劉海明

（大慶鉆探工程公司地質(zhì)錄井二公司錄井分公司，黑龍江 大慶 138000）

1 地質(zhì)錄井技術概述

地質(zhì)錄井技術是指在石油鉆井過程中，通過各種采集儀器，連續(xù)錄取所鉆地層的油、氣和水顯示、鉆井施工工程和鉆井液性能、地層地質(zhì)巖性等參數(shù),達到識別地層油、氣、水層和地層評價、生油巖和油源評價的一種技術。地質(zhì)錄井技術還可以實現(xiàn)監(jiān)測鉆井工程參數(shù)、檢測地層壓力系數(shù)等，為預防井下復雜，達到高效鉆井提供先進方法和技術。

地質(zhì)錄井是發(fā)現(xiàn)油氣層的直接手段,在油氣勘探開發(fā)中是不可或缺的。施工中通過建立勘探地層剖面、地層層序及烴類氣體含量變化剖面圖，達到及時發(fā)現(xiàn)并捕捉地層的目的。

地質(zhì)錄井可以實現(xiàn)對鉆井全過程的連續(xù)監(jiān)控,實時地對各種作業(yè)工況和工序監(jiān)督和記錄,能夠及時發(fā)現(xiàn)鉆井施工中的隱患和事故預兆,為預防各種復雜事故提供及時準確的預判。

2 P36-平1井概況

2.1 構造概況

TPT 背斜構造是杏樹崗背斜構造向南延伸的傾沒部分，是大慶長垣南部的一個三級構造，油藏類型為構造油藏。杏樹崗、太平屯背斜以-860m等深線圈閉，為一完整背斜，-850m等深線將杏樹崗、太平屯背斜分開為兩個獨立構造。

TB 開發(fā)區(qū)根據(jù)構造形態(tài)可分為北塊和南塊，其中TB 開發(fā)區(qū)北塊與杏樹崗構造連接在一起，為被斷層復雜化的背斜構造油藏，含油面積78.7km2，地質(zhì)儲量4089.67×104t，技術可采儲量1168.76×104t；TB 開發(fā)區(qū)南塊即T19 井區(qū)（包括T30 井區(qū)）油氣富集主要受局部構造及巖性控制，形成若干局部構造為中心的油氣富集點，為受巖性、斷塊、構造等多種因素影響控制的構造油藏，含油面積31.32km2，地質(zhì)儲量1199.49×104t，技術可采儲量291.09×104t。區(qū)塊地層巖性如表1所示。

表1 地層巖性描述表

如表1所示，TB開發(fā)區(qū)油層以葡Ⅰ組油層為主，屬于河流—三角洲相沉積，細分為13個沉積單元。其中葡Ⅰ11 層為三角洲外前緣相沉積；葡Ⅰ6~8 層為三角洲分流平原相沉積；其它8個小層均為三角洲內(nèi)前緣相沉積，在平面圖上，主要分為河道、河間、表外、尖滅等微相，根據(jù)砂體沉積規(guī)模、形態(tài)及砂體連續(xù)性。

2.2 斷層發(fā)育

太北開發(fā)區(qū)葡Ⅰ頂構造表明，共有大小斷層87條，均為正斷層，斷層傾角34°~55°，一般為40°~53°，斷距1.0~83.5m，平面延伸長度為0.2~5.4km，斷層走向以北北西、北西向、近南北向為主。構造兩翼傾角不大，西翼為4°，東翼為3°，構造軸向近于南北向，構造高點在太20-37井，葡Ⅰ組頂面海撥-914.1m，以-975m等高線圈閉，閉合高度為60.9m，閉合面積為55.0km2。

2.3 套損井情況

設計井600m范圍內(nèi)共有套損井19口，套損類型主要是變形（11口）和錯斷（4口）。

2.4 區(qū)塊開發(fā)歷程及以往鉆井情況

TB開發(fā)區(qū)太184井區(qū)自1980年基礎井網(wǎng)開始采用450m井距反九點法面積注水井網(wǎng)，一套層系開采葡Ⅰ組油層，1994~1996 年進行了一次加密調(diào)整，主要解決該區(qū)注采井距偏大，油水井數(shù)比高，水驅(qū)控制程度低，注采不完善的矛盾。

2.5 鉆井難度提示

（1）淺部地層成巖性差，膠結(jié)疏松，鉆井過程中防井漏、井塌。

（2）嫩五段至嫩三段地層，硬夾層較多，易斜。

（3）嫩江組二、一段大段泥巖，吸水水化膨脹易剝落，易泥包鉆具，井塌卡鉆。

（4）葡萄花油層受注水開發(fā)影響，地層壓力較高，注意防油氣水侵。

（5）斷層附近的設計井，防井斜、井漏。

2.6 鄰井目的層曲線特征分析

鄰井測井曲線主要有深、淺電阻率和自然伽馬，從曲線上來看本區(qū)F Ⅰ71 號層電阻率數(shù)值為9.53~29.70ohm·m，自然伽馬數(shù)值為60.54~99.28API。

2.7 地質(zhì)風險分析

本井目的層FⅠ71 號層砂體有效厚度在2.1m，鉆進過程中注意深淺側(cè)向及GR的變化，著陸時地層傾角上傾3.08°，著陸時要控制好井斜角，防止穿層；考慮著陸點處油層的實際位置與預測深度可能存在一定的誤差，因此在探油頂段密切觀察GR曲線及錄井結(jié)果，確定好著陸點；本井區(qū)目標層發(fā)育不穩(wěn)定，水平段跟蹤過程中要控制好軌跡，盡量避免出層鉆遇泥巖，造成水平段較低的鉆遇率。

3 地質(zhì)錄井技術在P36-平1井中應用

通過在P36-平1 井中應用地質(zhì)錄井技術，準確對實鉆著陸點實時分析與推斷。

3.1 鄰井的選擇

綜合分析曲線形態(tài)、數(shù)值及構造位置，本井在FⅠ71號層著陸對比時以P36-平1導眼井作為主要參照井進行地層對比。

3.2 地層對比過程及分析

2022年2月23日8:00井深2095.00m，測深2079.43m，垂深1905.28m，井斜66.78°，導向師開始跟蹤。

2022 年2 月23 日8:00 井深2095.00m，測深2079.43m，垂深1905.28m，井斜66.78°進行入靶對比，通過F152號層與鄰井等厚對比，推算本井目的層砂頂垂深為1941.00m，比設計著陸點垂深1941.59m 提前0.59m，考慮地層上傾，建議甲方將著陸點垂深上提至1940.00m 施工，甲方指令目的層垂深按1940.00m 施工，以89.50°~90.00°井斜角探層。

2022 年2 月23 日15:20 井深2196.00m，測深2165.43m，垂深1929.55m，井斜81.61°進行入靶對比，通過F162號層與鄰井等厚對比，推算本井目的層砂頂垂深為1940.00m，比設計著陸點垂深1941.59m 提前1.59m，甲方指令著陸點垂深按1940.00m 施工，以89.50°~90.00°井斜角探層。2022年2月24日1:30井深2270.00m，測深2251.47m，垂深1938.77m，井斜86.71°進行入靶對比，通過F163 號層與鄰井等厚對比，推算本井目的層砂頂垂深為1940.20m，比設計著陸點垂深1941.59m提前1.39m，建議甲方著陸點垂深按1940.00m施工，以89.50°~90.00°井斜角探層。2022 年2 月24 日8:00 井深2326.00m，垂深1939.88m，井斜89.54°，循環(huán)鉆井液等甲方方案。2022 年2 月24 日9:20 井深2326.00m，垂深1939.88m，井斜89.54°，甲方指令穩(wěn)斜89.50°鉆進1 個單根。2022 年2 月24 日10:20 井深2336.00m，垂深1939.94m，井斜89.86°，甲方指令穩(wěn)斜89.50°再鉆進1 個單根。2022 年2 月24 日12:10 井深2347.00m，垂深1939.94m，井斜90.14°，甲方指令穩(wěn)斜90.00°~90.50°鉆進2個單根。

2022 年2 月24 日13:20 井深2364.00m，垂深1939.97m，井斜89.47°，甲方指令增斜至90.00°鉆進4個單根。2022年2月24日18:50井深2406m，甲方指令穩(wěn)斜89°~90°再打2 根。2022 年2 月24 日21:25 井深2421.00m，垂深1940.58m，井斜90.36°，甲方指令緩慢增斜至91.00°~92.00°，鉆進至井深2500.00m，如未見含油顯示，循環(huán)鉆井液等下步方案。2021 年2 月25 日8:50 井深2421.00m，垂深1940.58m，井斜90.36°，甲方指令緩增斜至91.50°~92.00°，鉆進至井深2500.00m，如未見含油顯示，循環(huán)鉆井液等下步方案。2022 年2 月25日15:00 接到第八采油廠地質(zhì)大隊于福吉通知本井于井深2500.00m，井斜91.68°，垂深1940.58m完鉆。

4 結(jié)論

（1）本井區(qū)扶余油層縱向演變序列為河流相－湖泛平原相，扶一組儲層主要是河流相砂體（FⅠ3~FⅠ7層為河流相沉積）。

（2）P36-平1井是采油八廠的致密油水平井，目標層FⅠ71油層整體不發(fā)育。

（3）通過在P36-平1井應用地質(zhì)錄井技術，對目的層位的卡層和軌跡控制提供了實時分析與推斷，保證了鉆遇率，達到了預期目的。