水平井录井动态地质跟踪技术在哈得逊薄砂层油藏中的应用

卿元华

（1．成都理工大学能源学院，四川成都610059；2．中国石油塔里木油田分公司）

1 引言

我国从2000年后开始大规模推广水平井钻井技术，水平井能有效提高单井产量、提高采收率；特别是对于薄层油气藏及井间剩余油等，应用水平井开发具有明显的优势［1－2］。水平井随钻地质跟踪涉及的技术方法主要包括水平井录井技术、水平井地质导向技术和水平井轨迹控制方法等三个方面。水平井录井技术研究主要从水平井钻井给常规录井方法造成困难的角度，对传统录井方法进行相应改进。我国90年代开始进行水平井地质导向技术的相关研究，成功应用始于1996年，2000年后，随钻测井仪在塔里木油田HD1－1、TZ40－1H等井成功应用标志着国内随钻地质导向技术应用已经成熟［3－6］。国内的地质导向系统依靠进口，使用成本高，因此主要通过录井、钻后测井等辅助手段实现地质导向［4］。水平井轨迹控制方法的研究主要从钻井工程角度去实现轨迹控制，如优化井眼设计降低钻井风险，改变钻具结构降低摩阻和采用旋转导向钻井工艺提高钻井速度等。

哈得逊油田薄砂层油藏水平井随钻地质跟踪目前的难点主要有：①构造预测不够准确，实钻中需要频繁调整井眼轨迹；②油层薄（薄砂层平均厚度在1 m左右），若掌握不好入靶角度及调整时机，就无法达到较高油层钻遇率；③地层横向变化较大、岩屑代表性差，地质卡层难度加大；④水淹规律不清楚，无法保证设计井轨迹避开水淹层。

鉴于目前国内水平钻井地质跟踪的现状，结合哈得逊油田开发井以常规水平井和双台阶水平井为主的实际，对水平井钻完井实行全过程的动态地质跟踪可以提高水平井钻探效率。

随钻地质动态跟踪技术旨在综合运用水平井录井技术、地质导向技术和水平井轨迹控制技术等，对水平井从导眼井至水平井钻完井（投产）全过程进行系统而精细的动态跟踪管理，实现准确卡层（包括标志层、目的层或着陆点），最优化井眼轨迹，最大化油层钻遇率，降低井下风险，从而达到提速增效的目标。

2 哈得逊油田薄砂层展布特征

哈得逊薄砂层油藏主要指哈得1、哈得10井区，井型采用双台阶水平井，哈得1井区开发层系为2号、3号小层，哈得10井区开发层系为3号、4号小层。2号砂层厚度为0．6～2．0m，平均1．11 m，3号砂层厚度一般为1．5～1．7 m，4号砂层厚度较小，平均为0．67 m，各砂层间均具有一套厚度稳定的泥岩，可作为划分开发层系的依据。薄砂层圈闭为低幅度（闭合幅度10～28m）小背斜，埋深超过5 000 m。

3 水平井动态地质跟踪技术

碎屑岩水平井地质跟踪主要分为4个阶段，即：导眼段、斜井段、水平段、完井（投产）阶段。

3．1 导眼段

根据导眼井地质录井资料及目的层段以上100 m内钻遇标志层的分层数据，结合导眼井测井解释成果，落实所钻遇构造及油气层厚度的变化情况。若油气藏构造顶面埋深与设计对比误差小于1‰，且油层厚度与设计吻合率在80%～120%之间，则按原设计进行下步施工；若油气藏构造顶面埋藏深度与设计对比误差大于1‰，或油层厚度与设计吻合率小于80%（或大于120%），应根据导眼井实钻标志层、目的层深度变化情况，重新设计井眼轨迹。

3．2 斜井段

3．2．1 斜井段的井眼轨迹控制

从造斜点开始监测标志层与导眼井实钻垂深的差异，根据差异的大小进行轨迹调整。具体要求如下：标志层距目的层垂直深度大于50 m时，实钻误差小于2．0m，对轨迹仅进行微调；误差大于2．0 m，应重新调整并计算井眼轨迹。

根据标志层距目的层的距离等标志，及时调整井眼轨迹，到达油层顶面时，井斜角应控制在87°左右，油层顶面以下0．5 m（A点）开始摆平井眼轨迹，避免由于盲区造成轨迹脱轨［5］。进入“A”点，气测、荧光等一般会有异常显示，如果垂深已经达到设计的下限还未见油气显示，不能将下部水层钻开，一旦钻开水层只能填井侧钻。

针对靶前位移较大（靶前位移大于400 m）的水平井，由于斜井段增长，井下的摩阻大大增加，准确预测并卡好油层顶至关重要，若油层滞后，井斜已接近水平，会进一步增大斜井段长度，给后续水平段钻进增加难度。

3．2．2 薄砂层卡层要点

（1）哈得地区标准灰岩段厚度变化较大（22～31 m），但标准灰岩底距2号砂层顶的垂厚比较稳定，一般不超过28 m，卡准标准灰岩是薄砂层卡层的前提。2、3、4号砂层间的泥岩隔层厚度分布很稳定。2、3号砂层间的泥岩隔层厚度在2．0～6．0m之间，平均3．4 m，在含油区基本稳定在3．0～4．0m；3、4号砂层间的泥岩隔层厚度在0．5～2．1 m之间，平均1．4 m，在含油区基本稳定在1．2～1．6 m。根据导眼井标准灰岩底距2号砂层顶垂厚与斜井段二者相应垂厚基本一致作为卡取薄砂层的重要依据，薄砂层间稳定的泥岩隔层厚度作为卡取薄砂层的辅助依据。

（2）录井过程中，若发现水平井2号砂层距标准灰岩底的垂厚与导眼井误差较大时，可增加一趟A点前的对比电测。

（3）1号砂层区域上不含油；各井区开发层系整体含油，横向上岩性、气测均有不同程度的变化，由于目前地层压力低，实钻钻井液密度高，钻井液处理剂对气测的影响，导致气测异常不明显，必须加强邻井对比，不能将有无气测值作为判断2号砂层的标准。

（4）卡取薄砂层前必须调整好钻井液，保证岩屑代表性是卡准薄砂层的基础。

（5）薄砂层卡层取心。根据取心要求不同，一般要求“穿鞋戴帽”将2号、3号或2号、3号、4号做一筒心取出，关键在于卡准标准灰岩底，1号砂层不含油且某些井缺失，无气测值，一旦岩性识别不清，容易漏录1号砂层，若漏录1号砂层，只能根据标准灰岩底与2号砂层顶距离卡取心层位。由于标准灰岩段厚度变化较大（22～31 m），若标准灰岩底卡层不准，容易造成取心不完整，因此，应加强邻井地层对比，找出地层变化规律，卡准标准灰岩底，明确标准灰岩底与2号砂层顶距离。

3．2．3 卡层影响因素及对策

（1）岩屑录井。大斜度（井斜大于45°）井段钻具贴靠下井壁，与井壁碰撞几率较直井段大，导致掉块增多、岩屑重复研磨变细；大斜度段岩屑易聚沉于下井壁，又因为复合钻进与定向钻进交叉进行使环空钻井液流速变化，造成新老岩屑混杂，影响岩屑代表性，给地层判断带来困难。对策：调整好钻井液，保证钻井液携带岩屑能力；岩屑代表性差时，应加密观察岩屑变化情况，并结合钻时、气测综合判断岩性［6－7］。

（2）气测录井。“托压”是大斜度井眼钻进中普遍的问题，为减轻“托压”对钻速的影响，需在钻井液中加入沥青类、油质类润滑剂以降低摩阻［8］，会造成全烃、组分基值偏高，影响气测显示识别。对策：钻井液处理剂主要影响全烃及C2以后的组分值，可根据C1值并结合油层组分特征变化综合判别气测显示。造斜段钻速较慢，单位体积钻井液中岩屑破碎，气含量较少，因而压差气对油层的监测显得尤为重要。哈得地区薄砂层目前地层压力系数为0．76～0．97，水平井实钻钻井液密度为1．23～1．24 g／cm3，造成气测值变化不明显。对策：选择合理的钻井液密度，降低井底正压差，有利于油气扩散进入钻井液，从而及时发现油气显示。

（3）地质设计。在无导眼的水平井中，只能依靠邻井资料预测地层，由于设计时对井下构造认识不够，造成实钻地层与设计地层吻合度较低；设计地层深度根据电测深度预测会引起实钻与设计井深误差，会导致油层提前（或延后），造成进入油层时井斜偏小（或井斜过大），致使填井侧钻（或增大靶前位移）。对策：根据实钻及时发现井下构造变化规律；根据邻井测录井深度误差，对实钻与设计深度作出校正。

3．3 水平段

3．3．1 定向要求

由于随钻测量（MWD）工具中点与钻头距离（延迟距离）一般在12～16 m，MWD测量信息要滞后于钻头，可能导致钻头偏离目标层，一次钻井轨迹偏离，至少有2个延迟距离长度的井段偏出目标层。因此，水平井段不能大部分复合钻进，同时结合岩屑、气测资料确定钻头是否在油层内［9］。

3．3．2 轨迹调整

（1）水平井钻井中，钻头在目的层中的位置有三种不同情况：完全在油层中、完全在上部或下部的干层（泥岩）中和部分在干层（泥岩）部分在油层中。如果砂岩含量减少，气测全烃及C1降低，则垂深已在砂泥岩界面处或进入泥岩，应及时通知定向队调整井眼轨迹，岩性可定为泥岩；如砂岩含量仍较高，气测值虽降但远大于基值，可判断钻头可能触底或一部分已出油层，岩性可定为砂岩；也应注意到油层中可能存在泥岩条带及干层等情形［10］。所以实钻过程中应注意观察岩屑、气测变化，随井底水平位移的增加，应根据井眼轨迹方向地层倾角的变化及时调整井斜角，确保在油层内钻进。

（2）哈得逊油田油层较薄（平均厚度0．6～1．5 m），加之构造幅度的变化，发生“触顶触底”现象不可避免。如果未使用随钻地质导向，判断方法：主要通过监测岩屑、气测变化，看是否有代表性顶底岩屑出现、气测值是否降低，若有变化则及时通知定向队调整井眼轨迹，HD1－9H在AB段由于钻进中一直未能有效的调整好轨迹，致使油层钻遇率（65%）较低。如果使用随钻地质导向，可通过观察随钻电阻率、自然伽马的变化，及时作出轨迹调整，确保钻头始终在油层内运行，HD1－24H由于使用随钻地质导向，油层钻遇率高达91%。

（3）应从进入油层开始就跟踪钻头，描绘斜深－垂深平面曲线图，标出每次进出油层的临界点，有助于宏观上把握地层构造变化情况，对指导定向钻进有很大帮助［11－12］。

3．4 填井侧钻

对于失利需填井侧钻的井，侧钻靶点坐标需更改的，应下发补充设计并重新计算井眼轨迹，新井眼与老井眼应达到防碰要求。

3．5 双台阶水平井各阶段重点工作

（1）从A点到B点，此阶段为定向水平井的第一水平段，主要依靠MWD、综合录井获取的岩性、油气显示资料不断调整井眼轨迹。

（2）从B点到C点，此阶段为在钻够设计进尺后穿出第一油层后的降斜段，为了确保在第二油层中水平钻进，在此阶段需在有效井段内调整工具面位置，快速降斜。调整幅度和过渡位移将视两油层之间垂厚大小确定，垂厚越小过渡位移越长，降斜难度越大。

（3）从进入第二油层的C点至D点（完钻井深），此阶段为定向水平井的第二水平段，主要工作同第一水平段，本阶段一般不钻穿油层，而是在钻够设计进尺后在油层中完钻（图1）。

图1 过HD10－X－3H双台阶水平井轨迹示意

3．6 完井（投产）阶段

完钻井在测井解释成果出来后，根据水平段实钻轨迹情况，确定完井方式、试油层位、测试方式，投产初期产量达不到设计日产的1／3，应分别就水平井轨迹运行情况、油层钻遇率、油藏特点等进行分析并提出下步工作建议。

4 结论

（1）导眼井标志层的识别是斜井段薄砂层卡层对比的基础；斜井段钻达油层顶面前，应适时控制井斜角（一般在87°左右），确保准确入靶；水平段钻进中，应根据钻头在目的层中“触顶触底”情况，及时调整钻头位置，确保钻头位于油层内；初期投产成果是建储层综合物性指数的方法可有效识别低阻油气层，该方法结果与试油结论相符。

［1］毛志强．塔里木盆地油气层低阻成因实验研究［J］．测井技术，1999，23（4）：243－248．

［2］孙贵霞．歧50断块低阻油层研究［J］．测井技术，2000，24（4）：291－294．

［3］章成广，秦瑞宝．用毛管压力曲线解释原始含水饱和度［J］．江汉石油学院学报，1999，21（4）：8－11．

［4］杨成，李红波，陈光荣，等．塔河油田石炭系低阻油层测井评价［J］．石油地质与工程，2013，27（3）：60－62．

［5］任 路，王绍春，张孟影．南堡凹陷庙30断块低电阻率油层的识别及潜力分析［J］．石油地质与工程，2013，27（6）：55－57．

［6］李启翠，楼一珊，史文专，等．FMI成像测井在四川盆地页岩气地层中的应用［J］．石油地质与工程，2013，27（6）：580－60．