李昌峰，冉飛，溫善志，柯光明，陳蘭

1.中國石化西南油氣分公司 油氣開發(fā)管理部，成都 610041； 2.中石化經(jīng)緯有限公司 西南錄井分公司，四川 綿陽 621000； 3.中國石化西南油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，成都 610041

0 引言

元壩氣田位于四川盆地東北部閬中市、蒼溪縣境內(nèi)，主力氣藏為上二疊統(tǒng)長興組碳酸鹽巖生物礁氣藏，提交探明儲量1 943×108m3，氣藏主體為臺緣礁灘相沉積，具有硫化氫含量高(平均5.5%)、埋藏超深(>6 000 m)、礁灘體小而分散(平均面積0.99 km2)、不同儲層互層且單層薄(厚度0.1～10.8 m，平均2.8 m)、非均質(zhì)性強(qiáng)(滲透率變異系數(shù)46.8)、儲層空間展布和氣水關(guān)系復(fù)雜等特點。該區(qū)直井產(chǎn)量普遍低，為實現(xiàn)氣井全面達(dá)產(chǎn)和儲量有效動用，氣田大多采用水平井開發(fā)，水平段長度600～1 000 m，完鉆井深大多達(dá)7 500～8 000 m。

因受山地地震預(yù)測精度的局限性、地震標(biāo)定的誤差、地層厚度變化引起的目的層深度變化、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)及工程軌跡控制難度大等多種因素影響，給水平井施工中準(zhǔn)確鉆遇目標(biāo)地質(zhì)體帶來了極大困難。中國各大油田大量水平井鉆探及開發(fā)經(jīng)驗與實踐表明，開展隨鉆水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整研究在提高水平井儲層鉆遇率方面起到了極為重要的作用。目前，國內(nèi)外開展水平井隨鉆軌跡優(yōu)化調(diào)整及地質(zhì)導(dǎo)向主要采用LWD隨鉆測井技術(shù)，而LWD技術(shù)目前還不能有效識別海相地層巖性、確定地質(zhì)目標(biāo)體；LWD井下儀器不能滿足6 000 m以上超深井的高溫、高壓和高含硫的使用環(huán)境[1--6]。

在超深的元壩氣田長興組生物礁氣藏實施水平井，關(guān)鍵要確保水平段軌跡位于優(yōu)質(zhì)儲層內(nèi)，厘清生物礁優(yōu)質(zhì)儲層分布規(guī)律尤為重要，筆者在水平井實施過程中，通過技術(shù)創(chuàng)新，形成了一套適合超深層、厚度薄、非均質(zhì)性強(qiáng)和含底水儲層的水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整技術(shù)。該技術(shù)要點包括儲層深度精確預(yù)測、巖性識別、儲層評價和地層水識別等方面，在氣藏具底水、多礁體、薄互層和多期礁體等多種儲層水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整中廣泛應(yīng)用，對提高超深海相水平井儲層鉆遇率、實現(xiàn)高產(chǎn)起到了極為重要的作用。

1 生物礁優(yōu)質(zhì)儲層分布規(guī)律

川東北元壩氣田長興組在不同相區(qū)單井層序地層、沉積微相及儲層綜合評價的基礎(chǔ)上，生物礁氣藏平面上呈條帶狀展布，發(fā)育4條礁帶及1個礁灘疊合區(qū)；縱向上發(fā)育4個成礁期次，相應(yīng)有4期生物礁儲層，自下而上第1、2期生物礁儲層不發(fā)育，第3、4期儲層發(fā)育，以第4期最發(fā)育。對于單期生物礁，優(yōu)質(zhì)儲層縱向上主要發(fā)育于礁頂(蓋)，礁核較差，礁基儲層基本不發(fā)育。生物礁橫向上可分為礁前、礁頂和礁后3個微相，優(yōu)質(zhì)儲層主要發(fā)育于礁頂(蓋)，礁后和礁前相對較差[7]。

根據(jù)長興組氣藏優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育特征，實施水平井能夠?qū)崿F(xiàn)提高單井產(chǎn)能及儲量動用程度的地質(zhì)目的，首要保證水平段軌跡位于晚期生物礁礁蓋儲層之內(nèi)，水平段軌跡設(shè)計及優(yōu)化調(diào)整均需遵循這一原則(圖1)。

圖1 MB101--1H井水平段軌跡優(yōu)化調(diào)整圖Fig.1 Optimization adjustment diagram of horizontal trajectory, Well MB101--1H

2 軌跡優(yōu)化調(diào)整技術(shù)

根據(jù)元壩長興組氣藏特點[8--16]，水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整主要運用深度預(yù)測、巖性識別、儲層評價及氣水關(guān)系等技術(shù)進(jìn)行分析，確定靶點位置儲層變化情況，及時準(zhǔn)確了解水平段鉆遇地層巖性、物性和含氣性的細(xì)微變化，判斷鉆頭處于儲層中的位置，保證水平段軌跡在優(yōu)質(zhì)儲層中長穿。超深海相水平井軌跡優(yōu)化過程中，要做到及時預(yù)測、及時判斷和及時決策，以長穿優(yōu)質(zhì)儲層為目標(biāo)。

2.1 儲層深度精確預(yù)測技術(shù)

長興組生物礁儲層在地震剖面相應(yīng)特征為丘狀、透鏡狀反射，通過反演剖面，優(yōu)質(zhì)儲層呈強(qiáng)波谷下緣反射、低阻抗特征[17--18]。首先通過對地震資料分析預(yù)測，進(jìn)行近井反演約束，把設(shè)計井當(dāng)虛擬直井，根據(jù)已鉆標(biāo)志層深度，用已測測井曲線或已鉆地層深度修正未鉆地層設(shè)計和目的層深度，使誤差控制在可操作范圍內(nèi)；其次掌握鉆井區(qū)域目的層分布、走向、厚度和深度等基本情況，選取控制對比井，建立起鄰井海拔垂深巖性和電性對比圖，根據(jù)鄰井厚度趨勢、地層傾角變化進(jìn)行精確預(yù)測；最后選取水平井井區(qū)橫向上分布穩(wěn)定的標(biāo)志層作對比分析，預(yù)測目的層的深度，使預(yù)測深度誤差進(jìn)一步縮小，綜合各方面的因素優(yōu)化調(diào)整設(shè)計軌跡。

實鉆中不斷修正設(shè)計地層深度，預(yù)測未鉆地層深度及厚度，在進(jìn)入目的層段之前，需要調(diào)整好井斜，防止進(jìn)入目的層時井斜偏大或偏小，導(dǎo)致鉆不到儲層或鉆穿儲層。

2.2 巖性識別技術(shù)

由于水平井固有的特點和鉆井新工藝的影響[19--21]，鉆井巖屑變得十分細(xì)小，甚至呈粉末狀，增加了巖性識別的難度，加之水平井巖屑混雜，挑樣可能出現(xiàn)人為的誤選情況，直接影響了鑒定巖性的準(zhǔn)確性，使巖性識別工作無法按常規(guī)方法進(jìn)行。針對上述技術(shù)難題，元壩長興組鉆井過程中采用的元素錄井技術(shù)結(jié)合傳統(tǒng)巖性鑒定方法在巖性快速識別中取得了較好的效果。

元素錄井技術(shù)是采用X--射線元素分析儀分析巖屑化學(xué)元素含量，解決了粉末巖屑的巖性識別難題。根據(jù)不同巖性具有不同的化學(xué)成分，應(yīng)用X--射線元素分析儀能夠準(zhǔn)確、快速鑒定碳酸鹽巖的巖性。使用標(biāo)準(zhǔn)圖譜法結(jié)合曲線解釋法來識別巖性，對多口井巖樣統(tǒng)計分析，劃分灰?guī)r、白云巖元素含量的特征(表1)，根據(jù)元素含量百分比，再劃分白云質(zhì)灰?guī)r、灰質(zhì)白云巖。

表1 元壩氣田長興組主要巖性元素特征統(tǒng)計

2.3 儲層評價技術(shù)

長興組礁灘相儲層主要巖性為(溶孔)中粗晶白云巖、殘余生屑(粒屑)溶孔白云巖、(溶孔)細(xì)粉晶白云巖、殘余生屑白云巖。常規(guī)錄井參數(shù)主要依據(jù)氣測顯示來判斷儲層含氣性的好壞，而在碳酸鹽地層中，現(xiàn)場可以通過薄片來分析巖石物性的好壞，大致觀察判斷孔隙發(fā)育情況。通過鏡下薄片可以直觀觀察到碳酸鹽顆粒中的晶間孔、溶孔和裂縫等的發(fā)育情況(圖2)，目估樣品的面孔率，從而定性地評價儲層物性的好壞。該方法不僅能及時判斷儲層物性好壞，還能最大限度跟上鉆頭井深。

a.晶間縫、裂縫發(fā)育，充填瀝青質(zhì)(10倍，單偏光)；b.晶間孔、晶間溶孔發(fā)育，充填瀝青質(zhì)，面孔率為 8%(10倍，單偏光)。圖2 MB101--1H井溶孔白云巖薄片照片F(xiàn)ig.2 Thin section photographs of dissolved pore dolomite，Well MB101--1H

在現(xiàn)場利用核磁共振錄井儀對巖屑快速進(jìn)行隨鉆物性分析，定量評價儲層發(fā)育情況。用巖屑測定儲層的孔隙度、滲透率，確立儲層高孔滲帶，隨鉆建立單井物性剖面。通過多口井巖芯、測井解釋對儲層物性的分析，與核磁共振錄井儀分析對比，建立了元壩氣田長興組核磁共振儲層分類模板和評價標(biāo)準(zhǔn)(表2)。

表2 元壩氣田長興組核磁共振物性分析儲層評價分類標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)計

2.4 地層水識別技術(shù)

元壩氣田長興組氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，無統(tǒng)一氣水界面，不同礁體具有相對獨立的氣水系統(tǒng)。常規(guī)錄井主要依據(jù)鉆井液中的氯根測定和電導(dǎo)率監(jiān)測，鉆進(jìn)中多為超平衡鉆進(jìn)，地層水不能有效混入鉆井液中，導(dǎo)致常規(guī)數(shù)據(jù)不能完全監(jiān)測地層是否含水。現(xiàn)場中運用離子液相色譜分析技術(shù)，在地層少量出水或水侵的情況下，利用鉆井液中多種離子含量的變化，能夠及時、準(zhǔn)確判斷地層出水情況。通過多口井的應(yīng)用，該技術(shù)取得了較好的效果。

圖3 MB10--1H井長興組綜合剖面圖(導(dǎo)眼)Fig.3 Comprehensive columnar section of Changxing Formation，Well MB10--1H(pilot hole)

3 不同儲層類型井軌跡優(yōu)化方法

長興組氣藏總體具低孔、中低滲的特征，縱、橫向非均質(zhì)性強(qiáng)、連通性差，平面厚度變化大，局部存在邊(底)水，且各礁、灘體無統(tǒng)一的氣水界面，不同礁帶、不同井區(qū)具有不同的儲層組合特征，針對不同的儲層組合特征，水平井軌跡宜采用不同的優(yōu)化調(diào)整方法。根據(jù)研究及實鉆表明，元壩氣田長興組氣藏主要發(fā)育以下4種類型的儲層組合，針對不同的儲層組合，形成了復(fù)雜氣藏系列水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整方法，為不同類型儲層水平井開發(fā)提供技術(shù)保障。

3.1 具底水儲層水平井井軌跡優(yōu)化

具底水儲層的合理高效開發(fā)，最重要的一點是有效避開水層，以避免鉆采過程中的底水突進(jìn)。針對此類型儲層，水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整首要為沿構(gòu)造高部位，控制軌跡位于礁蓋儲層頂部，以保證足夠大的避水厚度。

MB10--1H井導(dǎo)眼鉆遇較薄的二類儲層且存在底水的情況(圖3)，分析原因為導(dǎo)眼鉆至礁前位置。根據(jù)斜導(dǎo)眼儲層發(fā)育特征，進(jìn)行近井儲層約束反演預(yù)測，沿構(gòu)造高部位優(yōu)化井軌跡，控制在礁蓋儲層頂部，最終有效儲層鉆遇率達(dá)到84.4%(圖4、5)。

圖4 MB10--1H井長興組氣藏儲層發(fā)育模式圖Fig.4 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB10--1H

3.2 多礁體儲層水平井井軌跡優(yōu)化

長興組氣藏每條礁帶沿走向由多個礁群組成，每個礁群又由多個小礁體組成，單礁體規(guī)模?。桓鱾€礁帶不相連，同一礁帶內(nèi)礁群之間并不完全相連，而礁群內(nèi)部各個小礁體之間橫向連通性較差。為長穿優(yōu)質(zhì)儲層、提高優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率以提高單井產(chǎn)量和單井控制儲量，首先水平井井軌跡需沿礁帶方向穿越多個礁體方式優(yōu)化，其次在不同礁體之間增設(shè)控制點，增加或降低井斜角，控制軌跡均位于不同礁體礁蓋儲層之內(nèi)。

MB27--1H井橫向發(fā)育多期礁體，鉆進(jìn)過程中水平段增加控制點，根據(jù)實鉆資料分析進(jìn)行多次優(yōu)化調(diào)整,鉆遇了3期礁蓋儲層，實鉆目的層段有效儲層鉆遇率達(dá)到83.1%(圖6、7)。

圖5 MB10--1H井長興組地震反演剖面圖Fig.5 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB10--1H

圖6 MB27--1H井長興組氣藏儲層發(fā)育模式圖Fig.6 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB27--1H

圖7 MB27--1H井長興組地震反演剖面圖Fig.7 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB27--1H

3.3 薄互層儲層水平井井軌跡優(yōu)化

針對氣藏中優(yōu)質(zhì)儲層厚度薄、縱橫向非均質(zhì)性強(qiáng)的水平井，首先按目的層預(yù)測深度上限規(guī)劃軌跡，井斜角比設(shè)計小5°～8°，穩(wěn)斜鉆進(jìn)至儲層頂界并卡準(zhǔn)深度，確定入窗口再適當(dāng)增斜；其次根據(jù)構(gòu)造趨勢，沿礁體或灘體走向多設(shè)控制點，使軌跡位于高部位的礁蓋或灘核儲層之內(nèi)，要及時發(fā)現(xiàn)儲層變化情況，以判斷軌跡是否需要調(diào)整。

MB102--3H井為礁灘復(fù)合區(qū)的一口水平井，儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，實施中準(zhǔn)確預(yù)測并卡準(zhǔn)儲層頂界，水平段實施過程中利用優(yōu)化調(diào)整技術(shù)，該井獲得了高產(chǎn)，為礁灘相薄互層儲層的開發(fā)提供了一種可供借鑒和指導(dǎo)的思路與模式(圖8、9)。

圖8 MB102--3H井長興組氣藏儲層發(fā)育模式圖Fig.8 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB102--3H

3.4 單一較厚大礁體儲層水平井井軌跡優(yōu)化

跟蹤工作中要及時分析實鉆資料，結(jié)合物探近井約束反演與井軌跡標(biāo)定的預(yù)測，根據(jù)礁體儲層傾角情況，進(jìn)行適當(dāng)?shù)膲埿被蚪敌?，使軌跡控制于高部位的礁蓋儲層之內(nèi)，A、B靶點分別位于儲層頂、底，兼顧多層開發(fā)方式。

MB205--1井針對上下二期礁蓋儲層實施大斜度井模式，上下儲層厚度達(dá)到289 m，有效控制了上下礁蓋儲層的儲量(圖10、11)。

圖9 MB102--3H井長興組地震反演剖面圖Fig.9 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB102--3H

圖10 MB205--1H井長興組氣藏儲層發(fā)育模式圖Fig.10 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB205--1H

圖11 MB205--1H井長興組地震反演剖面圖Fig.11 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB205--1H

3.5 超深水平井軌跡實時優(yōu)化效果

超深薄儲層水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整技術(shù)成果已在元壩氣田開發(fā)建設(shè)中成功應(yīng)用，獲得了良好的效果：技術(shù)成果在12口水平井應(yīng)用，成功實現(xiàn)了“蛇行”長穿2～3個礁蓋優(yōu)質(zhì)儲層，儲層平均鉆遇率達(dá)82.1%，12口水平井中有8口井有效儲層鉆遇率>80%，最高(MB29--2)達(dá)92.1%，較開發(fā)初期提高8%，均實現(xiàn)了長穿優(yōu)質(zhì)儲層，為實現(xiàn)油氣成果最大化奠定了基礎(chǔ)。

目前已投產(chǎn)井32口，日產(chǎn)能力1 200×104m3/d，建成了年產(chǎn)34×108m3天然氣的生產(chǎn)能力。

4 結(jié)論

(1)根據(jù)生物礁儲層發(fā)育特征，保證水平段軌跡位于晚期生物礁礁蓋儲層之內(nèi)，優(yōu)化調(diào)整的基礎(chǔ)是建立在儲層深度精確預(yù)測、巖性準(zhǔn)確識別、儲層有效評價和地層水及時識別的集成和綜合。

(2)針對長興組不同類型儲層(具底水、多礁體、薄互層、較厚礁體儲層)的井軌跡優(yōu)化，確定儲層頂界及預(yù)測縱橫向分布規(guī)律 ，做到地質(zhì)儲量動用最大化、多穿優(yōu)質(zhì)儲層。

(3)通過物探--地質(zhì)--工程相結(jié)合，水平井儲層鉆遇率高(>80%)，現(xiàn)場儲層的判斷與測井吻合率高，測試井均獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，平均無阻流量292×104m3/d，實現(xiàn)元壩氣田的高效開發(fā)。