地层评价随钻测井系统在长庆油田的应用

2014-04-23张炳军冯春珍杨大千孙春勇罗红梅丁凡

测井技术 2014年2期

张炳军，冯春珍，杨大千，孙春勇，罗红梅，丁凡

（中国石油集团测井有限公司长庆事业部，陕西西安 710201）

0 引言

水平井是井眼在储层中的井斜角不低于86°且具有一定水平位移的特殊定向井［1］。水平井钻井过程中因难于精确预测油气层顶底界面的深度和有效控制水平段井眼轨迹，容易导致水平井不能准确入窗及精确中靶，最终导致钻井失败。水平井电缆测井的瓶颈是测井仪器难于下入井底，井口占用时间长，作业风险大，采集资料精度低。长庆油田近2年水平井开发技术进入大规模应用阶段。为了满足缩短水平井钻井周期、提高油气层钻遇率和油气层识别准确率的需求，中国石油集团测井有限公司长庆事业部配套了国内“三参数”随钻测井装备，2011年通过现场试验、工艺配套，2012年实现了地层评价随钻测井系统的投产与应用，取得了良好地质效果。本文重点介绍随钻测井在长庆油田水平井随钻地质导向、时间推移测井和油气识别等方面的应用。

1 地层评价随钻测井系统

目前长庆油田应用的地层评价随钻测井系统（FELWD）由地面系统和井下仪器2部分组成。地面系统包括工控机、前端采集箱体、司钻显示器、打印设备、深度传感器、压力传感器；井下仪器包括脉冲发生器、驱动短节、电池短节、定向短节、伽马短节、电阻率随钻测井仪，其中电阻率随钻测井仪包括方位伽马感应电阻率随钻测井仪（GIR）、电磁波电阻率随钻测井仪（WPR）和侧向电阻率随钻测井仪（GRT）；采集测井项目有自然伽马、井斜、方位、3种电阻率。

在随钻测井过程中，井下仪器由电池或泥浆涡轮发电机供电，定向短节实时测量钻井工程技术参数（井斜、方位、工具面、井温等）；伽马短节测量地层岩性参数自然伽马；电阻率随钻测井仪测量地层含油饱和度参数电阻率；驱动短节对测量信号进行编码，控制脉冲发生器电磁阀的打开和关闭，通过控制钻杆内泥浆流量的变化，在钻杆内产生泥浆压力脉冲波，测量信号经调制后，由泥浆压力脉冲波传送至井口，通过钻台立管压力传感器将携带测井信息的压力脉冲波转化成电信号，钻台接线器将立管压力传感器、钩载传感器、绞车传感器的信号综合至前端采集箱体进行数据预处理，由地面系统工控机完成随钻测井信息的数据采集、解码、处理和显示。

2 随钻地质导向

水平井开发过程中，钻探公司期望通过提高机械钻速、减少循环捞砂时间提高钻井效益；油田公司希望缩短钻井周期、提高油气层钻遇率和解释评价符合率。以前导模拟技术为核心的随钻地质导向技术能有效解决水平井开发过程中上述问题。

2.1 前导模拟技术

前导模拟技术是随钻地质导向的核心技术之一，除提供钻井模拟外，重要功能之一就是现场完成随钻测井的地层评价与构造对比［2］，该技术由地层模型处理、随钻测井曲线正演、随钻曲线与模拟曲线对比及反演等4部分组成，是预测电阻率及其他工具响应的软件系统，是现场地质导向系统的核心。在现场应用过程中，根据输入的区域地震资料、邻井地质资料、测井资料、随钻测井资料、地层倾角等信息，结合钻井工程与地质设计，建立区域随钻地质模型和前导模拟曲线，将随钻测井实时曲线与模型模拟曲线进行对比，适时跟踪靶点、调整井眼轨迹，并重新修正随钻地质模型和模拟曲线（见图1）。

图1中左边2道为随钻地质导向模型的垂深曲线与随钻实时垂深曲线的对比，红色MNSCGR为模拟伽马曲线，红色MNSCRL为模拟电阻率曲线，GR、R20、R40分别为随钻测井实时伽马、电阻率垂深曲线。图1上方2道为模拟曲线与随钻实时曲线的测深对比。其中，MNGR为模拟伽马曲线、MNRL为模拟电阻率曲线，GR、R20、R40分别为随钻测井实时伽马、电阻率垂深曲线。利用地质模型结合伽马、电阻率模拟曲线，模拟井眼轨迹与实时垂深、测深处的工具响应。通过分析模拟曲线与实时曲线判断钻头是否沿设计的轨迹钻进，及时校正井眼轨迹获得最佳靶点。

图1 随钻测井实时曲线与模型模拟曲线对比图

2.2 随钻地质导向技术

常规几何导向技术通过调整钻头方向的井斜、方位及工具面等数据控制井眼轨迹，完成钻井作业。该技术在目的储层较厚、区域地质构造稳定时应用效果较好，但在目的层较薄、地质结构复杂或对地下情况不很清楚时，导向效率较低［3］。随钻地质导向技术是指在水平井钻进过程中，根据测量的钻井工程技术参数和地层岩石物理参数实时调整井眼轨迹的技术。该技术通过综合利用随钻测量数据、随钻测井资料、定向工具、随钻地质导向软件现场整合钻井、录井、气测、测井及地震勘探等信息，在水平井钻进过程中，随钻地质导向工程师不断调整井眼轨迹设计，并与油田公司地质组进行沟通，优化钻进方向。

2.3 随钻地质导向技术方案

针对长庆油田地质构造特点和现场应用需要，提出了3个系列的随钻测井地质导向技术方案（见表1）。

表1 随钻测井地质导向技术方案

3 现场应用实例

截至2013年，随钻测井在长庆油田应用28口，其中油水平井22口，气水平井6口。分别从油气水平井随钻地质导向过程与油气水识别等方面介绍随钻测井地质导向现场应用及效果。

3.1 油水平井应用实例

吴平×井为吴起地区侏罗系延安组地层的一口水平井，目的层延10为构造－岩性油藏，驱动类型以边底水驱动为主。该井地质构造复杂、同层位厚度变化大，油层厚度仅3.7 m，且内有干层，下有底水，属典型的底水油藏，油层非均质性强，油水界面较统一。设计水平段300.0 m，自二开后进行随钻测井地质导向技术服务，井下仪器组合为MWD＋GIR方位伽马感应电阻率。起始井深140 m，完井井深2 051 m，实钻水平段452.0 m，作业时间13 d。

3.1.1 造斜段定性造斜精确入窗

在造斜段，重点对随钻测井曲线和模拟曲线进行定性对比。通过分析岩性、电阻率变化及因测量不确定性引起的偏差对预定目标层位进行准确定位。

图2 吴平×井造斜段现场随钻地质导向图

图2为吴平×井造斜段现场随钻地质导向图，在垂深1 380 m处，自然伽马曲线显示为低值，感应电阻率测井值快速升高，结合钻遇地层及邻井资料，现场判定钻遇延8底部煤层。通过现场随钻地质导向图计算分析，该煤层与邻井煤层对比下沉7.4 m，预计油顶海拔在44.0～46.0 m，决定下调第1靶点。在垂深1 416.0 m处，自然伽马曲线同样显示为低值，电阻率值快速升高，现场判定钻遇延9底部煤层，为吴平×井的最后一个稳定标志层。与邻井相比，标志层下沉3.1 m，地层厚度逐渐变薄，沉降减缓的趋势已较为明显，通过随钻测井实时曲线和宏观地层变薄趋势，预计油顶海拔47.1 m，微调第1靶点。在垂深1 430.0 m处，随钻测井自然伽马数值为65 API、电阻率数值为22.0Ω·m，与邻井油层电阻率数值基本一致。录井岩屑判断岩性为砂岩，气测值也明显升高，现场快速判定进入延10油层。实际油顶海拔47.7 m，与现场随钻地质导向图预计油顶海拔相差仅0.6 m，实现了长庆油田要求在第1靶点前30 m处以井斜85°～86°钻遇油顶的技术要求，精确入窗。依据随钻测井资料取消了中途电缆测井，缩短了钻井时间。

在入窗过程中，通过实时伽马与电阻率曲线不断修正地质模型，由反演程序通过反复修正地质构造和岩石物理模型，改变模型地层厚度、地层倾角，提高模拟地质模型与实时曲线吻合度，确保地层真电阻率、地层厚度反映钻遇地层的真实信息，使井眼轨迹达到最优化。

3.1.2 水平段定量稳斜动态中靶

图3 吴平×井水平段现场随钻地质导向图

在稳斜段，由于井身已进入设计层位，井眼轨迹控制的重心转移到使井身维持在油层的预定位置。通过实时伽马、电阻率曲线与随钻地质导向图进行连续、定量的对比。当实时伽马、电阻率数值与模拟模型数值不相符时，利用前导模拟程序反演出新的模型，从地层电阻率、伽马值及其变化规律控制靶点位置，确保水平段井眼轨迹在动态调整中精确中靶。

因水平段目的层下方有很厚的底水，主要依据随钻地质导向图和实时全烃斜深图控制井眼轨迹，确保井眼轨迹在油层上方并远离底水。入窗后，在将井斜从85°调整至90°的过程中，随着深度不断增加，随钻测井实时显示逐渐变差，伽马在60～80 API之间，电阻率为8～10Ω·m，判定钻遇差油层，决定上调井眼轨迹，寻找当前井眼轨迹上方的油层。在斜深1 690.0 m处，自然伽马持续下降至58 API，电阻率持续升高至15.0Ω·m以上，现场快速解释钻遇油层。将井斜角稳定在90°，确保井眼轨迹在油层内穿行，油层钻遇率为100.0%，吴平×井水平段随钻地质导向图见图3。图3中左下4道为邻井吴平Y井测井垂深曲线，正上方蓝色道GR和红色道RL分别为随钻测井实时伽马与电阻率斜深曲线。

3.2 水平气井应用实例

苏平×井是位于苏里格气田西区的一口水平井，目的层为二叠系石盒子组盒8段。盒8段砂体由多个小层叠加而成，整体上砂体连通性好，但各小层平面上连通性差，加之部分区域含水，水平井井眼轨迹控制难度较大，该井设计水平段长度为1 000.0 m。在随钻测井地质导向过程中，井下仪器组合为自然伽马＋电磁波电阻率随钻测井仪（WPR）。起始井深3 036.0 m，完井井深5 303.0 m，作业时间45 d。

大斜度段从3 036.0 m开始造斜，现场应用随钻测井实时伽马与电阻率曲线，定性造斜，经过19 d钻进，在3 795.0 m处精确入靶，靶点井斜89.6°，方位2.97°，自然伽马15.0 API，浅电阻率199.2Ω·m，深电阻率530.4Ω·m。随钻测井曲线显示电阻率明显升高，伽马测井值迅速降低，通过随钻地质导向图，现场判定进入目的砂岩层位，通过对比录井资料（录井捞取的岩屑为纯砂岩，气测显示较高），入靶岩性和含气性特征明显。

图4 苏平×井水平段现场随钻地质导向图

在水平段钻进过程中，通过靶点基础数据表，结合目的层顶、底界面和地质导向模型设计最新的靶点及主要控制参数，动态更新顶面地质构造图，适时修正水平井井眼轨迹及地质导向模型。利用随钻测井参数，预测水平井目标地层倾角为0.3°，砂体沿水平井布井方向向下展布。当钻进至5 110.0 m时，井斜增大至90.19°，随钻测井自然伽马数值为36 API，浅电阻率数值为30.1Ω·m，深电阻率数值为40.4Ω·m。根据动态井眼轨迹结合靶点数据，实时降斜调整井眼轨迹，虽然在5 125.0 m处将井斜降至90°，但仍然钻穿泥岩盖层，继续降斜调整井眼轨迹，直至5 180.0 m将井眼轨迹重新调整回目的砂岩层（见图4）。

该井实时指导水平段有效钻进1 000.0 m后，因钻井效果良好，长庆油田气田开发项目组决定加深500.0 m，完钻井深5 303.0 m，水平段达到1 508.0 m，创苏里格气田西区水平井水平段最长、砂岩钻遇率最高的纪录。该井随钻地质导向相关技术指标均好于2012年苏西区块同期5口井的技术指标（见表2）。

表2 苏西区块2012年部分常规钻井与随钻地质导向钻井指标对比表

4 随钻测井油气水识别

由于尚未取得随钻测井孔隙度参数，在完钻之后需进行电缆测井，取全取准识别油气所需的资料，开展水平井时间推移测井。在岩性识别和储层划分的基础上，充分利用随钻测井和电缆测井电阻率曲线在不同时间测量所反映油水信息的差异，结合目标区储层特征，有效识别油气水层，为水平井后期开发提供科学的决策方案。

4.1 随钻测井油水识别

图5为随钻测井与电缆测井解释成果图。图5中第1道和第6道红色曲线为随钻电阻率与自然伽马测井曲线，蓝色曲线为电缆测井电阻率与伽马曲线。由图5可以看出，随钻自然伽马与电缆自然伽马（蓝色）基本一致，能够准确识别岩性。电阻率曲线差别很大，在泥岩、致密层段两者感应电阻率一致，油层段随钻测井感应电阻率大于电缆测井电阻率，表明随钻测井电阻率受泥浆侵入影响较小，反映出原状地层电阻率在油层段为高值。利用时间推移测井方法解释油层317.0 m，差油层114.0 m。采用扇形定向射孔技术射孔6段（每段4.0 m），直接投产，产液14.6 m3／d，产油11.8 t／d，含水4.9%，产油量为该区域邻井直井的3.8倍。

4.2 随钻测井气水识别

图5 吴平×井随钻测井与电缆测井解释成果图

图6、图7分别为苏平×井致密层段与气层段测井综合图（水平段太长，截取了2段），图6、图7中第1道和第6道红色曲线为随钻电阻率与随钻自然伽马测井曲线，其他为电缆测井曲线，电缆测井在随钻地质导向完成2 d后测井。由图6、图7可见，随钻测井实时自然伽马在泥岩、致密层段和气层段都与电缆测井自然伽马（蓝色曲线）基本一致，能够准确识别岩性。电阻率曲线差别较大，在泥岩、致密层段2种电阻率相差很小（见图6），气层段随钻测井电磁波电阻率大于电缆测井侧向电阻率（见图7），表明随钻电阻率受泥浆侵入影响较小，真实反映原状地层电阻率值，利用随钻电阻率不会漏失气层。利用时间推移测井方法解释气层861.4 m，试气方式为水力喷射，9个喷点，获无阻流量71.10×104m3／d，取得较好地质效果。