钻头进入目的层 接近油层中部

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2、钻出油层时的LWD曲线特征分析

图14 柳北—平6井LWD曲线图

图15 高104-5平23井LWD曲线图

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当钻出油层时,钻具与地层的夹角决定了LWD曲线的深浅电阻率曲线形态。柳北- 平6井钻探目的层为ES33Ⅳ24,设计A点海拔-2782米,实钻油顶3138米,海拔-2778米,比设计高了4米,钻具与地层大角度相交,由于深层水平井钻时变化不明显,迟到时间长,所以进层后发现较晚,发现进层后便全力增斜,但是由于井斜角太小,于井深3158米钻穿油层(图14)。高104-5平23井设计井斜角91.8度,于井深2153米着陆,着陆井斜角为87.9度,为了使钻头更靠近油层顶部,井斜角调整到92.4度,和地层呈0.5度夹角往上追垂深。当钻至井深2250米时,井斜角92.3度,深电阻率缓慢下降,立即降斜至89.3度钻进,实测钻头于井深2260米出层,于井深2270米重新钻入目的层(图15)。通过实践,发现钻具与地层夹角较大,即将出层时,深浅曲线同步,变化较快,曲线陡变;而钻具与地层夹角较小,将要出层时,浅电阻率基本无变化,深电阻率缓慢下降,在出层的一刹那,浅电阻率有时出现异常高值,又称临界效应。

3、判断钻头钻出油层部位

钻头出层后,地质导向人员必须综合分析地质录井资料、LWD曲线等所有能够用到的参数,及时、准确地判断目的层的位置,尽快的将钻头导入目的层,进行二次着陆。

①较厚目的层的钻头出层位置比较容易判断,出层后钻遇的泥岩大多是目的层的上覆泥岩。这是因为着陆时的井斜角与地层倾角相差不大,若钻头从油层底部穿出,则会钻遇一段较长的油层段;若着陆后增斜太多,钻头易从油层顶部钻出。

②利用上部泥岩与下部泥岩的颜色区别判断钻头出层部位。假如设计目的层的上部泥岩是棕红色,而下部泥岩灰色,那么着陆以后一旦钻遇棕红色泥岩,钻头肯定是钻到了目的层的上覆泥岩,相反,如果钻遇灰色泥岩,则钻头钻到了油层的下伏泥岩。

③利用砂岩岩屑的粒度变化进行导向。设计目的层若是正韵律砂层,着陆以后,岩屑粒度越来越粗,之后如果钻遇泥岩,察看岩屑是粗粒砂岩变到泥岩还是由细粒砂岩变到泥岩,前者为从上部钻出油层,后者为从底部钻出油层。

④利用气测显示的变化进行判断。假如设计目的层是油气水同层,着陆时气测显示气层特征,气测值高,钻至油层中部气测值下降为中值,钻至底部含水层时,气测值很低,钻头出层位置可以通过气测值判断。

⑤利用LWD曲线的包络线形态进行判断。假如设计目的层是正韵律砂层,着陆

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后钻遇泥岩,可以利用LWD垂直深度电阻率曲线的包络线形态进行判断,如果曲线一直抬升,最后突然下降,钻头应该是钻到了目的层的下部泥岩。如果曲线经过抬升,最后又下降,形态较为对称,则说明钻头可能钻到了目的层的上部泥岩。

⑥利用特殊的LWD曲线(如含灰,泥岩隔层等)进行判断。在着陆的过程中,LWD电阻率曲线如果出现比较特殊的形态(如含灰砂岩的曲线尖峰),就可以把此当成一个参考标志,对钻头进行定位。如果LWD曲线重复出现偶数次特殊形态之后钻遇泥岩,钻头可能是钻入目的层的上部泥岩了。如果LWD曲线重复出现奇数次特殊形态之后钻遇泥岩,钻头应该是钻入目的层的下部泥岩。这种方法需要结合当时的井斜数据综合判断。

⑦利用特殊的LWD曲线深电阻率异常进行判断。高104-5区块Ng12砂层底部砾岩,可以使LWD电阻率曲线失真,测量满量程。利用这一特征,可以判断钻头位于油层底部。

综上所述,判断钻头出层部位的分析方法很多,但由于每口井的情况千差万别,必须针对单井特点,综合分析地质录井资料、LWD曲线等所有能够用到的参数,综合判断。资料分析的越全面,随钻地质研究开展的越及时,决策的成功率就越高。各种资料分析的结论可能不太一致,甚至有时自相矛盾,这时,必须按照各自的权重进行取舍,找出最合理、最具说服力的论据。

(二)钻头出油层后对实际地层倾角的估算

深埋地下的地层并不是非常稳定和平坦的,现场根据地质构造图和设计井斜角进行控制轨迹时,经常会出现钻头偏离油层最佳位置的情况。这就需要导向监督认真分析实钻资料,计算油层相关参数,制定下步施工措施。

钻头钻出油层后,经过综合分析判断,明确钻头与油层的相对位置,可以计算实际视地层倾角。可分为以下四种情况(图16):

① 钻头沿下倾油层底部穿出;②钻头沿上倾油层底部穿出; ③钻头沿下倾油层顶部挑出; ④钻头沿上倾油层顶部挑出。

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图16 几种钻头出层形式示意图

计算公式分别为:

公式①:α=ATN((H1-H2- h0) /(L1-L2)) 公式②:α=ATN((h0-(H1- H2))/(L1-L2))

α

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H1 H2 H1 h0 H2 α L2 L1 ① L2 h0 α L1 ② H1 H2 H1H2 α L2 L1 ③ L2 L1 ④ 公式③:α=ATN((H1- H2)/(L1-L2)) 公式④:α=ATN((H2- H1)/(L1-L2)) 其中,α:地层倾角

H1:着陆点海拔 H2:出层点海拔 h0:已知油层视垂厚度 L1:出层点水平位移 L2:着陆点水平位移

由于公式③、④不涉及油层垂厚度,所以较公式①、②更准确。但是,又由于参考点个性较强,上述计算出来的视地层倾角不一定代表油层实际情况,实际导向时仅作为重要参考。可以肯定的是,第一种和第二种情况,仅限于局部出层时计算;对于第三种和第四种情况,两个参考点距离越大,计算出来的角度值就越真实。

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(三)二次着陆

综合现场各种信息判断出钻头相对于油层的位置,并且计算出地层倾角后,下一步就是二次着陆工作。二次着陆的基本原则有三条:一要使钻头尽快地钻入油层,二要设计好每个单根的井斜角,实钻入油层后的井斜角适中,不至于刚进油层又重新出层,三是要工程上能够实现,并且以不影响钻井安全、将来的完井作业能够顺利为前提。

根据地层倾角随着水平位移的变化,动态地分析可能重新进入油层的水平位移和海拔深度,用圆柱螺线法计算单根造斜率,分析能否在较短的位移内追到油层和进行二次着陆的可行性。

六、地质导向过程中遇到的难点、问题、对策

(一)地质导向过程中遇到的难点和对策

1、地质录井

岩屑录井是发现油气显示最直接、最有效的方法,但水平井钻井通常采用“PDC钻头和螺杆钻具结构”新钻井工艺来提高钻井速度,PDC钻头破碎的岩屑细小,且岩

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屑在由井底返出井口的过程中,会再次受到钻具与井壁研磨,使得岩屑变得更加细碎,加上水平井岩屑通常以滚动或跳跃搬运,易形成岩屑床,通过提拉钻具,大排量冲洗破坏岩屑床,使得新旧岩屑一同返出,造成岩屑混杂,代表性差,影响准确定名,加上钻进过程中混入大量原油,致使岩屑显示无法识别。 对策1 改进振动筛和捞砂方法

水平井的岩屑由于钻具研磨而变得非常细小,振动筛筛布空隙大时会漏掉细岩屑,筛布空隙小会导致泥浆流失,因此需要改变振动筛的性能。现场实验表明,用高目大筛布高频振动筛,可以解决这个问题。

为捞取真实细小岩屑,应采用0.5m2大小的接砂盒,放于两台振动筛之间,在架空槽后振动筛前引进钻井液和岩屑(进口位置越低越好),定时加密捞砂。

对策2 合理清洗和烘晒砂样

在小水压下搅洗,不宜使用高压冲洗,尽可能地保存细小颗粒岩屑。砂样在烘晒过程中岩屑颗粒表面水分未干前不能搅动砂样,防止颗粒表面污染和相互粘结,给岩屑描述带来困难。

由于水平井自身的特点,在水平段和斜井段,岩屑的搬运方式比直井更加复杂,岩屑实际返出井口时间往往滞后于迟到时间,岩性定名极其困难,必须结合钻时和气测值综合考虑,充分利用放大镜,在镜下仔细观察岩屑状况,进行岩性定名和描述。

对策3 利用定量荧光录井技术

为确保钻井安全及工程需要,钻井液中加入原油、润滑剂、磺化沥青等有机物,这对岩屑特别对PDC钻头细碎岩屑污染严重,常规荧光无法准确识别油气显示。定量荧光分析仪通过分析钻井液添加剂、钻井液、岩屑的荧光特性,选择具代表性污染程度的钻井液及岩屑分析作背景,利用定量荧光分析仪具有测量差谱的功能,自动扣除背景值,显示岩屑定量荧光分析的真实图谱,从而判断地层的含油情况。该技术的最大优点是:颗粒状粗样和细粉末状岩样均可进行分析。水平井的岩屑一般较细,不需要挑样,对岩屑混合样进行逐包检测,及时发现真油气显示,并利用流体性质相同、油质相同,定量荧光谱图形状相同、荧光强度相同、荧光级别相同等特征,进行地质导向。

对策4 采用气测录井技术

气测录井是通过检测分析钻井液从井底返至井口所携带的气体组分进行录井的

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方法。钻井液中加入原油、润滑剂、磺化沥青等有机物对气测录井产生严重影响,但通过分析真假气测显示的不同特征可准确评价油气层。水平井钻井中加入大量原油,气测全烃曲线基线升高,掩盖了地层中的油气显示,全烃曲线也将失去连续测量地层油气显示的优势,同时重组分呈现高值,掩盖了油气层重组分显示。但钻井液中无论加入何种有机物在充分循环均匀后,组分中的甲烷、乙烷等轻组分将降低至基本消失。在水平钻进中,运用气体比值法,则可判断钻头进入油气层。

为提高气测录井地质导向的准确性,还可在气测仪上配套快速色谱仪,快速色谱分析周期为30s,测量的甲烷值可以看作一条近似的连续曲线,可替代全烃曲线,卡准油层的可靠性更强。通过快速色谱中3H曲线的变化,能够判断钻井中的偏差。当钻开油气层后,表现为3H曲线中的湿度比,平衡比和组分值发生明显变化,在同一油气层中钻进,3H曲线相对稳定。如果钻头偏出油气层,3H曲线也随之发生变化,且这一变化反映在仪器上仅滞后于钻头位置一个迟到时间,因此快速色谱能够较快发现井眼轨迹的偏移,更有利于钻井及时调整井眼轨迹。 2、地层变化

由于冀东油田地下情况复杂,实钻资料往往与设计存在一定的差别。若出入不大,现场可以及时采取措施进行调整;但若差别较大,就会给施工带来许多困难,直接影响井身轨迹的控制。如在地层提前5米以上,且着陆时井斜角偏小,会出现过分下凹的井身轨迹。若油层比设计深5米以上,会损失大量水平段,无法按设计保证油层段。

(1)油层提前情况

高104-5平2井是部署在高104-5区块构造高部位上的一口水平井,开发目的层是Ng132层,相当于高206-4井的1872-1883米砂层;设计A靶点海拔深度-1856米,B靶点海拔深度-1850米,水平位移200米。施工过程中,在斜深1990米,海拔深度-1849.6米,钻遇目的层,和相同位移构造海拔深度相比,比设计提前了8.4米。由于目的层提前较多,当时井斜角仅为79.63度,而设计地层倾斜角为91.7度,为减少进入油层的深度,现场决定加大增斜速度,钻至2038米,井斜增至90度。因此在井身轨迹曲线出现明显的凹弧(图17)。

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(2)油层滞后实例

图17 高104-5平2井实钻轨迹图

高63-平1井为开发NmⅡ6油层而设计的一口水平井,目的层相当于高63-12井的2014.5-2023.5米油层。设计A靶点海拔深度-1719米,水平位移404.5米,B靶点海拔深度-1717米,水平位移为558.0米,水平井段150米。钻至1955米(垂深1722米,井斜角85度,水平位移为394米),距离A靶点位移只差10.5米,才找到目的层, 此时油层海拔比设计低了3米。如果油层滞后深度增加,就会更加减少水平段(图18),虚线为设计油层位置。

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图18 高63-平1井实钻轨迹图 对策1 提高所钻水平井区块的三维地震资料质量,在开发欠成熟区块,先钻定向井以落实油层深度。

对策2 加强地层对比,进行随钻分析研究,与其它部门相关技术人员及时沟通,达成共识,制定导向措施。 3、断层变化

根据目前施工的实际情况来看,布署在断层附近的井,实钻资料与设计断层位置不准是影响井身轨迹控制的主要原因之一,直接影响油层着陆。

高29-平1是部署在高尚堡油田高29区块NgⅣ2油藏构造较高部位,开发的目的层是NgⅣ2油层,相当于高侧29井的2249.6-2253.9米油层。设计A靶点海拔深度为-2193米,B靶点为-2207米,水平段为150米。A靶点距高南2号断层南约50米,距高侧29井北约60米。然而本井钻至设计A靶点海拔深度-2193米时岩性泥岩,未见目的层。钻至2628米(海拔深度-2206.5米)时见目的层上部标志层玄武岩,此时比设计低了30米,2778米(海拔深度-2226.5米)时钻穿玄武岩。根据邻井钻穿玄武岩,在钻过1米多泥岩就会见目的层,但本井钻至2816米(海拔深度-2234米)时大部分为泥岩,只在斜深2797米(海拔深度-2230.5米)见0.5米砂岩。由于地层变化太大,决定填眼。通过各种资料分析,实钻数据和设计出入大的主要原因在于本井距离断层较近。

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对策 同上述因地层变化的对策 4、深层水平井施工难度大

(1)由于钻具和测井电缆伸缩量不同,造成系统深度误差增加,设计深度与实钻深度相差较大,水平井无法正常着陆。

(2)岩屑代表性差,由于岩屑在长井段上返过程中,岩屑受泥浆反复冲洗,在井筒中被反复研磨,使得岩屑非常细碎、代表性变差,无法准确确定岩性,岩性剖面质量差,上部地层往往只下MWD,因此地层对比非常困难。

(3)邻井资料相对较少,构造落实程度差,层位不稳定。先期在柳赞部署的三口井,层位变化大,效果不好。柳北-平5井实际目的层厚度与设计相差较大,实钻油层垂直厚度只有1.5米;柳北-平3井着陆深度与设计相差太多,垂直深度提前近50米着陆,经讨论现场认为,钻遇的油层应该不是目的层,如果是,需要从70度连续造斜至100多度,钻井工程无法实现,只能继续钻进探油层,最后钻遇花岗岩完钻。

(4)钻井风险大:机械钻速非常慢;地层压力系数不同,泥浆比重高易造成粘卡,高5-平2、高78-平15等几口井均发生了严重的卡钻事故;比重低,容易造成井涌等事故。另外由于摩阻太大,昂贵的LWD仪器落井的风险比浅层水平井要大得多。

(5)钻井周期长,油层污染程度相对增加。例如柳北-平6井钻井过程中气测、岩屑显示良好,LWD电阻率曲线为油层特征,但试油效果不好。 对策与建议

(1)设计着陆点50米范围内必须有已钻井控制,水平段轨迹多设靶点,靶点尽量有实钻井控制。

(2)水平段轨迹方向应沿着砂层走向设计,避免砂层的横向尖灭。

(3)在水平段控制过程中,井身轨迹尽量控制在油层顶部,这样在钻遇泥岩时,有明确的方向,避免判断失误。

(4)建议在设计深层水平井时,目的层最好是油层组。实钻证明,高59-平2、高78-平10、高78-平15、高78-平20等井生产效果非常好。

(二)地质导向过程中应注意的问题

1、要求定向工程师准确预测近钻头定向数据,及时控制好井身轨迹

高104-5平12井在钻至井深2195米时(垂深1760米),根据综合资料分析,油层提前,当时井斜角只有80度,因此,要求增斜钻进,考虑设计地层倾斜角为89度,

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要求定向人员井斜角增至90度。钻至2258米时,测点深度2248米,井斜角为91.6度,为减少井身轨迹与油层顶面的距离现场要求稳斜钻进,定向人员认为钻砂岩时自然降斜,转盘钻进,但是钻至2268米时,测得2258.53米井斜角为93.79度,于是开始降斜钻进,钻至2307米时,井斜角降至91度。但由于井斜角未能及时控制住,致使在2296米钻遇泥岩,现场决定降斜钻进,钻至2334米,井斜降至86.37度。地质导向人员经过综合分析各种地质信息,决定稳斜钻进,然而这次又没稳住,钻至2354米,井斜角降至81.35度。又反复调整井斜三次,最后90度稳斜到井底。由于现场定向工程师不能及时正确判断井下增斜、降斜趋势,不能满足现场施工的要求,使得井身轨迹剖面起伏较大,给测井、完井、采油施工带来困难(图19)。

图19 高104-5平12井实钻轨迹图

2、关于轨迹控制的认识问题

(1)关于具有过度岩性油层轨迹控制的问题

起初一些人认为将井身轨迹尽量控制在油层顶面,在过渡岩性中钻进最佳,可以延缓地水边水推进速度,提高采油周期。但实践证实此认识存在一定的偏差。

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本文来源:https://www.bwwdw.com/article/x4k3.html

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《地质导向技术在水平井钻探中的应用研究2006.4.20 - 图文.doc》
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