水平井錄井動態地質跟蹤技術在哈得遜薄砂層油藏中的應用

卿元華

（1．成都理工大學能源學院，四川成都610059；2．中國石油塔里木油田分公司）

1 引言

我國從2000年后開始大規模推廣水平井鉆井技術，水平井能有效提高單井產量、提高采收率；特別是對于薄層油氣藏及井間剩余油等，應用水平井開發具有明顯的優勢［1－2］。水平井隨鉆地質跟蹤涉及的技術方法主要包括水平井錄井技術、水平井地質導向技術和水平井軌跡控制方法等三個方面。水平井錄井技術研究主要從水平井鉆井給常規錄井方法造成困難的角度，對傳統錄井方法進行相應改進。我國90年代開始進行水平井地質導向技術的相關研究，成功應用始于1996年，2000年后，隨鉆測井儀在塔里木油田HD1－1、TZ40－1H等井成功應用標志著國內隨鉆地質導向技術應用已經成熟［3－6］。國內的地質導向系統依靠進口，使用成本高，因此主要通過錄井、鉆后測井等輔助手段實現地質導向［4］。水平井軌跡控制方法的研究主要從鉆井工程角度去實現軌跡控制，如優化井眼設計降低鉆井風險，改變鉆具結構降低摩阻和采用旋轉導向鉆井工藝提高鉆井速度等。

哈得遜油田薄砂層油藏水平井隨鉆地質跟蹤目前的難點主要有：①構造預測不夠準確，實鉆中需要頻繁調整井眼軌跡；②油層薄（薄砂層平均厚度在1 m左右），若掌握不好入靶角度及調整時機，就無法達到較高油層鉆遇率；③地層橫向變化較大、巖屑代表性差，地質卡層難度加大；④水淹規律不清楚，無法保證設計井軌跡避開水淹層。

鑒于目前國內水平鉆井地質跟蹤的現狀，結合哈得遜油田開發井以常規水平井和雙臺階水平井為主的實際，對水平井鉆完井實行全過程的動態地質跟蹤可以提高水平井鉆探效率。

隨鉆地質動態跟蹤技術旨在綜合運用水平井錄井技術、地質導向技術和水平井軌跡控制技術等，對水平井從導眼井至水平井鉆完井（投產）全過程進行系統而精細的動態跟蹤管理，實現準確卡層（包括標志層、目的層或著陸點），最優化井眼軌跡，最大化油層鉆遇率，降低井下風險，從而達到提速增效的目標。

2 哈得遜油田薄砂層展布特征

哈得遜薄砂層油藏主要指哈得1、哈得10井區，井型采用雙臺階水平井，哈得1井區開發層系為2號、3號小層，哈得10井區開發層系為3號、4號小層。2號砂層厚度為0．6～2．0m，平均1．11 m，3號砂層厚度一般為1．5～1．7 m，4號砂層厚度較小，平均為0．67 m，各砂層間均具有一套厚度穩定的泥巖，可作為劃分開發層系的依據。薄砂層圈閉為低幅度（閉合幅度10～28m）小背斜，埋深超過5 000 m。

3 水平井動態地質跟蹤技術

碎屑巖水平井地質跟蹤主要分為4個階段，即：導眼段、斜井段、水平段、完井（投產）階段。

3．1 導眼段

根據導眼井地質錄井資料及目的層段以上100 m內鉆遇標志層的分層數據，結合導眼井測井解釋成果，落實所鉆遇構造及油氣層厚度的變化情況。若油氣藏構造頂面埋深與設計對比誤差小于1‰，且油層厚度與設計吻合率在80%～120%之間，則按原設計進行下步施工；若油氣藏構造頂面埋藏深度與設計對比誤差大于1‰，或油層厚度與設計吻合率小于80%（或大于120%），應根據導眼井實鉆標志層、目的層深度變化情況，重新設計井眼軌跡。

3．2 斜井段

3．2．1 斜井段的井眼軌跡控制

從造斜點開始監測標志層與導眼井實鉆垂深的差異，根據差異的大小進行軌跡調整。具體要求如下：標志層距目的層垂直深度大于50 m時，實鉆誤差小于2．0m，對軌跡僅進行微調；誤差大于2．0 m，應重新調整并計算井眼軌跡。

根據標志層距目的層的距離等標志，及時調整井眼軌跡，到達油層頂面時，井斜角應控制在87°左右，油層頂面以下0．5 m（A點）開始擺平井眼軌跡，避免由于盲區造成軌跡脫軌［5］。進入“A”點，氣測、熒光等一般會有異常顯示，如果垂深已經達到設計的下限還未見油氣顯示，不能將下部水層鉆開，一旦鉆開水層只能填井側鉆。

針對靶前位移較大（靶前位移大于400 m）的水平井，由于斜井段增長，井下的摩阻大大增加，準確預測并卡好油層頂至關重要，若油層滯后，井斜已接近水平，會進一步增大斜井段長度，給后續水平段鉆進增加難度。

3．2．2 薄砂層卡層要點

（1）哈得地區標準灰巖段厚度變化較大（22～31 m），但標準灰巖底距2號砂層頂的垂厚比較穩定，一般不超過28 m，卡準標準灰巖是薄砂層卡層的前提。2、3、4號砂層間的泥巖隔層厚度分布很穩定。2、3號砂層間的泥巖隔層厚度在2．0～6．0m之間，平均3．4 m，在含油區基本穩定在3．0～4．0m；3、4號砂層間的泥巖隔層厚度在0．5～2．1 m之間，平均1．4 m，在含油區基本穩定在1．2～1．6 m。根據導眼井標準灰巖底距2號砂層頂垂厚與斜井段二者相應垂厚基本一致作為卡取薄砂層的重要依據，薄砂層間穩定的泥巖隔層厚度作為卡取薄砂層的輔助依據。

（2）錄井過程中，若發現水平井2號砂層距標準灰巖底的垂厚與導眼井誤差較大時，可增加一趟A點前的對比電測。

（3）1號砂層區域上不含油；各井區開發層系整體含油，橫向上巖性、氣測均有不同程度的變化，由于目前地層壓力低，實鉆鉆井液密度高，鉆井液處理劑對氣測的影響，導致氣測異常不明顯，必須加強鄰井對比，不能將有無氣測值作為判斷2號砂層的標準。

（4）卡取薄砂層前必須調整好鉆井液，保證巖屑代表性是卡準薄砂層的基礎。

（5）薄砂層卡層取心。根據取心要求不同，一般要求“穿鞋戴帽”將2號、3號或2號、3號、4號做一筒心取出，關鍵在于卡準標準灰巖底，1號砂層不含油且某些井缺失，無氣測值，一旦巖性識別不清，容易漏錄1號砂層，若漏錄1號砂層，只能根據標準灰巖底與2號砂層頂距離卡取心層位。由于標準灰巖段厚度變化較大（22～31 m），若標準灰巖底卡層不準，容易造成取心不完整，因此，應加強鄰井地層對比，找出地層變化規律，卡準標準灰巖底，明確標準灰巖底與2號砂層頂距離。

3．2．3 卡層影響因素及對策

（1）巖屑錄井。大斜度（井斜大于45°）井段鉆具貼靠下井壁，與井壁碰撞幾率較直井段大，導致掉塊增多、巖屑重復研磨變細；大斜度段巖屑易聚沉于下井壁，又因為復合鉆進與定向鉆進交叉進行使環空鉆井液流速變化，造成新老巖屑混雜，影響巖屑代表性，給地層判斷帶來困難。對策：調整好鉆井液，保證鉆井液攜帶巖屑能力；巖屑代表性差時，應加密觀察巖屑變化情況，并結合鉆時、氣測綜合判斷巖性［6－7］。

（2）氣測錄井。“托壓”是大斜度井眼鉆進中普遍的問題，為減輕“托壓”對鉆速的影響，需在鉆井液中加入瀝青類、油質類潤滑劑以降低摩阻［8］，會造成全烴、組分基值偏高，影響氣測顯示識別。對策：鉆井液處理劑主要影響全烴及C2以后的組分值，可根據C1值并結合油層組分特征變化綜合判別氣測顯示。造斜段鉆速較慢，單位體積鉆井液中巖屑破碎，氣含量較少，因而壓差氣對油層的監測顯得尤為重要。哈得地區薄砂層目前地層壓力系數為0．76～0．97，水平井實鉆鉆井液密度為1．23～1．24 g／cm3，造成氣測值變化不明顯。對策：選擇合理的鉆井液密度，降低井底正壓差，有利于油氣擴散進入鉆井液，從而及時發現油氣顯示。

（3）地質設計。在無導眼的水平井中，只能依靠鄰井資料預測地層，由于設計時對井下構造認識不夠，造成實鉆地層與設計地層吻合度較低；設計地層深度根據電測深度預測會引起實鉆與設計井深誤差，會導致油層提前（或延后），造成進入油層時井斜偏小（或井斜過大），致使填井側鉆（或增大靶前位移）。對策：根據實鉆及時發現井下構造變化規律；根據鄰井測錄井深度誤差，對實鉆與設計深度作出校正。

3．3 水平段

3．3．1 定向要求

由于隨鉆測量（MWD）工具中點與鉆頭距離（延遲距離）一般在12～16 m，MWD測量信息要滯后于鉆頭，可能導致鉆頭偏離目標層，一次鉆井軌跡偏離，至少有2個延遲距離長度的井段偏出目標層。因此，水平井段不能大部分復合鉆進，同時結合巖屑、氣測資料確定鉆頭是否在油層內［9］。

3．3．2 軌跡調整

（1）水平井鉆井中，鉆頭在目的層中的位置有三種不同情況：完全在油層中、完全在上部或下部的干層（泥巖）中和部分在干層（泥巖）部分在油層中。如果砂巖含量減少，氣測全烴及C1降低，則垂深已在砂泥巖界面處或進入泥巖，應及時通知定向隊調整井眼軌跡，巖性可定為泥巖；如砂巖含量仍較高，氣測值雖降但遠大于基值，可判斷鉆頭可能觸底或一部分已出油層，巖性可定為砂巖；也應注意到油層中可能存在泥巖條帶及干層等情形［10］。所以實鉆過程中應注意觀察巖屑、氣測變化，隨井底水平位移的增加，應根據井眼軌跡方向地層傾角的變化及時調整井斜角，確保在油層內鉆進。

（2）哈得遜油田油層較薄（平均厚度0．6～1．5 m），加之構造幅度的變化，發生“觸頂觸底”現象不可避免。如果未使用隨鉆地質導向，判斷方法：主要通過監測巖屑、氣測變化，看是否有代表性頂底巖屑出現、氣測值是否降低，若有變化則及時通知定向隊調整井眼軌跡，HD1－9H在AB段由于鉆進中一直未能有效的調整好軌跡，致使油層鉆遇率（65%）較低。如果使用隨鉆地質導向，可通過觀察隨鉆電阻率、自然伽馬的變化，及時作出軌跡調整，確保鉆頭始終在油層內運行，HD1－24H由于使用隨鉆地質導向，油層鉆遇率高達91%。

（3）應從進入油層開始就跟蹤鉆頭，描繪斜深－垂深平面曲線圖，標出每次進出油層的臨界點，有助于宏觀上把握地層構造變化情況，對指導定向鉆進有很大幫助［11－12］。

3．4 填井側鉆

對于失利需填井側鉆的井，側鉆靶點坐標需更改的，應下發補充設計并重新計算井眼軌跡，新井眼與老井眼應達到防碰要求。

3．5 雙臺階水平井各階段重點工作

（1）從A點到B點，此階段為定向水平井的第一水平段，主要依靠MWD、綜合錄井獲取的巖性、油氣顯示資料不斷調整井眼軌跡。

（2）從B點到C點，此階段為在鉆夠設計進尺后穿出第一油層后的降斜段，為了確保在第二油層中水平鉆進，在此階段需在有效井段內調整工具面位置，快速降斜。調整幅度和過渡位移將視兩油層之間垂厚大小確定，垂厚越小過渡位移越長，降斜難度越大。

（3）從進入第二油層的C點至D點（完鉆井深），此階段為定向水平井的第二水平段，主要工作同第一水平段，本階段一般不鉆穿油層，而是在鉆夠設計進尺后在油層中完鉆（圖1）。

圖1 過HD10－X－3H雙臺階水平井軌跡示意

3．6 完井（投產）階段

完鉆井在測井解釋成果出來后，根據水平段實鉆軌跡情況，確定完井方式、試油層位、測試方式，投產初期產量達不到設計日產的1／3，應分別就水平井軌跡運行情況、油層鉆遇率、油藏特點等進行分析并提出下步工作建議。

4 結論

（1）導眼井標志層的識別是斜井段薄砂層卡層對比的基礎；斜井段鉆達油層頂面前，應適時控制井斜角（一般在87°左右），確保準確入靶；水平段鉆進中，應根據鉆頭在目的層中“觸頂觸底”情況，及時調整鉆頭位置，確保鉆頭位于油層內；初期投產成果是建儲層綜合物性指數的方法可有效識別低阻油氣層，該方法結果與試油結論相符。

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［3］章成廣，秦瑞寶．用毛管壓力曲線解釋原始含水飽和度［J］．江漢石油學院學報，1999，21（4）：8－11．

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