探边工具在稠油底水油藏开发中的应用

范 凯，王海涛，徐立帆，殷小琛，杨小婕

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452）

0 引 言

随着稠油底水油藏开发生产时间延长，受原油黏度大、油水系统复杂、砂岩疏松等影响，低产低效井越来越多，影响油田开发效果及生命周期。水平井实施过程中旋转导向与探边工具 AziTrak 组合的应用发挥了工具零长短、调整轨迹能力强、稳斜模式下控制轨迹精准、深方位电阻率边界探测清晰可靠的优势［1-3］，对稠油底水油藏的储层分布有了准确判断，可实现地质预警，提高对储层沉积类型、横向变化、纵向展布的认识，指导实时钻井轨迹优化，确保轨迹贴近储层顶部钻进，规避钻穿储层顶底界面和尽可能远离油水界面。

1 油藏地质概况

南堡A油田位于渤中凹陷北部石臼坨凸起的西南端，油田主力含油层系发育于新近系明化镇组下段和馆陶组顶部（图1）。在开发过程中，受原油黏度大、构造幅度低、油水系统复杂、出砂严重等因素影响，油田开发呈现中低含水期短、含水上升快、产量递减快的特点［4-5］。针对一系列现实问题，一方面利用低产井及关停井实施同层位侧钻，采用大曲率中短半径技术，实现降本增效及油井高产稳产［6］；另一方面利用剩余井槽调整井钻遇砂体边部，提高储量动用程度，完善注采井网，挖潜剩余油。为该区块实现稠油油藏长期高效稳定开发奠定了坚实的基础。

图1 过井油藏剖面图Fig.1 Cross-well reservoir profile

2 施工难点及探边工具特点

2.1 水平井施工难点

2.1.1 地质油藏要求高

A29H1 2口邻井水平井生产效果不佳，A7M井投产后高含水，A29井投产由于出砂关井。A29H1设计着陆要求高， 8.5 in（215.9mm）半井眼中完井深1 787 m，井底井斜90°，垂深1 024.1 m，油水界面垂深1 032.42 m，考虑到避水要求，井筒轨迹需控制在储层顶0.5～1 m内。

2.1.2 实钻水平段施工难度加大

水平井着陆时仅钻遇储层顶部厚度约2.0 m物性较好的油层，下部储层物性有变差的趋势，为了避免接近油水界面导致侧钻，套管下至1 776 m，着陆在储层顶部2.0 m的油层内，储层中下部物性差，并且需要避水，井位位于构造边部，河道变化难以预测。为保证开发效果，主观上不允许此井有任何闪失。

2.1.3 工程风险大

本井难点在于钻出套管后需要立即以大于4.5°狗腿实施增斜，综合考虑到水泥环风险，弃用马达，优选旋转导向工具，以期达到平滑控制井眼轨迹的目的。水平段施工难点在于贴近储层顶部物性较好油藏，钻进和调整轨迹远离底水界面。

2.2 探边工具特点

渤海油田常用的探边工具（表1）有斯伦贝谢的Periscope［7-8］、贝克休斯的AziTrak［9］、哈里伯顿的ADR［10］和中海油服DWPR［11］。

探边工具 AziTrak 集成井斜/方位、电阻率＋方位电阻率、方位伽玛、井筒压力 ECD、井下振动与粘滑等模块，采用发射器发射电磁波，电磁波轴向屏蔽，径向进入地层。十字交叉接收线圈在均匀介质中信号为零，但在相对导电性地层界面，镜像激发产生次生磁场。通过测量不同源距接收线圈间的感应电动势的幅度比或相位差，依靠反演运算可转换为对地层信息定性、定量解释所需的可测量电阻率和导电界面两类地层信息，以帮助判断地层界面的远近和方位。其实际探测深度取决于钻遇地层电阻率及其与围岩电阻率的比值，所钻遇地层电阻率越高，与围岩对比值越大，探测深度也就越大（图2）。

图2 AziTrak探边边界距离Fig.2 Boundary distance of Azitrak

3 应用效果分析

A29H1井选用旋转导向与AziTrak探边工具组合的方式进行水平井钻井实施（图3），主要依据A29井建立地质导向模型，目标砂体上下部泥岩电阻率约2.0 Ω·m，伽玛值大于80.0 API；目的层电阻率20.0～25.0 Ω·m，伽玛范围60.0 API左右。水平段钻进中将根据探边工具及其他随钻曲线预判地层趋势，提前调整轨迹；在保障油柱高度及物性好储层钻遇率的同时，避免大狗腿度和过于频繁的轨迹调整，以保证后期完井作业顺利进行。

图3 钻井组合示意图Fig.3 Schematic diagram of drilling assembly

风险井段应对策略1—2段：钻到底钻出尾管斜后（测深1 672.0 m，垂深1 018.0m）实测近钻头井斜约85°，钻至斜深1 676 m开始先全力增斜。于1 685 m垂深1 018.99 m增到87°后稳斜找层，AziTrak探边工具探测显示距离储层顶0.15 m，为陆地随钻决策提供了可靠依据。继续钻进2 m，于测深1 687 m（垂深1 019.12 m）进入储层后增斜到89°钻进。待AziTrak 探边工具进入储层后，探边显示轨迹位于砂体中部，距离上下围岩边界各约1 m。据此AziTrak探边结论，下部低阻层非薄夹层，而是有一定厚度的泥岩，并且明确好储层厚度2.0 m与着陆的一致性。

风险井段应对策略2—4段：在储层厚度2.0 m的条件下，利用 AziTrak 探边工具探测的可靠性和零长短特性，根据储层边界实时调整钻井轨迹，确保钻头在储层中部钻进。测深1 775 m，垂深1 021.3 m，近钻头井斜89.1°，显示距储层顶部边界2 m，据底部边界仍约1 m，砂体有变厚趋势。测深1 790 m，垂深1 021.4 m，近钻头井斜89.5°，AziTrak 探边显示距离上部边界约1.5 m，下部边界“消失”。在此段水平段钻井过程中，砂岩储层垂厚2～3 m，钻遇率100%，完美发挥 AziTrak 探边工具零长段、储层沉积相刻画清晰特性。在与储层设计厚度存在较大差异的情况下，根据 AziTrak 探边资料结合实钻储层电性、物性、油气性质，确定储层横向连通连续性和纵向变化，好储层一定存在，增强了后续水平段实施的决心和信心。

风险井段应对策略4—6段：测深1 861 m，垂深1 022.0 m，近钻头井斜89.5°，AziTrak 探边显示轨迹距离上部界面接近0.6 m，轨迹下方4.5 m一直未见下边界，砂体物性非常理想，远超预期，完成地质油藏目的。考虑节省油柱高度避水，增斜到90°钻进，若钻遇泥岩立即完钻。测深1 890.0 m，垂深1 022.0 m，井斜90°，轨迹距上界面0.29 m，下方4.5 m未见下边界，岩性仍为理想砂岩，按油藏设计井深完钻。此段根据AziTrak 探边清晰刻画储层顶面使得避水高度达到极大值。

本井用Azitrak＋Autotrak自测深1 687 m着陆后开始进行水平段导向钻进，钻进到测深1 890 m按设计完钻。在高风险的储层条件下，实现水平段0次地质循环，实钻水平段长度203 m，钻遇好储层203 m，储层钻遇率100%；水平段最低油柱高度10.5 m，较设计提高2.5 m。油井投产后实现高产稳产，综合含水率为零（图4）。

图4 A29H1井地质导向模型图Fig.4 Geological guidance model of Well A29H1

4 结 论

①探边工具及附属软件的实时数据反演能够很好地识别探测范围内储层电阻率的变化，在A29H1井的使用中解决了快速解释、轨迹调整的实时预判等技术问题，为下步井段作业实施预留了空间、提供了方向。

②探边工具在储层砂体和沉积相变有风险的井实施过程中有很好的指导作用，能够清晰展示储层边界、沉积相变程度和过程，并可与地震剖面相结合对比分析，落实了储层横纵向微构造。

③旋转导向与探边工具组合具有较强的薄层导向能力，工具零长短、调整轨迹能力强、稳斜模式下控制轨迹精准、探边清晰可靠的优势是稠油底水油藏水平井成功实施和油井高产稳产的关键因素之一。

④探边工具特性与其他随钻曲线结合，使得地层走势数据化、可视化。在定向钻井工程中提高了优质储层钻遇率，节约了地质循环等时间成本，减少了轨迹频繁调整，保证了井眼光滑，实现了地质钻井一体化工程的降本增效。