近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)在薄油層水平井中的應(yīng)用

孫 瑞 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江大慶163514）

水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù) （Geosteering）就是在鉆井過程中利用實(shí)時(shí)隨鉆測(cè)井 （LWD——Logging While Drilling）曲線，測(cè)量井眼穿過地層的各種巖石物理參數(shù)，結(jié)合井眼幾何參數(shù)，識(shí)別所鉆遇的地層，從而引導(dǎo)鉆頭進(jìn)入油層并保持井眼軌跡在油層中穿行，保證含油砂巖鉆遇率［1－2］。

地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)可以實(shí)時(shí)采集并向地面?zhèn)鬏數(shù)刭|(zhì)、幾何參數(shù)，并在系統(tǒng)終端上繪制出各種測(cè)量的曲線，為導(dǎo)向人員進(jìn)行工程和地質(zhì)分析提供了實(shí)時(shí)、準(zhǔn)確的依據(jù)。該系統(tǒng)的優(yōu)點(diǎn)主要包括2個(gè)方面，一方面是隨鉆實(shí)時(shí)測(cè)量，進(jìn)行地質(zhì)、工程參數(shù)的測(cè)量時(shí)不影響鉆井正常進(jìn)行；另一方面與完鉆后期的綜合測(cè)井相比，地層暴露的時(shí)間短，更接近真實(shí)地層情況［1－2］。當(dāng)?shù)刭|(zhì)情況復(fù)雜或者在薄儲(chǔ)層中進(jìn)行水平井鉆井導(dǎo)向時(shí)，井下地質(zhì)參數(shù)及軌跡參數(shù)傳感器離鉆頭之間的距離很關(guān)鍵。

1 大慶油田目前主要使用的導(dǎo)向設(shè)備

隨著大慶油田開發(fā)的不斷深入，未開發(fā)區(qū)塊具有儲(chǔ)量豐度低 （20×104t／km2左右）、滲透率低 （空氣滲透率70×10－3μm2左右）、油層厚度薄 （單井1～2m）、且層內(nèi)夾層發(fā)育等特征，這為水平井地質(zhì)導(dǎo)向帶來了新的挑戰(zhàn)，而常規(guī)導(dǎo)向系統(tǒng)過大的盲區(qū)不能及時(shí)跟蹤調(diào)整，因此需要一種能及時(shí)發(fā)現(xiàn)地下儲(chǔ)層變化的導(dǎo)向系統(tǒng)。

大慶油田目前主要使用的導(dǎo)向設(shè)備為2002年引進(jìn)的常規(guī)LWD（見表1），僅能測(cè)量距離鉆頭18～20m范圍內(nèi)的井斜、方位參數(shù)，以及8～12m左右的地層電阻率、自然伽馬等參數(shù)，無法得到鉆頭附近的地層特征和井眼幾何參數(shù)，無法判斷目前井眼的實(shí)際儲(chǔ)層情況，當(dāng)?shù)刭|(zhì)導(dǎo)向人員識(shí)別出目的層的時(shí)候，鉆頭可能已經(jīng)鉆出目的層。在這種情況下，如何確定目的層位置、保證鉆頭在目的層內(nèi)鉆進(jìn)就成為開發(fā)薄油藏的一個(gè)關(guān)鍵問題，也是目前地質(zhì)導(dǎo)向中一個(gè)急需解決的技術(shù)難點(diǎn)。

表1 大慶油田目前使用的LWD設(shè)備統(tǒng)計(jì)表

2 近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)

目前國內(nèi)已經(jīng)開發(fā)出了近鉆頭隨鉆導(dǎo)向系統(tǒng)（CGDS.NB），近鉆頭參數(shù)包含鉆頭電阻率、方位電阻率、方位自然伽馬和近鉆頭井斜角、工具面等參數(shù)。近鉆頭傳感器可測(cè)量到離鉆頭2.85m內(nèi)地層井斜、方位和2.5m左右的地層電阻率、自然伽馬參數(shù)，可以實(shí)時(shí)測(cè)量鉆頭附近地質(zhì)參數(shù)及工程參數(shù)，并能通過鉆頭電阻率，探測(cè)井眼前進(jìn)方向上地層電阻率。該系統(tǒng)不僅可以精確識(shí)別鉆頭附近地層發(fā)育情況，還可以得到鉆頭處井眼軌跡的幾何參數(shù)，同時(shí)可以預(yù)測(cè)井眼前進(jìn)方向地層發(fā)育情況，并且可以定向測(cè)量井眼上、下、左、右方位電阻率和方位自然伽馬等參數(shù)。

3 應(yīng)用實(shí)例

太東86－平144井區(qū)構(gòu)造上位于太東斜坡區(qū)，構(gòu)造相對(duì)平緩，地面位于3.1×3.8km2的老江身泡。該區(qū)域無法采用直井動(dòng)用，而采用水平井開發(fā)則僅在水岸一側(cè)有控制直井參考，一方面，低井控將導(dǎo)致水平井地質(zhì)導(dǎo)向風(fēng)險(xiǎn)大，另一方面，由于靶前距大 （416m），造成摩阻大，限制了水平段長(zhǎng)度。

該井設(shè)計(jì)為雙階梯型水平井 （見圖1），鉆井過程中可根據(jù)實(shí)際情況調(diào)整為常規(guī)加尾部下扎型水平井。設(shè)計(jì)為由PⅠ21砂層 （PⅠ指葡萄花油層Ⅰ油組）頂著陸，在PⅠ21砂層內(nèi)鉆進(jìn)水平投影長(zhǎng)度為55.10m時(shí)到達(dá)入靶點(diǎn)A，由靶點(diǎn)A在PⅠ21砂層內(nèi)鉆進(jìn)水平投影長(zhǎng)度為172.53m到達(dá)靶點(diǎn)A1，由靶點(diǎn)A1在PⅠ21砂層內(nèi)鉆進(jìn)水平投影長(zhǎng)度為132.73m到達(dá)靶點(diǎn)B，然后下鉆至PⅠ7砂層內(nèi)靶點(diǎn)C，其水平投影長(zhǎng)度為250.56m，由靶點(diǎn)C在PⅠ7砂層內(nèi)鉆進(jìn)水平投影長(zhǎng)度為169.06m到達(dá)靶點(diǎn)D，過點(diǎn)D后留足40m口袋完鉆。

圖1 太東86－平144井設(shè)計(jì)軌跡剖面圖

3.1 著陸點(diǎn)確定

密切觀察自然伽馬及電阻率曲線，對(duì)比鄰井，確定著陸點(diǎn)。該井由于著陸點(diǎn)位于PⅠ21層，距離PⅠ油組頂面垂深約2m，且PⅠ油組頂面的測(cè)井曲線上未見明顯標(biāo)志層，因此只要在進(jìn)入PⅠ21層后在測(cè)井曲線上才能看到明顯變化。按照三維地質(zhì)模型及鉆井設(shè)計(jì)，該井以80°（井深1620m，垂深1463m）進(jìn)入PⅠ油組頂部，在86°（井深1652.5m，垂深1466.7m）進(jìn)入PⅠ21層頂面，在1673m（井斜86.9°，垂深1469.7m）測(cè)井曲線顯示伽馬70APl，電阻率7Ω·m，進(jìn)入第一段油層，與周圍直井測(cè)井曲線形態(tài)對(duì)比后，確認(rèn)為目的層PⅠ21層，該井成功著陸 （見圖2），進(jìn)入水平段控制。

3.2 水平段控制

應(yīng)用方位自然伽馬和方位電阻率測(cè)量上下地層電性特征，保證水平段含油砂巖鉆遇率。

井深1750m（垂深1471.6）處隨鉆測(cè)井顯示第1次出層，相比常規(guī)導(dǎo)向系統(tǒng)提前至少8m發(fā)現(xiàn)出層，第1段油層鉆遇含油砂巖長(zhǎng)度77m，垂深1.9m。方位自然伽馬顯示上部伽馬出現(xiàn)低值 （78API）、下部伽馬出現(xiàn)高值 （120API），方位電阻率顯示上部電阻率出現(xiàn)高值 （12Ω·m）、下部電阻率出現(xiàn)低值（5Ω·m），結(jié)合三維地質(zhì)模型分析，認(rèn)為儲(chǔ)層在井眼上部，水平井軌跡由儲(chǔ)層底部鉆出，因此上挑井斜至90.5°，上找油層。在井深1830m處 （垂深1470.6），第2次進(jìn)入油層，損失水平段80m （垂深上挑1.0m）。

圖2 太東86－平144井與周圍直井測(cè)井曲線對(duì)比圖

在井深1860m處 （垂深1470.4m）第2次出層，在儲(chǔ)層中鉆遇30m，垂深上走0.2m，根據(jù)周圍直井分析，認(rèn)為鉆遇小夾層，且方位伽馬顯示上伽馬 （109API）、下伽馬 （115API）變化不大，因此軌跡繼續(xù)上行，鉆穿夾層。至井深1920m處 （垂深1470.28）進(jìn)入第3段油層，計(jì)算夾層厚度0.12m，損失水平段60m。

在第3段鉆進(jìn)60m至1980m處 （垂深1470.55，垂深上挑0.27m）儲(chǔ)層電測(cè)曲線變差，伽馬值100API，電阻率6Ω·m。測(cè)量上伽馬87API、下伽馬112API，顯示儲(chǔ)層上部較好，結(jié)合地質(zhì)模型，認(rèn)為軌跡鉆至儲(chǔ)層下邊界，上挑軌跡找好油層。至2039m處，伽馬值為60API、電阻率14Ω·m，進(jìn)入好油層，此時(shí)井斜角91.03°。保持90.5°左右井斜角，使軌跡鉆往油層中部位置。在軌跡上挑過程中，時(shí)刻關(guān)注上伽馬變化，防止軌跡由上部鉆出層，在井深2116m處，方位伽馬測(cè)得上伽馬98API、下伽馬56API，顯示靠近儲(chǔ)層上邊界，因此決定下扎軌跡，井斜角調(diào)整至88～89°，保持在油層中部。

井深至2280m處，井斜89.01°，垂深1471m，隨鉆測(cè)井顯示伽馬108API，電阻率8Ω·m，集合三維地質(zhì)模型分析，認(rèn)為軌跡鉆至儲(chǔ)層下邊界。從1673m處進(jìn)入油層后，軌跡在PⅠ21鉆進(jìn)607m，含油砂巖463m。考慮鉆井近尺、鉆井成本及本井目的，決定下扎軌跡，探測(cè)剩余PⅠ22到PⅠ7儲(chǔ)層發(fā)育情況。經(jīng)過實(shí)鉆，在2321m到3262m鉆遇PⅠ22、在2442.22m到2485.72m鉆遇PⅠ33、在2522.64m到2533.62m鉆遇PⅠ51、2554.57m到2563.39m鉆遇PⅠ6。由于儲(chǔ)層厚度薄 （平均有效0.8m），因此多次鉆至儲(chǔ)層邊部，而應(yīng)用近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)中的方位伽馬和方位電阻率測(cè)量數(shù)據(jù)，保證了該井較高的含油砂巖鉆遇率。該井在PⅠ21中鉆進(jìn)692m，鉆遇含油砂巖401m。在下扎段過程中成功鉆遇PⅠ3、PⅠ52、PⅠ7三個(gè)小層。

3.3 效果對(duì)比

近2年在4口井應(yīng)用近鉆頭導(dǎo)向系統(tǒng) （見表2），與常規(guī)導(dǎo)向系統(tǒng)相比共有3個(gè)方面的優(yōu)勢(shì)：①在相同地質(zhì)條件下，采用近鉆頭導(dǎo)向系統(tǒng)水平井砂巖鉆遇率較高。芳9區(qū)塊部署5口水平井，2口井采用近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)的平均砂巖鉆遇率為47.0%，3口采用常規(guī)導(dǎo)向系統(tǒng)的平均砂巖遇率為41.2%，提高5.8%。②在水平段長(zhǎng)度較長(zhǎng)的情況下，采用近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)的水平井，平均水平段鉆井周期提前6.7d，純鉆井時(shí)間縮短2.1d。③近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)性能穩(wěn)定。在應(yīng)用近鉆頭導(dǎo)向系統(tǒng)的4口水平井中，僅有2口井由于儀器原因各多起下鉆一次，而采用常規(guī)導(dǎo)向系統(tǒng)的水平井，由于儀器原因一般需起下鉆1～2次，芳46－平18井甚至起下鉆3次才完成水平段鉆井。

表2 應(yīng)用近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向水平井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）近鉆頭處的井斜、方位控制可以減小鉆頭處的井斜誤差，增強(qiáng)井眼控制的精確性，為更大位移的水平井鉆井提供了保證。

（2）近鉆頭處的電阻率、伽馬測(cè)點(diǎn)能實(shí)時(shí)測(cè)量鉆頭附近地層發(fā)育情況，能避免因測(cè)點(diǎn)滯后較大引起的鉆出儲(chǔ)層。

（3）方位電阻率及方位伽馬測(cè)量能定向探測(cè)井眼周圍儲(chǔ)層發(fā)育，從而確保井眼朝向儲(chǔ)層發(fā)育較好的部位鉆進(jìn)。

（4）近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)相比常規(guī)導(dǎo)向系統(tǒng)，能提高砂巖鉆遇率、縮短鉆井周期，且其性能穩(wěn)定。

（5）近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)的方位伽馬和方位電阻不能實(shí)時(shí)測(cè)量，在實(shí)際應(yīng)用中建議每鉆進(jìn)30～50m，測(cè)量一次方位伽馬和方位電阻率。