降低横向井测井风险

编译:马向阳 (塔里木油田分公司油气田产能建设项目部)

审校:赵平 (大庆钻探工程公司测井一公司)

降低横向井测井风险

编译:马向阳 (塔里木油田分公司油气田产能建设项目部)

审校:赵平 (大庆钻探工程公司测井一公司)

尽管随钻测井 (LWD)/随钻测量 (MWD)在钻井过程中提供了大量数据,但是对于水平泥岩横向井段来说,由于成本高、风险较大,LWD/MWD的应用受到了限制。一种新型基于存储的仪器可以到达钻头所到达的任何位置,并可为水平横向井段提供丰富的钻井信息。

横向测井 泥岩 随钻测井随钻测量 成本 风险

考虑井下环境时,有一个问题必须考虑,那就是获取尽可能多的数据。当到达目的层需要对源岩进行实时测量时,LWD/MWD系统常常派不上用场。尽管在当今市场上这些仪器的价值是显而易见的,而在特定钻井环境下它们所表现出的高成本和高风险使其在一些地区的使用受到了限制。在北美,主要采用水平横向井开采泥岩 (层),LWD/ MWD便失去了其优越性。

已经证明,分阶段压裂完井是泥岩开采的一个有效方法,几乎不需要什么数据。传统上,如果在一或两口井里可以测井,那么就可以在一个均匀剖面上进行压裂作业,从而开发整个油田。这种方法已在Fayetteville、Haynesville和Eagle Ford的作业中获得了成功,同时也面临着新的挑战——优化完井。

1 成本与风险

泥岩成功开发的一个主要因素是降低单井钻井和完井成本。在泥岩开发中,钻水平横向井是油井生产最有效的钻井方式。按目前标准,采用LWD/ MWD测量横向井段涉及高成本和高风险。LWD/ MWD仪器是井下钻柱总成的一部分,如果钻柱遇卡,或者出现什么问题或仪器发生故障,可能要花费上百万美元。

在一个新的区域,开发商常常在头几口井中使用测井技术,获得的信息用于其后的许多新井中。现代压裂作业的优势是开发商可以用有限的实际井眼信息完成多数井的压裂作业。结果,为了减少开支,许多开发商都取消了数据采集这一环节。通过减少油田开发项目中的测井作业,开发商正在降低成本和风险。在节省作业时间和成本的同时,也大大减少了特定井下环境的有价值信息量,限制了开发商通过优化完井来增加产量的能力。

2 低风险、高质量数据

2009年1月推出的第一支商用 ThruBit LL G过钻头测井 (TBL)仪是一支耐用的三组合 (伽马、电阻率、中子和密度/Pe)仪器。已经证明,该仪器是可以获得更多数据的有效、经济的方法。该方法通过钻柱传输仪器并通过钻头,降低了作业风险。该仪器可在很宽范的条件下 (包括恶劣环境)采集测井数据,因为钻头钻到哪里,它就能测量到哪里。

Haynesville的实例如图 1所示,已给出了Haynesville的主要钻井区域,以及钻出点 (中子与密度曲线进一步分离处)。伽马射线显示几乎没有什么差别,所以随钻测量伽马射线 (MWDGr)对确定何处完井最优不会有帮助。TBL三组合指出了钻入和钻出区域以及有效完井的位置。

TBL仪器与一特殊设计的 Portal Bit联合使用,可以解锁使测井仪器穿过钻柱来测井。一旦井眼循环干净,钻柱即“通管器”,提供了一个最小

2.5 in(1 in=25.4 mm)的偏移,测井装置靠电缆穿过钻柱,与测井仪保持连接。仪器悬挂在钻头的上方,可使“三组合”延伸至钻头下方。随着电缆的移动,当在地面上卸掉 (钻杆)时,仪器以存储测井模式采集井眼信息。

对于水平 (或垂直)井来说,仪器可以在钻杆完全取出前收回,这有助于完井作业计划的迅速实施。万一钻杆遇卡,在钻工处理钻柱直至解卡的时候,仪器可较容易地被收回至地面。随着仪器安全地放置在工作脚手台上,发生损坏的风险全部解除。

除了降低作业风险外,TBL还提供了完井过程中用于优化井特性的信息。岩石物理学家Bruce Noblett认为,过钻头MWDGr的一致性较好。因为标准的伽马仪器的偏移加上或减去表格刻度,储层质量中重要的细小变化较容易被忽略掉。

图1 Haynesville测井实例

当MWDGr在水平横向层段穿过时,不同层段的粗略读数基本相同。利用 TBL的高采样率伽马射线 (不是MWD)和其他所有的“三组合”数据可以估算储层的孔隙度和电阻率,完井也将得到优化。

基础地质学表明,多数油藏都不是均质的,如粒径改变,孔隙度、渗透率变化,流体也会改变。在一些碳酸盐岩储层,孔隙度因层段不同而变化。因此,储层岩石是可以改变的,尽管伽马射线表明岩性基本是相同的,但增产效果是不同的。

伽马测井表明一个区域是水平储层,这常常导致整个层段以水平段完井。观察到储层岩石中众多变化的可能性会导致完井大不相同。一般地来讲,孔隙多的层段正是油气储存的位置。孔隙度越高,储量越大。据此优化完井可证明井眼产量较高。MWDGr对许多作业都十分有效。然而,这可能导致盲目增加水平井。借助更多信息,开发商可以利用岩石结构上的细微变化来优化完井过程。

左边Eagle Ford实例表明 (图2),红色和蓝色曲线正好相遇并交叉的地方孔隙度良好。同时,井下泥浆气体测井曲线显示潜在气藏峰值较小。右边Eagle Ford实例表明了类似的良好孔隙度层,但显示出气体较多。伽马射线在这两个层读值相似。仅用MWDGr和气体曲线来解释该层将会漏掉通过以前Eagle Ford测井曲线解释的产层。

图2 Eagle Ford测井实例

3 结束语

大多数公司都想获得更多的数据。至今,TBL的“三组合”服务已经测井19 500 ft(5 944 m),目前横向井最深的是5 500 ft(1 676 m)。通过较好地理解产油层位置,开发商可以通过优化其模拟计划进一步降低成本、提高产量。Noblett认为,“数据很重要,数据有助于决策;数据还有助于开发商提高工程效率”。

资料来源于美国《E&P》2010年6月

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.9.015

2010-08-21)