夏92-H井复杂地层地质导向钻井技术.pdf

第 36 卷 第 4 期 2014 年 7 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. CNPC Western Drilling Engineering Company Limited, Urumqi 830011, China; 3. CNPC Western Drilling Directional Well Technology Service Company, Urumqi 830026, China; 4. Institute of Geophysics and Ination Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China） Abstract Well Xia 92-H is a wildcat well on the circum-Mahu sag slope belt. The region where the well is located has complex structure and large variation in lateral burial depth of the oil reservoirs, and the wells differ greatly from each other. Conventional tech- nology cannot locate the reservoirs in a timely and accurate manner and cannot ensure that the hole trajectory will be kept in the reservoir, which is not favorable for improving the encountering rate of oil reservoir by horizontal wells and uation of reservoir productivity. By building a pre-drilling geologic model, real-time interpretation of MWD data and timely description and optimization of geosteering and wellbore trajectory, the top boundary of the target and landing depth could be effectively determined and 100 of reservoir encoun- tering rate was achieved by horizontal holes, leading to excellent geosteering and trajectory control. Key words circum-Mahu; horizontal well; complex ation; geosteering; trajectory control 基金项目中石油股份公司项目 “新疆和吐哈油田油气持续上产勘探开发关键技术研究” 之专题 “复杂油气藏优快钻井技术研究”（编号 2012E-34-13） 资助。 作者简介张忠志， 1967 年生。1990 年毕业于大庆石油学院钻井工程专业， 东北石油大学石油与天然气工程专业博士研究生， 现主要从 事钻井工程技术管理工作， 高级工程师。电话0991-7613366。E-mailzhangzhongzhi。 随着对油气藏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， 尤其地质导向钻井技术在薄 层边底水油藏、 三低油气藏及断块、 遮挡等复杂油气 藏、 剩余油气藏的开发利用上得到长足发展。环玛 湖区域地质构造极为复杂， 断层发育、 互层多， 在该 区域采用水平井有利于提高勘探效果。利用夏 92-H 井邻井地质、 测井资料， 结合地质、 工程设计， 做好实 钻前地质建模研究， 预测钻进方向油层分布规律， 同 时在钻井施工期间， 利用实时地质录井资料和 LWD 测井数据， 及时进行地层对比， 对地层做出准确的判 断， 随时调整井眼轨迹， 精确地控制井眼轨迹穿行于 储层中， 最大限度地打开产层， 实现了地质导向目 的。 7张忠志等夏 92-H 井复杂地层地质导向钻井技术 1 地质特征 环玛湖北斜坡区地层复杂， 断层发育， 互层多， 自下而上有二叠系、 三叠系、 侏罗系及白垩系等地 层， 其中二叠系与三叠系、 三叠系与侏罗系为区域性 不整合［1］。三叠系油气主要沿着不整合面向上倾方 向运移， 在坡折带处聚集成藏。夏 92-H 井是该区域 上的第一口长水平段预探水平井， 根据邻井物性分 析， 三叠系百口泉组三段平均孔隙度约为 10， 平均 渗透率约为 0.9 mD 左右， 为中孔低渗储层；两段储 层平均孔隙度约为 8.5， 平均渗透率约为 0.6 mD， 为低孔低渗储层。 2 技术难点 夏 92 井的钻探风险主要来自 3 个方面一是 区块侧向遮挡条件， 油藏位于玛 13夏 72 井的坡折 带上， 北面由坡折带阻挡， 东面为以夏 73 井等井一 线致密砂砾岩遮挡， 西面和南面由泥岩过渡带封隔， 油气水的分布不明确， 油层顶面深度难以精确确定； 二是储层的非均质性， 百口泉组储层孔隙组合主要 为粒内溶孔粒间溶孔粒间残留孔， 孔隙非均质 性较强， 百口泉组砂砾岩储层物性主要受沉积相带 控制， 平面上非均质性明显；三是最近邻井井距 1.8 km， 地层倾角在一定范围内具有不确定性。该井在 钻进过程中， 需要有效避开油藏的底水层， 以尽可能 降低钻井风险， 还要求确保井眼轨迹在油层的最佳 位置内穿行， 以提高油层的穿透率， 从而提高勘探效 益， 采用常规水平井钻井技术难以满足该井勘探钻 井的需要。 3 地质模型建立与分析 在开始导向前， 首先收集目标井周围资料， 建立 地质导向实钻前地质模型。根据夏 92 井邻井测井、 地质等资料建立钻前地质模型。通过研究发现， 该 井与邻井地层对比， 主要目的层距离三叠系 T1b2层 顶 16 m， 岩性为灰色荧光砂砾岩。从沉积厚度看， 三 叠系 T1b2层顶部泥岩沿水平段钻进方向逐渐变厚， 三叠系 T1b3层沿水平段钻进方向沉积厚度有变薄趋 势。 根据目的层测井响应特征分析， 目的层厚度4 m， 目的层上部自然伽马测井值较高， 自然伽马由高变 低后为主要目的层， 常规自然伽马测井测井值为 105 API， 目的层中下部自然伽马测井值为 90 API；目 的层上部电阻率高于下部电阻率， 中上部电阻率 63 Ω m， 下部电阻率 2030 Ω m， 在钻头位置处于油 层下部随钻测井电阻率会下降（见图 1） 。与周围邻 井井间构造对比， 沿钻进方向上入靶点构造位置略 低于终靶点， 沿钻进方向上视地层倾角有上倾角度， 见图 1。 图 1 导眼井夏 92 井与邻井目的层 T1b 井间构造对比图 根据前期测井、 地质等资料建立的地质模型分 析， 可以得出结论目的层构造产状单斜构造， 目的 层沉积厚度稳定， A 点到 B 点目的层厚度 4.0 m， 设 计入靶井斜角 82 ， 钻入目的层顶界面后， 垂深下移 3.5 m 井斜角调整到 91.34 ， 方位角 315.88 ， 稳斜 91.34 钻进 600 m 水平段。因此， 在钻进过程中根据 地层实际构造位置变化调整井眼轨迹， 尽量不能大 幅度调整井眼轨迹， 避免井眼轨迹呈“V” 或大“S” 型。在钻进过程中， 对测井资料实时解释， 及时了解 钻遇地层的岩性、 含油性， 结合垂深判断实钻地层构 造情况及时调整井眼轨迹， 确保夏 92-H 水平井地质 导向成功。 4 实钻地质导向与轨迹控制 使用 LWD 随钻测井仪器对该井着陆段和水平 段进行随钻自然伽马和电阻率测量。通过随钻测井 资料实时解释与数据处理， 结合录井岩屑、 气测值变 化等， 与实钻前建立的地质模型进行实时对比分析， 确认井眼在油层中的位置。优化钻具组合和钻井参 数， 加密井眼轨迹数据测量与计算， 实时预测井眼轨 迹变化趋势， 实现“地质靶窗” 定位、 准确入靶， 并使 井眼轨迹在目的层有利位置向前延伸［2-4］。 4.1 着陆段的地质导向与轨迹控制 4.1.1 钻具组合与钻井参数 钻具组合311.2 mm 钻头 197 mm 螺杆 203.2 mmLWD 短节 165 mm 无磁钻铤 1 根 127 mm 加重钻杆 45 根 158.8 mm 随钻震击器 127 mm 加重钻杆 6 根 127 mm 斜坡钻杆。 石油钻采工艺 2014 年 7 月（第 36 卷） 第 4 期8 钻井参数钻压 80120 kN， 泵压 1719 MPa， 排量 4045 L/s。 另外， 钻井液体系选择钾钙基混油体系， 通过体 系混油和使用润滑剂以强化钻井完井液润滑性， 降 低摩阻和扭矩， 保证井下安全。 4.1.2 地质导向与轨迹控制 该井自 2 170 m 定向 钻进至井深 2 540 m， 井斜角 74.85 ， 方位角 314.8 ， 为实现有效着陆， 及时下入 LWD 仪器进行实时跟踪 评价分析。钻至井深 2 557 m， 随钻电阻率 25Ω m 左右， 自然伽马 95 API， 通过地层对比分析认为 2 557 m 为 T1b2层顶部低电阻率标志层， 而预测目的 层顶垂深为 2 468 m。继续钻进至井深 2 670 m， 自 然伽马由 105 API 下降到 90 API， 随钻测井电阻率 由 40 Ω m 下降到 30 Ω m。根据综合对比分析， 2 670 m 为目的层顶界面位置；另外， 岩屑录井岩 性为灰色荧光砂砾岩， 气测值发生变化， 综合岩屑录 井与气测变化判断也为目的层顶界面， 比钻前预测 目的层浅 10.2 m。根据随钻测井电阻率曲线、 自然 伽马测井值、 岩屑录井与气测变化情况， 准确确定了 A 点位置并顺利中靶， 并为水平段钻进良好的井眼 姿态。 4.2 水平段地质导向与轨迹控制 4.2.1 钻具组合与钻井参数 水平段钻具组合 215.9 mm 钻头 172 mm 螺杆 171 mm L WD 短节 127 mm 无磁钻杆 1 根 127 mm 加重钻 杆3根127 mm斜坡钻杆66根127 mm加 重钻杆 42 根 158.8 mm 随钻震击器 127 mm 加重钻杆 6 根 127 mm 斜坡钻杆。水平段钻井 参数钻压 60100 kN， 泵压 1820 MPa， 排量 28 32 L/s。 钻井液体系选择钾钙基混油钻井完井液体系， 注意钻井液流变性能控制， 增强钻井液的携带、 悬浮 能力， 有效消除岩屑床， 防止阻卡。通过混油和使用 固体润滑剂以强化钻井完井液润滑性， 降低摩阻和 扭矩， 保证长水平段井下安全。 4.2.2 地质导向调整轨迹情况 水平段钻进过程中 进行了 4 次轨迹调整。 第 1 次轨迹调整， 水平段按照设计井斜 91 钻 进， 钻进至井深 2 733 m， 电阻率由 60 Ω m 下降到 40 Ω m， 判断井眼到达距目的层顶 3.5 m 的低电阻 夹层。调整轨迹， 将井斜角逐渐增加至 91.89 ， 将井 眼调整至距目的层顶 3.1 m 的位置， 完成轨迹调整， 继续钻进。 第 2 次轨迹调整， 钻进至井深 2 800 m， 井斜角 92.09 ， 电阻率出现上升趋势， 即电阻率由 50 Ω m 上升到最高 65 Ω m， 同时气测值下降。根据电阻率 值与气测值变化以及轨迹数据、 油层位置等综合分 析， 井眼到达距目的层顶 2 m 的位置， 进入距目的层 顶部物性较差的储层。决定缓慢调整井斜至 91 ， 将 井眼调整到距目的层顶界面以下 2.5 m 的位置， 稳斜 钻进至井深 2 844 m， 电阻率由 65 Ω m 下降到 50 Ω m， 井眼距目的层顶界面以下 3 m， 气测值上升， 井眼在显示良好地油层位置。 第 3 次轨迹调整， 钻进至井深 3 058 m， 井斜角 降至 89.53 ， 井眼距目的层顶界面以下增至 3.5 m， 电阻率由 50 Ω m 下降到 40 Ω m， 同时气测值下 降， 判断井眼进入油层下部含油性较差位置。逐渐 增加井斜， 钻至井深 3 118 m， 井斜增至 91.5 ， 电阻 率上升到 50 Ω m， 气测值上升， 井眼回至良好油气 层位置。 第 4 次轨迹调整， 稳斜钻进至井深 3 136 m， 井 眼距目的层顶界面以下 3.0 m， 电阻率由 50 Ω m 下 降至 30 Ω m， 气测值下降。通过综合分析判断为进 入非均质夹层。继续稳斜钻进至井深 3 142 m， 电阻 率重新上升至 50 Ω m 左右， 气测值同时上升， 井眼 再次进入良好油层。钻至井深 3 386 m 顺利完钻。 5 地质导向效果 在实际 A 点油层深度加深 10 m 的情况下， 利 用 LWD 随钻测井监测， 结合岩屑录井， 通过与地质 模型、 邻井地质特征等综合对比分析， 准确确认油层 以上标志层［5-10］。精确调整和控制井眼轨迹， 及时 调整井斜达到 91.0 ， 实现 A 点的地质中靶和良好着 陆， 并为水平段钻井调整好井眼姿态。 在油层上倾、 良好油层厚度 1.5 m、 实际 B 点在 设计位置以下 14.61 m 的情况下， 通过随钻电阻率和 气测值的变化、 轨迹数据的实时测量计算以及与地 质模型的实时对比分析， 通过多次合理轨迹调整， 实 现了 700 m 水平段油层钻遇率 100。并且井眼轨 迹光滑， 井眼畅通， 起下钻和完井管柱下入顺利。 6 认识与建议 （1）LWD 实时测量的自然伽玛、 电阻率曲线和 建立的目标井地质模型能较好指导现场地质人员确 定着陆点、 判断油气层位置、 确定油气层上下界面。 井斜、 方位等轨迹参数能为定向井工程师调整钻井 参数提供依据， 确保中靶， 使轨迹达到地质要求。 （2） 夏 92-H 井实现了随钻精确确定油气层位置， 为优化井眼轨迹设计和及时调整轨迹沿油气层走向 运行提供依据， 不仅提高钻井速度， 减少勘探开发成 9张忠志等夏 92-H 井复杂地层地质导向钻井技术 本， 而且有效回避钻探开发风险。 （3） 随着 LWD 随钻测井技术的日臻成熟， 实现 钻井、 测井、 解释的一体化模式是地质导向技术发展 的必然趋势。 参考文献 ［1］ 何琰， 牟中海， 裴素安， 等 . 准噶尔盆地玛北斜坡带油气 成藏研究［J］. 西南石油学院学报， 2005， 27 （6） 8-11. ［2］ 刘玉榜， 刘华， 贺昌华 . 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