低渗透薄层碳酸盐岩气藏水平井地质导向技术

2013-01-11刘海锋薛云龙张保国

天然气勘探与开发 2013年2期

刘海锋薛云龙张保国何鎏夏勇

(1. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 2.“低渗透油气田勘探开发国家工程实验室”·中国石油长庆油田)

水平井技术是开发低渗透油气藏最有效的方法之一[1-2]，可以有效增大生产井段与生产层位的泄流面积，降低生产压差，提高单井产能和油气采收率。靖边气田下古生界马五1气藏为典型的低渗、低孔气藏，为提高气井单井产量和气田采收率，自2006年起开始水平井钻探开发。由于该区主力储层马五13厚度薄、非均质性强，小幅度构造变化快，水平井现场地质导向遇到马五1各小层判识难、地层倾角预测难、气层追踪难、控制轨迹难等“四难”问题，完钻1口水平井，有效储层钻遇率不足20%，水平井产能仅为邻近直井的1～2倍。

如何利用现有技术手段，保证水平井精确入靶薄储层，并提高水平井有效储层钻遇率，是靖边气田水平井开发的关键问题。

1 水平井地质导向难点分析

靖边气田马五1气藏属古地貌-岩性复合圈闭的低渗透气藏，沉积相为滨浅海蒸发潮坪沉积，储层横向分布稳定，主力储层马五13优势明显，单独对马五13进行水平井开发就能取得较好效果。

但由于其特殊的储层情况，导致水平井开发存在“四难”：①马五13小层厚度薄(仅3～5 m)[3]，由于地表条件以黄土塬为主，地震储层预测精度不够，仅对地质导向起辅助作用，水平井入靶预测难；且工程钻头摆动幅度在±1 m，水平井极易出层，导致现场轨迹控制难度大;②主力储层马五13气层厚度分布在1～3 m之间，渗透率分布在0.04～10 mD之间,孔隙度分布在2.0%～6.0%之间，储层非均质性强，具体表现为含气层横向不连续，细小含泥隔夹层发育，气层追踪难度大；③马五1段岩性主要为白云岩、泥质白云岩、泥岩、凝灰岩等，各小层岩性相近，其划分依据主要是泥岩隔夹层分布，水平井因自身的井身结构和钻井方式，小层判识困难，容易导致误判；④小幅度构造变化大，局部隆起变化幅度在10～40 m/km[4]，地层倾角预测不准，导致水平井出层。

另一方面，目前现场应用的MWD地质导向仪器随钻测斜与随钻伽玛数据距离钻头位置约12 m左右，井底数据存在盲区，也增加了薄层水平井地质导向难度。

2 水平井地质导向方法

根据水平井目的层上、下部储层沉积接触关系(图1)，充分利用现场录井、钻井资料，确定了5处靶点调整时机、4种入靶地层对比方法、3种水平段轨迹控制方法。

2.1 入靶标志层选择与靶点调整

由于地下目标体的隐蔽性与小幅度构造变化的复杂性，水平井地质设计不能一次性准确预测靶点，但可以选取合适标志层，根据实钻标志层海拔值，对初始水平井靶点进行调整。根据储层沉积特征与岩性变化特点，确定山23顶煤、太原组顶部灰岩、本溪组顶部煤层、奥陶系顶部铝土岩、马家沟组内部小层等5处标志层进行靶点调整。

图1 靖边气田典型井测井曲线与岩性特征图

(1) 山23顶煤

山23煤层厚度平面上变化不大，煤层下部山23地层厚度变化受控于其砂体发育程度，煤层至目的层顶部约80～110 m，因此，通过对造斜段斜深的校正，对比其与邻井煤层之上地层变化趋势，可以初步预判入靶点深度。

(2) 太原组顶部灰岩

由于太原组灰岩期是大面积的海进过程，灰岩在整个区域大面积稳定分布，因此可以将太原组灰岩顶部做为入靶的参考标志层，由于该层距目的层60～80 m，实钻中将井斜调整至55°以上，保证水平井能顺利入靶。

(3) 本溪组顶部煤层

本溪组顶部煤层厚度较大(2～4 m)，且分布稳定，距离风化壳目的层较近(10～40 m)，是入靶宏观校正的良好时机，实钻中将井斜调整至65°以上。

(4) 奥陶系顶部铝土岩

马家沟组顶部铝土岩是碳酸盐岩经过风化后形成的“古土壤”表层，具有较强的等时性，岩性致密，坚硬，钻时会从本溪组的低值跳跃为高值，通过对比邻井奥陶系顶面起伏状况，可以预测入靶深度，井斜需保证在80°以上。

(5) 马家沟组内部小层

进入奥陶系马家沟组后，一般距离目的层马五13垂直距离还有5～15 m，是入靶调整的最后时机，但是因岩性相似，难以识别目的层上部马五12地层。实钻中将马五12小层细化为4段，各段岩性分别为白云岩、泥质白云岩、含泥白云岩、泥质白云岩，据此与邻井进行地层对比，并将马五12底部泥质白云岩作为入靶岩性警戒线，一般此处随钻自然伽玛大于70 API，钻时大于30 min/m，气测小于0.1%。

2.2 水平井入靶地层对比方法

根据靖边气田水平井实施的特点和技术手段，建立了4种水平井现场地层对比方法，确保水平井准确入靶。

(1)厚度对比法

地层在一定环境下，其厚度具有一定的变换规律。靖边气田地层为滨海潮坪沉积，地层稳定，为厚度对比奠定了基础。但由于靖边气田小幅度构造的存在，若水平井钻进方向为构造下倾, 利用工程测量仪器提供的井斜数据计算的水平井造斜段地层厚度值往往大于邻井数据(图2)，其增量为B1A2×tgα=A1A2(式中：α—地层倾角；B1A2—水平位移；A1A2—视厚度增量)；反之，若钻进方向为构造上倾，其值往往小于导眼井或邻井数据。因此首先需利用MWD随钻测量工具进行垂深校正，再与邻井对比山23煤顶、太原组顶界、本溪组煤顶等地层界面，预测地层倾角，将目的层上覆地层视厚度校正成实际地层厚度，在此基础上，进行地层厚度对比，进而预测靶点位置。

图2 水平井造斜段钻穿地层示意图

(2)岩性对比法

该方法工作原理是在沉积相研究基础上，利用邻井的各小层岩性和沉积相特征，在实际岩屑观察、准确定性的基础上，与斜井段进行地层对比，判识钻遇层位，估测靶点位置。

(3)钻时对比法

不同岩性内钻进所需钻时各有不同，可以利用该相关性来间接预测地层。相同钻进方式下，泥岩比砂岩所需钻时要大，主力气层马五13钻速相对较快；但不同钻进方式对于同一种岩性也有较大差异，螺杆钻进(不开转盘，主要用于定向)和复合钻进(即用螺杆+转盘转动)相比，复合钻进方式的钻时较快。钻时同时也受钻压、钻速的影响，资料采用应慎重。

钻时与钻遇地层岩性有直接关系，因此可与邻井进行钻时对比来卡准地层，判断地层归属与钻头位置。

表1 不同钻进方式不同岩性的钻时差别

(4)随钻测井对比法

现场随钻测井是最能直接反应地层变化的数据信息。可通过分析随钻自然伽马与邻井电测自然伽马变化趋势核实地层。由于测量仪器距离钻头12 m左右，数据明显滞后，现场导向人员必须综合各种信息，预测前12 m的轨迹情况。

实际水平井地质导向的过程中，综合运用上述4种地层对比方法，注重斜井段钻进过程中的轨迹控制和靶点调整。

2.3 水平井入靶判断

目的层岩性一般为纯白云岩或灰岩，其顶部泥质含量较高，水平井进入目的层后，一般钻时由20～60 min/m降至20～10 min/m，降幅达到50%以上，随钻伽玛由70～200 API降至40 API以下，降幅达到80%左右，气测一般由0.2% 升至1.0% ，升幅达到5～20倍左右。由于储层较薄，水平井入靶后容易脱靶，因此，入靶后建议井斜控制在86°。

2.4 水平段轨迹控制

结合区域地质情况，利用现场的各种信息综合分析，建立了3种水平段轨迹控制方法。

(1)水平井轨迹垂深控制

根据邻井、斜井段等实钻情况，预先判断水平段的地层倾角的变化情况，重新计算水平段各个靶点海拔和目的层的顶、底位置，实钻中，保证水平井轨迹在水平井段顶、底控制线之间钻进。JPxx-14井实钻轨迹基本在马五13预测顶底线之间钻进(图3)。

(2)岩性边界警戒线控制

钻头钻至目的层顶、底界泥岩时，钻时会首先出现变化，有增大的趋势，其次是泥浆循环一段时间后岩屑由纯云岩变为泥质云岩，同时气测降低，随钻伽马值在滞后12 m左右后明显增大；现场技术人员需综合分析确定钻头位于目的层的顶部还是底部。比如JPxx-14钻至B点,现场判断该处钻头进入马五13底部泥质云岩，同时地层倾角由陡变缓,通过井斜调整，使钻头位置顺利回归目的层。

根据岩性边界控制方法确定钻遇地层边界时，可根据钻遇的地层顶、底界面预测地层倾角，主要有4种地层倾角计算模式(图4)。根据计算的地层倾角，可在目的层顶、底预测2条控制线，通过钻井增斜或降斜，保证水平段在目的层顶底之间钻进。

图3 JPxx-14井水平段实钻轨迹图

注： H’—目的层视厚度； H—地层厚度； △S—水平位移差。

(3)气层追踪控制

在气层不稳定、地层倾角平缓的情况下，根据现场录井资料结合区块地质信息，充分研究认识井区目的层的非均质性，综合分析判断钻头所在的地层性质，调整轨迹追踪气测，达到钻遇有效储层的目的。以JPxx-14井为例(图3)，钻至A点，综合分析认为该处钻头位于马五13顶部致密地层中，为了能迅速钻入马五13底部含气的白云岩地层，进行增大井斜调整，之后钻遇气层140 m。