随钻地质导向技术在PY断块气田MFS18.5－2均质储层中的应用

钱爱东 （中海油能源发展股份有限公司监督监理深圳分公司，广东 深圳518067）

张俊斌 （中海石油 （中国）有限公司深圳分公司钻完井部，广东 深圳518067）

宋菊 （斯伦贝谢中国海洋服务公司，广东 深圳518068）

张东平 （中海石油 （中国）有限公司深圳分公司开发部，广东 深圳518067）

谢华 （中海石油 （中国）有限公司深圳分公司钻完井部，广东 深圳518067）

1 PY气田项目概述

PY气田位于南中国海珠江口盆地流花07自营区块，气田范围内平均水深约200m。区域位于中央隆起带中部番禺低隆起南缘，白云凹陷北坡的反向断裂带上，是一个受断层控制的翘倾半背斜构造。该气田含气层为新近系韩江组至珠江组中下部的水下分流河道、河口坝沉积，主力气层为SB13.8（高孔、高渗）、SB15.5（高孔、高渗）、MFS18.5－1 （中低孔、中低渗）、MFS18.5－2 （中孔、高渗），均体现出层厚、疏松、均质和物性好的特征，且为边水驱动。

2 地质导向服务目标及实钻结果

与传统的几何导向技术相比，水平井地质导向技术提供更加综合化、系统化的服务，综合地质、钻井工程、测井及录井等随钻实时数据，以人机交互对话方式来保证井眼轨迹穿过优质储层的最佳位置，最终实现产能和采收率最大化，风险和不确定性最小化的目的，体现了现代钻井技术与地质、测井、油藏工程技术的结合，已广泛应用于水平井开发项目中，并取得了很好的效果，尤其是在构造复杂区块或者高含水的成熟油气田中[1～8]。

针对MFS18.5－2储层进行研究。MFS18.5－2储层有效厚度为20.5～23m，属于中孔、高渗储层，储层物性比较均一，在西部的PY30－1－1井和PY30－1－3井两口井中MFS18.5－2上部发育2～3m厚的泥质过渡带（自然伽马较高、电阻率较低、密度较高），向东部逐渐尖灭。据此设定该层地质导向目标为：①12.25in（1in＝2.54cm）井段平稳着陆于低自然伽马、低密度的优质储层内 （轨迹与储层顶面夹角约2°），然后用自然伽马值确认为优质储层后该井段完钻，据此结束12.25in井段。②在8.5in水平段中，控制井眼轨迹于优质储层中，且尽可能靠近目的层顶部 （导向窗口2m）。最后，增斜探顶确认储层构造形态。

针对开采MFS18.5－2储层的4口水平井 （A01H井、A02H井、A04H井、A09H井），斯伦贝谢地质导向团队提供了A01H井、A04H井、A09H井的着陆服务和A01H井、A02H井的水平段导向服务，水平段实际总进尺1030m，钻遇储层772m，剩余258m损失段是由于轨迹突然钻遇断层引起的，因此总体储层钻遇率为100%。

3 12.25in着陆段地质导向技术

3.1 着陆段钻具组合

通过分析储层的地层、构造特征，以及钻井目标和地质导向目标，确定12.25in着陆井段钻具组合为PowerDrive X5＋ARC8＋TeleScope8 （斯伦贝谢工具） （图1）。其中，旋转导向工具PowerDrive X5在旋转导向的前提下提供近钻头自然伽马和井斜测量 （距钻头约2～3m）；ARC8提供电磁波传播电阻率和自然伽马测量 （距钻头约15m）；TeleScope8提供随钻测斜服务 （距钻头约22m），并负责将实时数据传输至地面。

图1 12.25in着陆段钻具组合示意图

3.2 着陆段地质导向原则

1）基于实时自然伽马和电阻率曲线，与邻井标志层对比，运用RTGS软件模拟储层构造形态、地层倾角以及预测目的层顶面位置，据此来控制井斜轨迹，使其平稳着陆。

2）在保证入层所需水平位移的前提下，控制轨迹进入储层时与目的层顶面夹角2°±0.5°。利用近钻头自然伽马确认储层之后，以3°狗腿增斜使轨迹与储层顶面近平行，使得轨迹距离目的层顶小于1m垂深，由此完成着陆井段施工。

3.3 实钻分析

地质导向团队针对构造和地层的不确定性，利用上述地质导向原则，在A01H井、A04H井和A09H井着陆过程中，取得了理想的效果 （表1）。在目的层实际顶面比预测顶面加深7.7～21.8m的情况下，利用上述地质导向原则，控制轨迹与目的层顶面夹角为1.9～2.5°，成功着陆；12.25in井段结束时井底井斜与目的层顶面近平行，距顶0.7～0.8m。在8.5in井段中以3°狗腿增斜至与地层平行的过程中，距顶最多不超过2m，由此可将水平轨迹平稳地控制在要求的导向窗口内，也为后续完井施工提供了便利，最终后期生产动态得以优化。

表1 MFS18.5－2储层水平井着陆数据统计对比

4 8.5in水平段地质导向技术

4.1 水平段钻具组合

基于MFS18.5－2储层均质、气层电阻率较大 （可能大于1000Ω·m）的特点，以及最终增斜探顶的要求，选取水平段钻具组合为：PowerDrive X5＋GVR6＋TeleScope6＋ADN6（斯伦贝谢工具）（图2）。其中，旋转导向工具PowerDrive X5在旋转导向的前提下提供近钻头自然伽马和井斜测量 （距钻头约2～3m）；与电磁波传播电阻率测量工具ARC6相比，GVR6可提供较准确的大于1000Ω·m的侧向电阻率测量资料，以及较高分辨率的方位性电阻率测量和电阻率成像 （距钻头约11m）资料；ADN6提供中子孔隙度和方位性密度测量 （距钻头约27m）；TeleScope6提供随钻测斜服务 （距钻头约19m），并负责将实时数据传输至地面。

图2 8.5in水平段钻具组合示意图

4.2 水平段地质导向原则

水平段地质导向的目的在于保持水平井眼轨迹处于优质储层中，并根据要求将轨迹控制在限定窗口内。基于此，地质导向的难点就在于如何快速准确地判断钻头在储层中的相对位置及地层产状，并根据当前井眼形态确定下步作业计划。

当轨迹沿厚层均质储层钻进时，井眼轨迹的实时平均曲线 （自然伽马、平均电阻率、密度和中子孔隙度）均比较平直，不能通过邻井实时对比来判断井眼轨迹在储层中的位置；顶底密度差别较小，不能用于判断井眼轨迹在储层内的切割关系。

在PY气田MFS18.5－2均质储层水平段地质导向作业过程中，采用近钻头测量、实时电阻率成像、方位密度以及录井数据来指导实时地质导向作业。

1）PowerDrive X5近钻头自然伽马/井斜和GVR近钻头电阻率测量资料可以较早获得，有助于较早探测地层变化，迅速做出实时调整。

2）实时成像可以提供轨迹与地层之间的切割关系，同时还可以提取地层倾角[9，10]，据此来确认地层开始变化的位置以及地层倾角，降低构造不确定性对地质导向结果的影响。

3）在储层边界等密度变化较大的区域，利用方位密度，可以判断轨迹与轨迹切割关系。如果上切进入泥岩，顶密度会比底密度提前探测到，曲线值增大，而底密度在随后钻头进入泥岩一段距离后也增大；反之，底密度比顶密度提前增大。

4）综合录井方法利用钻时、气测和岩屑等录井数据，也有助于判断钻头处的岩性。

4.3 实钻分析

在MFS18.5－2储层8.5in水平段钻进过程中，旋转导向工具PowerDrive X5不仅提供了近钻头自然伽马和井斜测量资料，更重要的是通过全程旋转来控制井斜，由此提高了钻井时效，确保了井眼平滑和钻井安全，保证了地质导向工作的顺利进行，并取得了理想的效果。在此选取PY气田A01H井为典型实例来分析上述地质导向技术的应用实效。

A01H井位于PY气田东部，夹于2条北东倾向正断层之间，邻井显示均质砂岩储层厚约20m，上覆0.5m厚泥岩，之间没有砂泥岩过渡带。水平段地质导向目标为控制井眼轨迹于优质储层中，且尽可能靠近目的层顶部 （导向窗口2m），最后增斜探顶确认储层构造形态，但不能钻穿上覆薄泥岩以连通上部MFS18.5－1储层，以保证分层开发效果。地质导向风险主要体现在：①设计井位前方没有井位控制，储层厚度和物性存在横向发生变化的可能；②受周围断层影响，构造特征不确定，可能会钻遇断层。

1）针对旋转导向工具PowerDrive X5的定向效率可能受疏松砂岩影响的问题，通过优化参数来保证PowerDrive X5在疏松砂岩中的定向能力。

2）水平段作业开始之后，轨迹位于好储层内，实时曲线 （自然伽马、平均电阻率、密度和中子孔隙度）均平直，不能用于判断轨迹在均质储层中的位置以及井眼轨迹与储层的切割关系。利用GVR实时电阻率成像提取出地层上倾约0.5°，控制井斜约90.5°，使得轨迹几乎平行于储层钻进，距顶大约1～2m。

3）在斜深4520m处，实时曲线突变，轨迹进入泥岩。可能是钻遇断层，也可能是由于地层下倾，轨迹上切进入顶部薄泥岩。GVR实时电阻率成像持续显示为哭脸，轨迹持续下切储层，曲线突变应为断层引起，提取正断层倾向北西，倾角12°，下盘泥岩可能是MFS18.5－3层下面的泥岩层。

4）轨迹在泥岩内钻进258m斜深，垂深13m，一直没有找到砂岩储层。现有的270m优质储层可以满足产量要求，就此完钻。

5 结 语

在MFS18.5－2均质储层地质导向过程中，精确的着陆策略以及在水平段中GVR电阻率实时成像的运用极大地提高了地质导向的效率以及最终的储层钻遇率。另外，在导向过程中，近钻头测量、实时连续井斜的应用以及完善的团队合作机制也保证了地质导向工作的精度。在PY气田中，其他储层SB13.3和SB15.8的特征与MFS18.5－2特征相似 （构造不确定性大、层厚、均质、疏松），上述优化的着陆策略和水平段导向策略可以应用于其他储层的地质导向工作中。

多部门通力协作，综合地质、钻井工程、测井及录井等随钻实时数据，快速反应，措施得当，加强经验总结和交流，有针对性地解决问题，才能保证导向工作的整体效率和后期的产能，高效完成整个开发项目的整体目标。

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