張忠志丁 紅劉院濤

（1.東北石油大學(xué)，黑龍江大慶 163318；2.西部鉆探工程有限公司，新疆烏魯木齊 830011；

3.西部鉆探定向井技術(shù)服務(wù)公司，新疆烏魯木齊 830026；4.中國石油大學(xué)地球物理與信息工程學(xué)院，北京 102249）

夏92-H井復(fù)雜地層地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)

張忠志1，2丁 紅3劉院濤4

（1.東北石油大學(xué)，黑龍江大慶 163318；2.西部鉆探工程有限公司，新疆烏魯木齊 830011；

3.西部鉆探定向井技術(shù)服務(wù)公司，新疆烏魯木齊 830026；4.中國石油大學(xué)地球物理與信息工程學(xué)院，北京 102249）

夏92-H井是環(huán)瑪湖凹陷斜坡帶上的一口預(yù)探水平井，該井所在區(qū)域構(gòu)造復(fù)雜，橫向油藏埋深變化大，各井差異性大，采用常規(guī)技術(shù)無法及時準(zhǔn)確找到儲層和確保井眼軌跡在儲層中穿行，不利于提高探井水平井的油層鉆遇率和油藏產(chǎn)能評價。通過建立鉆前地質(zhì)模型、實時解釋隨鉆測井資料、及時進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向、井眼軌跡描述與優(yōu)化等，有效地確定了目的層頂界及著陸點深度，水平段油層鉆遇率達(dá)到100%，取得了較好的地質(zhì)導(dǎo)向和軌跡控制效果。

環(huán)瑪湖；水平井；復(fù)雜地層；地質(zhì)導(dǎo)向；軌跡控制

隨著對油氣藏資源勘探開發(fā)綜合效益的日益重視和鉆井工藝技術(shù)的不斷提高，利用水平井開發(fā)油氣藏的規(guī)模不斷擴大，尤其地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)在薄層邊底水油藏、三低油氣藏及斷塊、遮擋等復(fù)雜油氣藏、剩余油氣藏的開發(fā)利用上得到長足發(fā)展。環(huán)瑪湖區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造極為復(fù)雜，斷層發(fā)育、互層多，在該區(qū)域采用水平井有利于提高勘探效果。利用夏92-H井鄰井地質(zhì)、測井資料，結(jié)合地質(zhì)、工程設(shè)計，做好實鉆前地質(zhì)建模研究，預(yù)測鉆進(jìn)方向油層分布規(guī)律，同時在鉆井施工期間，利用實時地質(zhì)錄井資料和LWD測井?dāng)?shù)據(jù)，及時進(jìn)行地層對比，對地層做出準(zhǔn)確的判斷，隨時調(diào)整井眼軌跡，精確地控制井眼軌跡穿行于儲層中，最大限度地打開產(chǎn)層，實現(xiàn)了地質(zhì)導(dǎo)向目的。

1 地質(zhì)特征

環(huán)瑪湖北斜坡區(qū)地層復(fù)雜，斷層發(fā)育，互層多，自下而上有二疊系、三疊系、侏羅系及白堊系等地層，其中二疊系與三疊系、三疊系與侏羅系為區(qū)域性不整合［1］。三疊系油氣主要沿著不整合面向上傾方向運移，在坡折帶處聚集成藏。夏92-H井是該區(qū)域上的第一口長水平段預(yù)探水平井，根據(jù)鄰井物性分析，三疊系百口泉組三段平均孔隙度約為10%，平均滲透率約為0.9 mD左右，為中孔低滲儲層；兩段儲層平均孔隙度約為8.5%，平均滲透率約為0.6 mD，為低孔低滲儲層。

2 技術(shù)難點

夏92井的鉆探風(fēng)險主要來自3個方面：一是區(qū)塊側(cè)向遮擋條件，油藏位于瑪13—夏72井的坡折帶上，北面由坡折帶阻擋，東面為以夏73井等井一線致密砂礫巖遮擋，西面和南面由泥巖過渡帶封隔，油氣水的分布不明確，油層頂面深度難以精確確定；二是儲層的非均質(zhì)性，百口泉組儲層孔隙組合主要為粒內(nèi)溶孔—粒間溶孔—粒間殘留孔，孔隙非均質(zhì)性較強，百口泉組砂礫巖儲層物性主要受沉積相帶控制，平面上非均質(zhì)性明顯；三是最近鄰井井距1.8 km，地層傾角在一定范圍內(nèi)具有不確定性。該井在鉆進(jìn)過程中，需要有效避開油藏的底水層，以盡可能降低鉆井風(fēng)險，還要求確保井眼軌跡在油層的最佳位置內(nèi)穿行，以提高油層的穿透率，從而提高勘探效益，采用常規(guī)水平井鉆井技術(shù)難以滿足該井勘探鉆井的需要。

3 地質(zhì)模型建立與分析

在開始導(dǎo)向前，首先收集目標(biāo)井周圍資料，建立地質(zhì)導(dǎo)向?qū)嶃@前地質(zhì)模型。根據(jù)夏92井鄰井測井、地質(zhì)等資料建立鉆前地質(zhì)模型。通過研究發(fā)現(xiàn)，該井與鄰井地層對比，主要目的層距離三疊系T1b2層頂16 m，巖性為灰色熒光砂礫巖。從沉積厚度看，三疊系T1b2層頂部泥巖沿水平段鉆進(jìn)方向逐漸變厚，三疊系T1b3層沿水平段鉆進(jìn)方向沉積厚度有變薄趨勢。根據(jù)目的層測井響應(yīng)特征分析，目的層厚度4 m，目的層上部自然伽馬測井值較高，自然伽馬由高變低后為主要目的層，常規(guī)自然伽馬測井測井值為105 API，目的層中下部自然伽馬測井值為90 API；目的層上部電阻率高于下部電阻率，中上部電阻率63 Ω·m，下部電阻率20～30 Ω·m，在鉆頭位置處于油層下部隨鉆測井電阻率會下降（見圖1）。與周圍鄰井井間構(gòu)造對比，沿鉆進(jìn)方向上入靶點構(gòu)造位置略低于終靶點，沿鉆進(jìn)方向上視地層傾角有上傾角度，見圖1。

圖1 導(dǎo)眼井夏92井與鄰井目的層T1b井間構(gòu)造對比圖

根據(jù)前期測井、地質(zhì)等資料建立的地質(zhì)模型分析，可以得出結(jié)論：目的層構(gòu)造產(chǎn)狀單斜構(gòu)造，目的層沉積厚度穩(wěn)定，A點到B點目的層厚度4.0 m，設(shè)計入靶井斜角82°，鉆入目的層頂界面后，垂深下移3.5 m井斜角調(diào)整到91.34°，方位角315.88°，穩(wěn)斜91.34°鉆進(jìn)600 m水平段。因此，在鉆進(jìn)過程中根據(jù)地層實際構(gòu)造位置變化調(diào)整井眼軌跡，盡量不能大幅度調(diào)整井眼軌跡，避免井眼軌跡呈“V”或大“S”型。在鉆進(jìn)過程中，對測井資料實時解釋，及時了解鉆遇地層的巖性、含油性，結(jié)合垂深判斷實鉆地層構(gòu)造情況及時調(diào)整井眼軌跡，確保夏92-H水平井地質(zhì)導(dǎo)向成功。

4 實鉆地質(zhì)導(dǎo)向與軌跡控制

使用LWD隨鉆測井儀器對該井著陸段和水平段進(jìn)行隨鉆自然伽馬和電阻率測量。通過隨鉆測井資料實時解釋與數(shù)據(jù)處理，結(jié)合錄井巖屑、氣測值變化等，與實鉆前建立的地質(zhì)模型進(jìn)行實時對比分析，確認(rèn)井眼在油層中的位置。優(yōu)化鉆具組合和鉆井參數(shù)，加密井眼軌跡數(shù)據(jù)測量與計算，實時預(yù)測井眼軌跡變化趨勢，實現(xiàn)“地質(zhì)靶窗”定位、準(zhǔn)確入靶，并使井眼軌跡在目的層有利位置向前延伸［2-4］。

4.1 著陸段的地質(zhì)導(dǎo)向與軌跡控制

4.1.1 鉆具組合與鉆井參數(shù) 鉆具組合：?311.2 mm鉆頭+?197 mm螺桿+?203.2 mmLWD短節(jié)+ ?165 mm無磁鉆鋌×1根+?127 mm加重鉆桿× 45根+?158.8 mm隨鉆震擊器+?127 mm加重鉆桿×6根+?127 mm斜坡鉆桿。

鉆井參數(shù)：鉆壓80～120 kN，泵壓17～19 MPa，排量40～45 L/s。

另外，鉆井液體系選擇鉀鈣基混油體系，通過體系混油和使用潤滑劑以強化鉆井完井液潤滑性，降低摩阻和扭矩，保證井下安全。

4.1.2 地質(zhì)導(dǎo)向與軌跡控制 該井自2 170 m定向鉆進(jìn)至井深2 540 m，井斜角74.85°，方位角314.8°，為實現(xiàn)有效著陸，及時下入LWD儀器進(jìn)行實時跟蹤評價分析。鉆至井深2 557 m，隨鉆電阻率25Ω·m左右，自然伽馬95 API，通過地層對比分析認(rèn)為2 557 m為T1b2層頂部低電阻率標(biāo)志層，而預(yù)測目的層頂垂深為2 468 m。繼續(xù)鉆進(jìn)至井深2 670 m，自然伽馬由105 API下降到90 API，隨鉆測井電阻率由40 Ω·m下降到30 Ω·m。根據(jù)綜合對比分析，2 670 m為目的層頂界面位置；另外，巖屑錄井巖性為灰色熒光砂礫巖，氣測值發(fā)生變化，綜合巖屑錄井與氣測變化判斷也為目的層頂界面，比鉆前預(yù)測目的層淺10.2 m。根據(jù)隨鉆測井電阻率曲線、自然伽馬測井值、巖屑錄井與氣測變化情況，準(zhǔn)確確定了A點位置并順利中靶，并為水平段鉆進(jìn)良好的井眼姿態(tài)。

4.2 水平段地質(zhì)導(dǎo)向與軌跡控制

4.2.1 鉆具組合與鉆井參數(shù) 水平段鉆具組合：?215.9 mm鉆頭+?172 mm螺桿+?171 mm L WD短節(jié)+?127 mm無磁鉆桿×1根+?127 mm加重鉆桿×3根+?127 mm斜坡鉆桿×66根+?127 mm加重鉆桿×42根+?158.8 mm隨鉆震擊器+?127 mm加重鉆桿×6根+?127 mm斜坡鉆桿。水平段鉆井參數(shù)：鉆壓60～100 kN，泵壓18～20 MPa，排量28～32 L/s。

鉆井液體系選擇鉀鈣基混油鉆井完井液體系，注意鉆井液流變性能控制，增強鉆井液的攜帶、懸浮能力，有效消除巖屑床，防止阻卡。通過混油和使用固體潤滑劑以強化鉆井完井液潤滑性，降低摩阻和扭矩，保證長水平段井下安全。

4.2.2 地質(zhì)導(dǎo)向調(diào)整軌跡情況 水平段鉆進(jìn)過程中進(jìn)行了4次軌跡調(diào)整。

第1次軌跡調(diào)整，水平段按照設(shè)計井斜91°鉆進(jìn)，鉆進(jìn)至井深2 733 m，電阻率由60 Ω·m下降到40 Ω·m，判斷井眼到達(dá)距目的層頂3.5 m的低電阻夾層。調(diào)整軌跡，將井斜角逐漸增加至91.89°，將井眼調(diào)整至距目的層頂3.1 m的位置，完成軌跡調(diào)整，繼續(xù)鉆進(jìn)。

第2次軌跡調(diào)整，鉆進(jìn)至井深2 800 m，井斜角92.09°，電阻率出現(xiàn)上升趨勢，即電阻率由50 Ω·m上升到最高65 Ω·m，同時氣測值下降。根據(jù)電阻率值與氣測值變化以及軌跡數(shù)據(jù)、油層位置等綜合分析，井眼到達(dá)距目的層頂2 m的位置，進(jìn)入距目的層頂部物性較差的儲層。決定緩慢調(diào)整井斜至91°，將井眼調(diào)整到距目的層頂界面以下2.5 m的位置，穩(wěn)斜鉆進(jìn)至井深2 844 m，電阻率由65 Ω·m下降到50 Ω·m，井眼距目的層頂界面以下3 m，氣測值上升，井眼在顯示良好地油層位置。

第3次軌跡調(diào)整，鉆進(jìn)至井深3 058 m，井斜角降至89.53°，井眼距目的層頂界面以下增至3.5 m，電阻率由50 Ω·m下降到40 Ω·m，同時氣測值下降，判斷井眼進(jìn)入油層下部含油性較差位置。逐漸增加井斜，鉆至井深3 118 m，井斜增至91.5°，電阻率上升到50 Ω·m，氣測值上升，井眼回至良好油氣層位置。

第4次軌跡調(diào)整，穩(wěn)斜鉆進(jìn)至井深3 136 m，井眼距目的層頂界面以下3.0 m，電阻率由50 Ω·m下降至30 Ω·m，氣測值下降。通過綜合分析判斷為進(jìn)入非均質(zhì)夾層。繼續(xù)穩(wěn)斜鉆進(jìn)至井深3 142 m，電阻率重新上升至50 Ω·m左右，氣測值同時上升，井眼再次進(jìn)入良好油層。鉆至井深3 386 m順利完鉆。

5 地質(zhì)導(dǎo)向效果

在實際A點油層深度加深10 m的情況下，利用LWD隨鉆測井監(jiān)測，結(jié)合巖屑錄井，通過與地質(zhì)模型、鄰井地質(zhì)特征等綜合對比分析，準(zhǔn)確確認(rèn)油層以上標(biāo)志層［5-10］。精確調(diào)整和控制井眼軌跡，及時調(diào)整井斜達(dá)到91.0°，實現(xiàn)A點的地質(zhì)中靶和良好著陸，并為水平段鉆井調(diào)整好井眼姿態(tài)。

在油層上傾、良好油層厚度1.5 m、實際B點在設(shè)計位置以下14.61 m的情況下，通過隨鉆電阻率和氣測值的變化、軌跡數(shù)據(jù)的實時測量計算以及與地質(zhì)模型的實時對比分析，通過多次合理軌跡調(diào)整，實現(xiàn)了700 m水平段油層鉆遇率100%。并且井眼軌跡光滑，井眼暢通，起下鉆和完井管柱下入順利。

6 認(rèn)識與建議

（1）LWD實時測量的自然伽瑪、電阻率曲線和建立的目標(biāo)井地質(zhì)模型能較好指導(dǎo)現(xiàn)場地質(zhì)人員確定著陸點、判斷油氣層位置、確定油氣層上下界面。井斜、方位等軌跡參數(shù)能為定向井工程師調(diào)整鉆井參數(shù)提供依據(jù)，確保中靶，使軌跡達(dá)到地質(zhì)要求。

（2）夏92-H井實現(xiàn)了隨鉆精確確定油氣層位置，為優(yōu)化井眼軌跡設(shè)計和及時調(diào)整軌跡沿油氣層走向運行提供依據(jù)，不僅提高鉆井速度，減少勘探開發(fā)成本，而且有效回避鉆探開發(fā)風(fēng)險。

（3）隨著LWD隨鉆測井技術(shù)的日臻成熟，實現(xiàn)鉆井、測井、解釋的一體化模式是地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)發(fā)展的必然趨勢。

［1］何琰，牟中海，裴素安，等.準(zhǔn)噶爾盆地瑪北斜坡帶油氣成藏研究［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報，2005，27（6）：8-11.

［2］劉玉榜，劉華，賀昌華.FEWD地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)及其應(yīng)用［J］.鉆采工藝，2006，29（3）：102-104.

［3］付瑜，李桐，李丹琴.FEWD地質(zhì)導(dǎo)向測量技術(shù)及應(yīng)用［J］.石油機械，2013，40（4）：74-77.

［4］張嘉友，張昌峰，王朝輝，等.地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)在蒙平1井的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2006，28（S0）：12-13.

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［6］劉昌江.FEWD在勝利油田難動用剩余儲量開發(fā)中的應(yīng)用［J］.石油鉆探技術(shù)，2004，32（1）：40-42.

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［9］梁樹義.LWD隨鉆測量系統(tǒng)在古龍南-平20井中的應(yīng)用［J］.中國西部科技，2013，12（4）：14-16.

［10］宋濤，譚來軍，梁羽佳，等.LWD隨鉆儀器在長慶油田水平井的應(yīng)用［J］.石油儀器，2013，27（2）：26-28.

（修改稿收到日期 2014-06-20）

〔編輯 薛改珍〕

Geosteering drilling technology for the complex formation of Well Xia 92-H

ZHANG Zhongzhi1,2,DING Hong3,LIU Yuantao4
（1.Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China;2.CNPC Western Drilling Engineering Company Limited,Urumqi 830011,China;3.CNPC Western Drilling Directional Well Technology Service Company,Urumqi 830026,China;4.Institute of Geophysics and Information Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China）

Well Xia 92-H is a wildcat well on the circum-Mahu sag slope belt.The region where the well is located has complex structure and large variation in lateral burial depth of the oil reservoirs,and the wells differ greatly from each other.Conventional technology cannot locate the reservoirs in a timely and accurate manner and cannot ensure that the hole trajectory will be kept in the reservoir,which is not favorable for improving the encountering rate of oil reservoir by horizontal wells and evaluation of reservoir productivity.By building a pre-drilling geologic model,real-time interpretation of MWD data and timely description and optimization of geosteering and wellbore trajectory,the top boundary of the target and landing depth could be effectively determined and 100% of reservoir encountering rate was achieved by horizontal holes,leading to excellent geosteering and trajectory control.

circum-Mahu;horizontal well;complex formation;geosteering;trajectory control

張忠志，丁紅，劉院濤.夏92-H井復(fù)雜地層地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：6-9.

TE21

：A

1000–7393（2014）04–0006–04

10.13639/j.odpt.2014.04.002

中石油股份公司項目“新疆和吐哈油田油氣持續(xù)上產(chǎn)勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究”之專題“復(fù)雜油氣藏優(yōu)快鉆井技術(shù)研究”（編號：2012E-34-13）資助。

張忠志，1967年生。1990年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，東北石油大學(xué)石油與天然氣工程專業(yè)博士研究生，現(xiàn)主要從事鉆井工程技術(shù)管理工作，高級工程師。電話：0991-7613366。E-mail：zhangzhongzhi@cnpc.com.cn。