定测录导一体化技术在涪陵页岩气田的应用

吴宏杰

(中石化江汉石油工程有限公司, 湖北 潜江433124)

0 引言

涪陵页岩气田按构造特征和区域分划可分为焦石坝主体区、江东、平桥、白涛、白马、梓里场等6个区块。其中，焦石坝区块为一期产建主体区，江东、平桥区块为二期产建期主力区块。勘探开发目的层系五峰组-龙马溪组下段。随着二期产建的深入，地质目标埋深明显增大、储层变薄、地层产状变化大等地质条件更加复杂，超长水平井、加密井的钻遇率要求更高，大大增加了钻井与地质导向难度，导致施工周期普遍超期[1-2]。

为满足涪陵二期复杂构造条件下钻井的提速增效，引入旋转导向系统，整合定测录导一体化技术，实施工程地质跨界融合，打破定向、录井、地质、测井等单项工程技术的局限性，深化目的层展布及地质特征研究，解决复杂构造条件下高造斜率轨迹调整频繁、工具匹配性差、设备资源信息共享难、随钻资料利用率低、地质建模精度差等问题，起到提升风险控制能力、提高复杂地质条件下储层钻遇率、提升钻井时效之目的，为钻井和后期储层改造提供技术支撑，降低综合勘探开发成本。

1 定测录导一体化技术

定测录导一体化技术是以地质研究为基础，结合定向、录井、地质、测井等工程的专业技术优势，依托井场综合信息平台、三维地质导向系统，利用随钻测量、测井参数和综合录井之岩性、钻时、气测、元素等资料，实时识别地质目标，形成通过定向钻井工艺引导钻头向地质目标钻进的多学科、综合性工艺技术，以确保地质目的的实现，促进钻井的提速提效。

1.1 工具选型

目前，旋转导向是三开井段最有效的提速手段[3-4]，为解决常规M/LWD+螺杆导向钻具组合存在的测量盲区大，不能适时反馈井底数据，井眼轨迹不平滑、不能及时修正井眼轨迹，导致的储层钻遇率低、钻井周期长等问题，引入旋转导向系统。由于旋转导向在工区应用较少，为充分挖掘工具优势，在仪器选型、定向选井等配套工艺技术方面开展研究。

1.1.1 仪器选型

现有的斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯旋转导向仪器参数对比见表1。仅从仪器参数来看，斯伦贝谢的旋转导向仪器适用于断层较多、造斜率高的江东区块；哈里伯顿的旋转导向仪器适用于相对稳定、造斜率较高的平桥区块，也适用于超长水平井需要长距离稳斜的焦石区块。但哈里伯顿的旋转导向仪器除了造斜率偏低外，在钻头、近钻头测量盲区、曲线质量、钻井液性能适应性等方面均有优势，因此，综合优选哈里伯顿旋转导向仪器。

钻头选型：结合工区已钻井的钻头应用情况，考虑到焦石区块五峰组顶部观音桥段介壳灰岩的可钻性差，整段硅质含量高，部分含有黄铁矿，钻头易磨损和崩齿。相比龙马溪组，五峰组地层研磨性提高，可钻性变差。因此，龙马溪组选用抗冲击性强的SPE55 PDC钻头(单排齿)，五峰组在钻头选型方面应挑选兼顾耐磨性和抗震动钻头，优选SFE55D PDC钻头(双排齿)。

表1 旋转导向仪器主要参数对比

1.1.2 定向仪器选择原则

根据调研和实钻经验，结合工区地质情况，制定了旋转导向、近钻头和常规LWD选择原则。三开井段定向仪器选择建议见表2。

表2 三开井段定向仪器选择

对于焦石区块水平段长度>2000 m的井，平桥区块构造复杂、断层发育的水平井，江东区块埋深较深、轨迹调整频繁、处于构造边缘的井，常规定向工具预计三开钻井周期超过23 d的水平井，可优先选择旋转导向工具施工；对于钻井工况较复杂，甲方要求近钻头进行导向的井，可选用近钻头导向工具施工；对于钻井工况极其复杂，如容易垮塌、遇卡等，严禁使用近钻头类导向工具；气侵严重，容易发生溢流、井涌等复杂井，经过论证后再决定是否使用近钻头类导向工具。

1.1.3 旋转导向介入施工井段参考

焦石、江东区块三开井段的龙马溪组中段浊积砂岩发育，厚度20～60 m不等，岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，矿物成分主要为石英，粉粒级别，胶结致密，物性较差，具有强研磨特性，可钻性差；平桥区块龙马溪组中段浊积砂岩不明显，岩性以灰黑色炭质页岩、页岩为主，顶部见灰黑色泥质粉砂岩，厚度2 m左右。从钻井经济性和时效性综合考虑，提出3个区块旋转导向施工井段推荐参考意见，焦石、江东区块建议水平段使用，具体介入井段在进入A靶100 m之前，平桥区块造斜段+水平段使用，具体介入井段为钻穿高研磨段的小河坝组地层后方可使用旋转导向。

1.2 定测录导一体化技术

1.2.1 最佳穿行层段优选

定测录导一体化技术核心在于地质导向。一体化施工前应认真研究邻井地质资料，根据地层变化规律编制相应的技术措施和施工计划。区域实钻资料显示，目的层五峰组厚度一般5～6 m，整段岩性主要为灰黑色硅质、炭质页岩，小刀难刻划，岩心污手，页理发育，笔石化石发育，局部富集，发育星散状、条带状的黄铁矿，发育毫米至厘米级的凝灰岩；顶部见20～24 cm深灰色介壳灰岩，底部见1 m深灰-灰黑色含硅炭质页岩夹薄层凝灰岩，见硅质结核，岩石坚硬致密。伽马值较高，一般在100～290 API，地质导向参考标志点为4凹4尖。

针对五峰组页岩储层岩性复杂，储层薄导向易出层、硅质含量高、可钻性差等困难，从岩性、电性、含气性、可钻性等综合评价，将五峰组地层划分为a、b、c、d段(见图1)。

图1A井五峰组地层特性分析

Fig.1Stratigraphic characteristics analysis of Wufeng Formation

结合钻头选型结果，应尽量避开五峰组可钻性差的层段，提高钻井速度，最佳穿行层段可选取①小层中下部c、b段，伽马值的第2凹顶与第3凹底的半幅点之间，一般在160～200API。

平桥区块构造边缘五峰组存在破碎带，构造缝发育，交织呈网状，因此穿行层位应避开五峰组，降低井垮、井漏风险，确保井下安全。

1.2.2 轨迹控制与优化

地质导向在实现地质目的的同时应充分考虑钻井轨迹实现[5]。综合利用地层产状变化规律，尽量减少井斜波动范围，降低钻井摩阻和扭矩，严格控制导向轨迹，保证储层钻遇率。按施工顺序，采取以下措施：

施工前，根据邻井资料、地震资料、设计资料等做好地质建模、地质导向施工方案。

二开井段，提前介入导向，持续关注层位变化，与钻井配合，及时修正井眼轨迹，尽量节约钻井时间，减少钻井进尺浪费。

三开造斜段，实时跟踪层位变化，入靶前控制造斜率<0.2°/m，保证轨迹圆滑，尽量以小夹角入A靶；对于有短半径中靶要求的入靶应合理分配靶前距，分段控制造斜率[6]，以合适的井斜和位移入靶(见图2)。控制好入靶方式：上倾地层入上靶框，控制下切夹角2°～3°；下倾地层入下靶框，控制下切夹角1°～2°。

图2 单斜地层垂深、靶前距与造斜率匹配关系图

三开水平段，轨迹控制遵循尽量用合适的井斜角匹配地层倾角，轨迹调整应做到“勤微调、少大调、勤预测”，以降低钻井扭矩和摩阻。利用旋转导向工具优势(微增、微降、稳斜)，减少停等和轨迹调整频次，对于多靶点长水平段井，研究控制点的变化规律，预留地质风险控制和轨迹调整空间，由被动调整变主动调整。

1.2.3 配套信息平台与地质导向软件升级

在江汉录井现有信息发布平台基础上，增加了实时伽马曲线传输模块，以满足现场随钻测量数据的及时传输；自主研发的SGA-850型页岩气地质导向分析系统，以地质建模、多井对比、轨迹实时跟踪与调整、轨迹控制与优化、倾角计算等导向模块为核心，集成涪陵及周缘工区的数据管理、地质模型(二、三维)展示、地质导向、成果管理、单井产能预测和产气性评价等功能模块于一体，持续升级和完善三维地质导向软件，根据已完实钻结果及时校正三维地质模型，提高地质建模精度，进一步增强软件的操作性和实用性。该系统在涪陵、丁山、宜昌等页岩气探区已应用46口井，水平段优质页岩储层的钻遇率98.5%，其中，33口井优质页岩储层的钻遇率100%，占比70%以上。

2 现场应用

定测录导一体化技术在涪陵页岩气田推广应用的8口井中，水平段优质页岩储层的钻遇率99.6%。其中，7口井优质页岩储层的钻遇率100%，1口井优质页岩储层的钻遇率95.9%，井眼轨迹圆滑，与同等条件LWD施工井对比(见表3)，使用旋转导向系统(见表4)平均机械钻速从7.3 m/h提升至12.37 m/h，是常规钻井指标的1.7倍；行程钻速由70.10 m/d提升至134.59 m/d，是常规的1.9倍，整体提速效果突出。

表3 常规LWD钻井指标

表4 旋转导向一体化技术应用钻井指标

与同平台、同等条件下常规LWD三开平均钻井周期对比：埋深<3000 m井位，平均节约7.5 d；埋深>3500 m井位，平均周期缩短14 d以上，三开整体提速37.3%(见图3)。

3 认识与结论

(1)定测录导一体化技术在施工实践中得到了验证和完善。在管理上实现了工程地质的跨界融合；在技术上实现了地质、钻井、录井、定向、测井等多专业的技术融合。

(2)定测录导一体化技术核心在于地质导向。通过涪陵页岩气田五峰组地层细微特性的研究、分析和实践，明确了五峰组最佳穿行层段，借助信息平台和地质导向软件，通过精细地层对比、严格控制导向轨迹，保证了优质页岩储层的钻遇率高达99.6%。

图3旋导一体化与常规LWD钻井进度对比图

Fig.3Drilling progress of integrated rotary steering vs conventional LWD

(3)应用旋转导向一体化技术的钻井提速效果突出，应用井的井眼轨迹圆滑，定向钻井效率高，行程钻速高，钻井周期短等优势明显，与同等条件常规LWD施工井对比，平均机械钻速从7.3 m/h提升至12.37 m/h,行程钻速由70.1 m/d提升至134.59 m/d，三开平均钻井周期缩短11.0 d，整体提速37.3%。