張炳軍，馮春珍，楊大千，孫春勇，羅紅梅，丁凡

（中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司長(zhǎng)慶事業(yè)部，陜西 西安 710201）

0 引 言

水平井是井眼在儲(chǔ)層中的井斜角不低于86°且具有一定水平位移的特殊定向井［1］。水平井鉆井過程中因難于精確預(yù)測(cè)油氣層頂?shù)捉缑娴纳疃群陀行Э刂扑蕉尉圮壽E，容易導(dǎo)致水平井不能準(zhǔn)確入窗及精確中靶，最終導(dǎo)致鉆井失敗。水平井電纜測(cè)井的瓶頸是測(cè)井儀器難于下入井底，井口占用時(shí)間長(zhǎng)，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)大，采集資料精度低。長(zhǎng)慶油田近2年水平井開發(fā)技術(shù)進(jìn)入大規(guī)模應(yīng)用階段。為了滿足縮短水平井鉆井周期、提高油氣層鉆遇率和油氣層識(shí)別準(zhǔn)確率的需求，中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司長(zhǎng)慶事業(yè)部配套了國(guó)內(nèi)“三參數(shù)”隨鉆測(cè)井裝備，2011年通過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)、工藝配套，2012年實(shí)現(xiàn)了地層評(píng)價(jià)隨鉆測(cè)井系統(tǒng)的投產(chǎn)與應(yīng)用，取得了良好地質(zhì)效果。本文重點(diǎn)介紹隨鉆測(cè)井在長(zhǎng)慶油田水平井隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向、時(shí)間推移測(cè)井和油氣識(shí)別等方面的應(yīng)用。

1 地層評(píng)價(jià)隨鉆測(cè)井系統(tǒng)

目前長(zhǎng)慶油田應(yīng)用的地層評(píng)價(jià)隨鉆測(cè)井系統(tǒng)（FELWD）由地面系統(tǒng)和井下儀器2部分組成。地面系統(tǒng)包括工控機(jī)、前端采集箱體、司鉆顯示器、打印設(shè)備、深度傳感器、壓力傳感器；井下儀器包括脈沖發(fā)生器、驅(qū)動(dòng)短節(jié)、電池短節(jié)、定向短節(jié)、伽馬短節(jié)、電阻率隨鉆測(cè)井儀，其中電阻率隨鉆測(cè)井儀包括方位伽馬感應(yīng)電阻率隨鉆測(cè)井儀（GIR）、電磁波電阻率隨鉆測(cè)井儀（WPR）和側(cè)向電阻率隨鉆測(cè)井儀（GRT）；采集測(cè)井項(xiàng)目有自然伽馬、井斜、方位、3種電阻率。

在隨鉆測(cè)井過程中，井下儀器由電池或泥漿渦輪發(fā)電機(jī)供電，定向短節(jié)實(shí)時(shí)測(cè)量鉆井工程技術(shù)參數(shù)（井斜、方位、工具面、井溫等）；伽馬短節(jié)測(cè)量地層巖性參數(shù)自然伽馬；電阻率隨鉆測(cè)井儀測(cè)量地層含油飽和度參數(shù)電阻率；驅(qū)動(dòng)短節(jié)對(duì)測(cè)量信號(hào)進(jìn)行編碼，控制脈沖發(fā)生器電磁閥的打開和關(guān)閉，通過控制鉆桿內(nèi)泥漿流量的變化，在鉆桿內(nèi)產(chǎn)生泥漿壓力脈沖波，測(cè)量信號(hào)經(jīng)調(diào)制后，由泥漿壓力脈沖波傳送至井口，通過鉆臺(tái)立管壓力傳感器將攜帶測(cè)井信息的壓力脈沖波轉(zhuǎn)化成電信號(hào)，鉆臺(tái)接線器將立管壓力傳感器、鉤載傳感器、絞車傳感器的信號(hào)綜合至前端采集箱體進(jìn)行數(shù)據(jù)預(yù)處理，由地面系統(tǒng)工控機(jī)完成隨鉆測(cè)井信息的數(shù)據(jù)采集、解碼、處理和顯示。

2 隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向

水平井開發(fā)過程中，鉆探公司期望通過提高機(jī)械鉆速、減少循環(huán)撈砂時(shí)間提高鉆井效益；油田公司希望縮短鉆井周期、提高油氣層鉆遇率和解釋評(píng)價(jià)符合率。以前導(dǎo)模擬技術(shù)為核心的隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)能有效解決水平井開發(fā)過程中上述問題。

2.1 前導(dǎo)模擬技術(shù)

前導(dǎo)模擬技術(shù)是隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向的核心技術(shù)之一，除提供鉆井模擬外，重要功能之一就是現(xiàn)場(chǎng)完成隨鉆測(cè)井的地層評(píng)價(jià)與構(gòu)造對(duì)比［2］，該技術(shù)由地層模型處理、隨鉆測(cè)井曲線正演、隨鉆曲線與模擬曲線對(duì)比及反演等4部分組成，是預(yù)測(cè)電阻率及其他工具響應(yīng)的軟件系統(tǒng)，是現(xiàn)場(chǎng)地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)的核心。在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過程中，根據(jù)輸入的區(qū)域地震資料、鄰井地質(zhì)資料、測(cè)井資料、隨鉆測(cè)井資料、地層傾角等信息，結(jié)合鉆井工程與地質(zhì)設(shè)計(jì)，建立區(qū)域隨鉆地質(zhì)模型和前導(dǎo)模擬曲線，將隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)曲線與模型模擬曲線進(jìn)行對(duì)比，適時(shí)跟蹤靶點(diǎn)、調(diào)整井眼軌跡，并重新修正隨鉆地質(zhì)模型和模擬曲線（見圖1）。

圖1中左邊2道為隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向模型的垂深曲線與隨鉆實(shí)時(shí)垂深曲線的對(duì)比，紅色MNSCGR為模擬伽馬曲線，紅色MNSCRL為模擬電阻率曲線，GR、R20、R40分別為隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)伽馬、電阻率垂深曲線。圖1上方2道為模擬曲線與隨鉆實(shí)時(shí)曲線的測(cè)深對(duì)比。其中，MNGR為模擬伽馬曲線、MNRL為模擬電阻率曲線，GR、R20、R40分別為隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)伽馬、電阻率垂深曲線。利用地質(zhì)模型結(jié)合伽馬、電阻率模擬曲線，模擬井眼軌跡與實(shí)時(shí)垂深、測(cè)深處的工具響應(yīng)。通過分析模擬曲線與實(shí)時(shí)曲線判斷鉆頭是否沿設(shè)計(jì)的軌跡鉆進(jìn)，及時(shí)校正井眼軌跡獲得最佳靶點(diǎn)。

圖1 隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)曲線與模型模擬曲線對(duì)比圖

2.2 隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)

常規(guī)幾何導(dǎo)向技術(shù)通過調(diào)整鉆頭方向的井斜、方位及工具面等數(shù)據(jù)控制井眼軌跡，完成鉆井作業(yè)。該技術(shù)在目的儲(chǔ)層較厚、區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定時(shí)應(yīng)用效果較好，但在目的層較薄、地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜或?qū)Φ叵虑闆r不很清楚時(shí)，導(dǎo)向效率較低［3］。隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)是指在水平井鉆進(jìn)過程中，根據(jù)測(cè)量的鉆井工程技術(shù)參數(shù)和地層巖石物理參數(shù)實(shí)時(shí)調(diào)整井眼軌跡的技術(shù)。該技術(shù)通過綜合利用隨鉆測(cè)量數(shù)據(jù)、隨鉆測(cè)井資料、定向工具、隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向軟件現(xiàn)場(chǎng)整合鉆井、錄井、氣測(cè)、測(cè)井及地震勘探等信息，在水平井鉆進(jìn)過程中，隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向工程師不斷調(diào)整井眼軌跡設(shè)計(jì)，并與油田公司地質(zhì)組進(jìn)行溝通，優(yōu)化鉆進(jìn)方向。

2.3 隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)方案

針對(duì)長(zhǎng)慶油田地質(zhì)構(gòu)造特點(diǎn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用需要，提出了3個(gè)系列的隨鉆測(cè)井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)方案（見表1）。

表1 隨鉆測(cè)井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)方案

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用實(shí)例

截至2013年，隨鉆測(cè)井在長(zhǎng)慶油田應(yīng)用28口，其中油水平井22口，氣水平井6口。分別從油氣水平井隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向過程與油氣水識(shí)別等方面介紹隨鉆測(cè)井地質(zhì)導(dǎo)向現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果。

3.1 油水平井應(yīng)用實(shí)例

吳平×井為吳起地區(qū)侏羅系延安組地層的一口水平井，目的層延10為構(gòu)造－巖性油藏，驅(qū)動(dòng)類型以邊底水驅(qū)動(dòng)為主。該井地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、同層位厚度變化大，油層厚度僅3.7 m，且內(nèi)有干層，下有底水，屬典型的底水油藏，油層非均質(zhì)性強(qiáng)，油水界面較統(tǒng)一。設(shè)計(jì)水平段300.0 m，自二開后進(jìn)行隨鉆測(cè)井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)服務(wù)，井下儀器組合為MWD＋GIR方位伽馬感應(yīng)電阻率。起始井深140 m，完井井深2 051 m，實(shí)鉆水平段452.0 m，作業(yè)時(shí)間13 d。

3.1.1 造斜段定性造斜精確入窗

在造斜段，重點(diǎn)對(duì)隨鉆測(cè)井曲線和模擬曲線進(jìn)行定性對(duì)比。通過分析巖性、電阻率變化及因測(cè)量不確定性引起的偏差對(duì)預(yù)定目標(biāo)層位進(jìn)行準(zhǔn)確定位。

圖2 吳平×井造斜段現(xiàn)場(chǎng)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖

圖2為吳平×井造斜段現(xiàn)場(chǎng)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖，在垂深1 380 m處，自然伽馬曲線顯示為低值，感應(yīng)電阻率測(cè)井值快速升高，結(jié)合鉆遇地層及鄰井資料，現(xiàn)場(chǎng)判定鉆遇延8底部煤層。通過現(xiàn)場(chǎng)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖計(jì)算分析，該煤層與鄰井煤層對(duì)比下沉7.4 m，預(yù)計(jì)油頂海拔在44.0～46.0 m，決定下調(diào)第1靶點(diǎn)。在垂深1 416.0 m處，自然伽馬曲線同樣顯示為低值，電阻率值快速升高，現(xiàn)場(chǎng)判定鉆遇延9底部煤層，為吳平×井的最后一個(gè)穩(wěn)定標(biāo)志層。與鄰井相比，標(biāo)志層下沉3.1 m，地層厚度逐漸變薄，沉降減緩的趨勢(shì)已較為明顯，通過隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)曲線和宏觀地層變薄趨勢(shì)，預(yù)計(jì)油頂海拔47.1 m，微調(diào)第1靶點(diǎn)。在垂深1 430.0 m處，隨鉆測(cè)井自然伽馬數(shù)值為65 API、電阻率數(shù)值為22.0Ω·m，與鄰井油層電阻率數(shù)值基本一致。錄井巖屑判斷巖性為砂巖，氣測(cè)值也明顯升高，現(xiàn)場(chǎng)快速判定進(jìn)入延10油層。實(shí)際油頂海拔47.7 m，與現(xiàn)場(chǎng)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖預(yù)計(jì)油頂海拔相差僅0.6 m，實(shí)現(xiàn)了長(zhǎng)慶油田要求在第1靶點(diǎn)前30 m處以井斜85°～86°鉆遇油頂?shù)募夹g(shù)要求，精確入窗。依據(jù)隨鉆測(cè)井資料取消了中途電纜測(cè)井，縮短了鉆井時(shí)間。

在入窗過程中，通過實(shí)時(shí)伽馬與電阻率曲線不斷修正地質(zhì)模型，由反演程序通過反復(fù)修正地質(zhì)構(gòu)造和巖石物理模型，改變模型地層厚度、地層傾角，提高模擬地質(zhì)模型與實(shí)時(shí)曲線吻合度，確保地層真電阻率、地層厚度反映鉆遇地層的真實(shí)信息，使井眼軌跡達(dá)到最優(yōu)化。

3.1.2 水平段定量穩(wěn)斜動(dòng)態(tài)中靶

圖3 吳平×井水平段現(xiàn)場(chǎng)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖

在穩(wěn)斜段，由于井身已進(jìn)入設(shè)計(jì)層位，井眼軌跡控制的重心轉(zhuǎn)移到使井身維持在油層的預(yù)定位置。通過實(shí)時(shí)伽馬、電阻率曲線與隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖進(jìn)行連續(xù)、定量的對(duì)比。當(dāng)實(shí)時(shí)伽馬、電阻率數(shù)值與模擬模型數(shù)值不相符時(shí)，利用前導(dǎo)模擬程序反演出新的模型，從地層電阻率、伽馬值及其變化規(guī)律控制靶點(diǎn)位置，確保水平段井眼軌跡在動(dòng)態(tài)調(diào)整中精確中靶。

因水平段目的層下方有很厚的底水，主要依據(jù)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖和實(shí)時(shí)全烴斜深圖控制井眼軌跡，確保井眼軌跡在油層上方并遠(yuǎn)離底水。入窗后，在將井斜從85°調(diào)整至90°的過程中，隨著深度不斷增加，隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)顯示逐漸變差，伽馬在60～80 API之間，電阻率為8～10Ω·m，判定鉆遇差油層，決定上調(diào)井眼軌跡，尋找當(dāng)前井眼軌跡上方的油層。在斜深1 690.0 m處，自然伽馬持續(xù)下降至58 API，電阻率持續(xù)升高至15.0Ω·m以上，現(xiàn)場(chǎng)快速解釋鉆遇油層。將井斜角穩(wěn)定在90°，確保井眼軌跡在油層內(nèi)穿行，油層鉆遇率為100.0%，吳平×井水平段隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖見圖3。圖3中左下4道為鄰井吳平Y(jié)井測(cè)井垂深曲線，正上方藍(lán)色道GR和紅色道RL分別為隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)伽馬與電阻率斜深曲線。

3.2 水平氣井應(yīng)用實(shí)例

蘇平×井是位于蘇里格氣田西區(qū)的一口水平井，目的層為二疊系石盒子組盒8段。盒8段砂體由多個(gè)小層疊加而成，整體上砂體連通性好，但各小層平面上連通性差，加之部分區(qū)域含水，水平井井眼軌跡控制難度較大，該井設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度為1 000.0 m。在隨鉆測(cè)井地質(zhì)導(dǎo)向過程中，井下儀器組合為自然伽馬＋電磁波電阻率隨鉆測(cè)井儀（WPR）。起始井深3 036.0 m，完井井深5 303.0 m，作業(yè)時(shí)間45 d。

大斜度段從3 036.0 m開始造斜，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)伽馬與電阻率曲線，定性造斜，經(jīng)過19 d鉆進(jìn)，在3 795.0 m處精確入靶，靶點(diǎn)井斜89.6°，方位2.97°，自然伽馬15.0 API，淺電阻率199.2Ω·m，深電阻率530.4Ω·m。隨鉆測(cè)井曲線顯示電阻率明顯升高，伽馬測(cè)井值迅速降低，通過隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖，現(xiàn)場(chǎng)判定進(jìn)入目的砂巖層位，通過對(duì)比錄井資料（錄井撈取的巖屑為純砂巖，氣測(cè)顯示較高），入靶巖性和含氣性特征明顯。

圖4 蘇平×井水平段現(xiàn)場(chǎng)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向圖

在水平段鉆進(jìn)過程中，通過靶點(diǎn)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表，結(jié)合目的層頂、底界面和地質(zhì)導(dǎo)向模型設(shè)計(jì)最新的靶點(diǎn)及主要控制參數(shù)，動(dòng)態(tài)更新頂面地質(zhì)構(gòu)造圖，適時(shí)修正水平井井眼軌跡及地質(zhì)導(dǎo)向模型。利用隨鉆測(cè)井參數(shù)，預(yù)測(cè)水平井目標(biāo)地層傾角為0.3°，砂體沿水平井布井方向向下展布。當(dāng)鉆進(jìn)至5 110.0 m時(shí)，井斜增大至90.19°，隨鉆測(cè)井自然伽馬數(shù)值為36 API，淺電阻率數(shù)值為30.1Ω·m，深電阻率數(shù)值為40.4Ω·m。根據(jù)動(dòng)態(tài)井眼軌跡結(jié)合靶點(diǎn)數(shù)據(jù)，實(shí)時(shí)降斜調(diào)整井眼軌跡，雖然在5 125.0 m處將井斜降至90°，但仍然鉆穿泥巖蓋層，繼續(xù)降斜調(diào)整井眼軌跡，直至5 180.0 m將井眼軌跡重新調(diào)整回目的砂巖層（見圖4）。

該井實(shí)時(shí)指導(dǎo)水平段有效鉆進(jìn)1 000.0 m后，因鉆井效果良好，長(zhǎng)慶油田氣田開發(fā)項(xiàng)目組決定加深500.0 m，完鉆井深5 303.0 m，水平段達(dá)到1 508.0 m，創(chuàng)蘇里格氣田西區(qū)水平井水平段最長(zhǎng)、砂巖鉆遇率最高的紀(jì)錄。該井隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向相關(guān)技術(shù)指標(biāo)均好于2012年蘇西區(qū)塊同期5口井的技術(shù)指標(biāo)（見表2）。

表2 蘇西區(qū)塊2012年部分常規(guī)鉆井與隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向鉆井指標(biāo)對(duì)比表

4 隨鉆測(cè)井油氣水識(shí)別

由于尚未取得隨鉆測(cè)井孔隙度參數(shù)，在完鉆之后需進(jìn)行電纜測(cè)井，取全取準(zhǔn)識(shí)別油氣所需的資料，開展水平井時(shí)間推移測(cè)井。在巖性識(shí)別和儲(chǔ)層劃分的基礎(chǔ)上，充分利用隨鉆測(cè)井和電纜測(cè)井電阻率曲線在不同時(shí)間測(cè)量所反映油水信息的差異，結(jié)合目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層特征，有效識(shí)別油氣水層，為水平井后期開發(fā)提供科學(xué)的決策方案。

4.1 隨鉆測(cè)井油水識(shí)別

圖5為隨鉆測(cè)井與電纜測(cè)井解釋成果圖。圖5中第1道和第6道紅色曲線為隨鉆電阻率與自然伽馬測(cè)井曲線，藍(lán)色曲線為電纜測(cè)井電阻率與伽馬曲線。由圖5可以看出，隨鉆自然伽馬與電纜自然伽馬（藍(lán)色）基本一致，能夠準(zhǔn)確識(shí)別巖性。電阻率曲線差別很大，在泥巖、致密層段兩者感應(yīng)電阻率一致，油層段隨鉆測(cè)井感應(yīng)電阻率大于電纜測(cè)井電阻率，表明隨鉆測(cè)井電阻率受泥漿侵入影響較小，反映出原狀地層電阻率在油層段為高值。利用時(shí)間推移測(cè)井方法解釋油層317.0 m，差油層114.0 m。采用扇形定向射孔技術(shù)射孔6段（每段4.0 m），直接投產(chǎn)，產(chǎn)液14.6 m3／d，產(chǎn)油11.8 t／d，含水4.9%，產(chǎn)油量為該區(qū)域鄰井直井的3.8倍。

4.2 隨鉆測(cè)井氣水識(shí)別

圖5 吳平×井隨鉆測(cè)井與電纜測(cè)井解釋成果圖

圖6、圖7分別為蘇平×井致密層段與氣層段測(cè)井綜合圖（水平段太長(zhǎng)，截取了2段），圖6、圖7中第1道和第6道紅色曲線為隨鉆電阻率與隨鉆自然伽馬測(cè)井曲線，其他為電纜測(cè)井曲線，電纜測(cè)井在隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向完成2 d后測(cè)井。由圖6、圖7可見，隨鉆測(cè)井實(shí)時(shí)自然伽馬在泥巖、致密層段和氣層段都與電纜測(cè)井自然伽馬（藍(lán)色曲線）基本一致，能夠準(zhǔn)確識(shí)別巖性。電阻率曲線差別較大，在泥巖、致密層段2種電阻率相差很?。ㄒ妶D6），氣層段隨鉆測(cè)井電磁波電阻率大于電纜測(cè)井側(cè)向電阻率（見圖7），表明隨鉆電阻率受泥漿侵入影響較小，真實(shí)反映原狀地層電阻率值，利用隨鉆電阻率不會(huì)漏失氣層。利用時(shí)間推移測(cè)井方法解釋氣層861.4 m，試氣方式為水力噴射，9個(gè)噴點(diǎn)，獲無阻流量71.10×104m3／d，取得較好地質(zhì)效果。

5 結(jié) 論

（1）隨鉆測(cè)井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)適應(yīng)長(zhǎng)慶油田不同目標(biāo)儲(chǔ)層，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過程中儀器工作正常。通過與電纜測(cè)井進(jìn)行測(cè)井資料對(duì)比，各測(cè)量參數(shù)結(jié)果準(zhǔn)確，能夠有效指導(dǎo)鉆頭精確入窗，并保障井眼軌跡在油氣層中穿行，提高了水平井開發(fā)成功率。

（2）隨鉆測(cè)井的實(shí)時(shí)精確地質(zhì)導(dǎo)向作用，可取消導(dǎo)眼井及中途完井測(cè)井，縮短了建井周期。

（3）結(jié)合目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層特征，利用時(shí)間推移測(cè)井，可有效識(shí)別油氣層，為優(yōu)化壓裂施工方案設(shè)計(jì)、提高單井產(chǎn)量提供技術(shù)支撐。

圖6 蘇平×井泥巖、致密層段對(duì)比測(cè)井解釋成果圖

圖7 蘇平×井致密層段與氣層段對(duì)比測(cè)井解釋成果圖

［1］ 榮延善.水平井地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)的應(yīng)用 ［J］.江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào).2003，16（3）：50－51.

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