神木气田水平井地质导向分析研究

王　超，高　哲，黄锦袖，朱玉杰，孙　龙

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西 西安 710200)



神木气田水平井地质导向分析研究

王超1,2，高哲2，黄锦袖2，朱玉杰2，孙龙2

(1.西安石油大学，陕西 西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西 西安 710200)

神木气田储层致密，非均质性强，以往部分水平井由于隔夹层较发育、横向变化大、构造起伏不稳定、纵向钻穿多个砂体实施难度大等原因，导致钻遇效果不理想。通过深化储层评价及认识，优化水平井地质设计，针对局部单层突出发育区域实施水平井，同时通过实例阐述地质导向技术对轨迹的合理调整，提出不同层位应具备不同的导向思路，强化地质导向过程控制及穿越复杂地层的井眼轨迹控制技术研究。2015年神木气田水平井有效储层钻遇率均达80%以上，试气无阻流量最高为63.5万 m3/d，提高了单井产能、单井控制储量和区块采收率。

气田；钻遇率；井位优化；地质导向

神木气田目前已实施水平井18口，从历年钻遇效果来看，平均有效储层钻遇率为75.3%，试气井17口，平均试气无阻流量27.4万m3/d，有效提高了单井产量。如何打好水平井，提高有效储层钻遇率是水平井开发的核心问题，水平井地质导向技术起着至关重要的作用[1-4]。通过近几年的摸索实施，逐步形成了“上覆下伏地层描述”“精细刻画构造”“不同层位、不同思路”等成熟的地质导向技术，延长了水平段长度，提高了有效储层钻遇率。

1　气田基本地质特征

神木气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。构造上为宽缓的西倾单斜，坡降6～10 m/km。研究表明，低缓鼻隆构造对天然气聚集不起控制作用。主力气层为太原组、山西组、盒8，其中太原组为海陆过渡带型的沉积体系(见图1)，主要发育三角洲平原、前缘亚相，其中太2段砂体连片性较好，厚度6～18 m，厚砂体呈透镜状分布；山西组为河流——三角洲沉积体系，主要发育三角洲平原亚相，砂体呈近南北向条带状、网状分布，厚度4～14 m，主力层山22横向连片性较好。另石盒子、本溪、下古马五也发育有效储层，多层系特征明显(见图2)。

图1　太原组沉积模式图

图2　神木气田气藏剖面图

储集层岩性为石英砂岩、岩屑石英砂岩和岩屑砂岩。太原组孔隙类型以岩屑溶孔为主，平均孔隙度为7.8%，渗透率为0.64 md；山西组主要发育岩屑溶孔、粒间孔及晶间孔，平均孔隙度为6.8%，渗透率为0.85 md。为典型的“低孔、低渗”致密砂岩气藏(表1)。

表1　神木气田主力气层物性信息表

2　水平井实施现状

针对山2、太原组单层发育区块，历年共实施水平井18口，平均水平段长度1 081 m，有效储层钻遇率75.3%；其中完试17口，平均无阻流量27.4万m3/d，设计水平段完成度稳步提升，储层钻遇率、有效储层钻遇率逐年提高。

3　水平井地质导向技术

平井地质导向是利用近钻头处实时采集的地质、工程参数，超前预测和识别油气层，并根据需要来调整井眼轨迹，引导钻头准确钻达油气富集区域[5]。水平井地质导向的目标是优化水平井轨迹在储层中的位置，降低钻井、地质风险，提高钻井效率帮助实现单井产量最大化和投资收益的最大化[6]。

经过近几年摸索实践，神木气田逐步形成了“上覆下伏地层描述”“精细刻画构造”“不同层位、不同思路”等成熟的地质导向技术，准确预测地层倾角，及时调整井斜，有效避开煤层、碳质泥岩等工程难以实施区域，延长了水平段长度，提高了有效储层钻遇率。

图3　双A-1H2井水平段实施方位图

3.1优化水平井地质设计

水平井地质设计重点解决水平井段的轨迹、靶点方位、纵向上的位置以及水平段的长度等问题。斜井段完钻后，根据钻遇情况及时补充、优化地质设计。

综合地震评价、地质研究、新井钻遇效果、试采井、投产井动态分析，深化储层评价与认识，选择在储层连续、厚度大的区域部署水平井；确保在构造高部位入靶，水平段方位与砂体展布方向一致[7](见图3)。

通过邻井资料预测地层倾角，根据标志层及储层顶底界面构造图精细刻画小幅度构造[8]，进行水平段轨迹设计(见图4)。

图4　双A-2H1井水平段轨迹设计图

3.2斜井段入靶

在斜井段钻进时，首先卡准标志层，调控井斜、靶前距，确保水平段顺利入靶。山22、山23、太原组的标志层明显，盒8和马五13无明显标志层，入靶时主要参考地层厚度。

入靶前应详细描述岩屑特征，包括岩性、颜色、粒度等，这是水平段钻进过程中判断是否“冒顶”的重要依据。与此同时，根据气测、GR的变化适时入靶，入靶后进行斜井段电测，确定是否准确入靶，再根据实际钻进情况调整地质设计。

3.3水平段钻进

3.3.1准确掌握岩性特征

水平段钻进过程中关键是准确判断钻头所处位置。首先根据邻井资料准确掌握目的层与上覆、下伏的岩性特征，这是判断是否“冒顶”或者“穿底”的重要依据，如双A-3H2井目的层段为灰白色石英砂岩，上覆地层岩性为黑色煤层，下伏地层岩性为灰色泥岩(见图5)。

图5　双A-3H2井轨迹示意图

3.3.2超前预测，及时调整

对于存在小幅度构造的井，要做到超前预测，及早调整井斜，确保有效钻进；并要坚持“缓升慢降”的原则，保证井眼圆滑，为后期施工打好基础。

双A-4H1井在实施过程中，钻至A点时，钻遇40 m煤层，判断钻至山23顶煤，分析存在背斜构造，继续钻进煤层出现坍塌，决定向上实施侧钻，绕过背斜构造。钻至B点时再次钻遇3米煤层，判断为山23顶煤，分析已钻至背斜顶部，决定继续增斜钻进快速穿过背斜。钻至C点时,钻遇深灰色泥岩，与入靶前岩屑对比，判断钻头已“冒顶”，降斜追踪砂体。钻至D点时,钻遇煤层，判断为山23顶煤，工程实施困难，考虑到该井钻遇效果较好，已达到设计要求，研究决定完钻(见图6)。

图6　双A-4H1井实钻轨迹图

3.3.3不同层位，不同思路

此外，对于无明显标志层，上、下岩性难以区分的井要根据现场实际钻遇情况，及时改变导向思路，适时调整[9]。考虑目的层位砂体分布稳定，但气层变化快、难以追踪，B-6井在水平段实际钻进过程中，充分参考邻井资料、确保钻头始终位于目的层内的基础上，加强气测追踪，最终取得了较好的效果。

图7　B-6井实钻轨迹图

该井钻至A点时岩性较好，气测值高，钻进过程中降斜使钻头缓慢偏离高气测区域，然后增斜追踪，于B点钻遇高气测区域。钻至C点时岩性较好，气测值高，增斜使钻头缓慢偏离高气测区域，然后降斜追踪，于D点钻遇高气测区域。钻至E点，岩性较差，气测值低，由于水平段较长，工程实施难度大，经研究决定完钻，最终该井水平段长1 903 m，有效储层钻遇率达到86.8%，效果较好(见图7)。

4　结语

(1)精细描述储层特征，优化水平井井位部署，考虑邻井动态，确保水平井地质设计严谨合理。

(2)入靶前做好邻井之间的对比，确定目的层大概深度。钻进过程中，随时对比邻井资料，不断调整确认目的层井深，在斜井段开钻后接近目的层时，应不断对井斜进行调整。

(3)水平段导向的核心是准确判别目的层与上覆、下伏的岩性区别，确定钻头所处位置；坚持“缓升慢降”的原则，保证井眼圆滑。

(4)不同目的层的水平井，有不同的导向思路，当目的层与上、下地层岩性难以区分，水平段导向困难，可考虑采用追踪气测的思路导向。

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[9]任菊玲，陈俊男，张以军.应用综合录井技术进行水平井地质导向[J].中国石油和化工标准与质量.2011(04).

Analysis and Research on Geological Guide of Horizontal Well in Shenmu Gas-field

WANGChao1,2，GAOZhe2，HUANG Jin-xiu2，ZHU Yu-Jie2，SUNLong2

(1.Xi’an Shiyou University,Xi’an710065,Shaanxi；2.No.2 Gas Production Plant,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710200,Shaanxi)

Shenmu gas reservoir belongs to tight sandstones with low permeability and strong inhomogeneity.The effect of drill has not lived up to expectations due to the development of interlining,high-relief structures and instability,difficulty to drill through multiple sandbodys.By deepening reservoir reevaluation,optimization geology design of horizontal well，the horizontal well can be implemented in advantageous?area?of?reservoir which Single prominent reservoir is developed,At the same time,describes geological guide techniques reasonable adjustments to the track by way of example.Propose different horizons should have different ideas guide.The research of the complex formation and trajectory control technology is strengthen.In 2015,effective reservoir that horizontal well drills in Shenmu gas field rate is above 80%,and the highest of gas open-flow capacity reaches up to 635 000 m3/day.After the above mentioned measures,the production capacity and the controlled reserves of single well is improved as well as recovery efficiency.

Gas field；drilling ratio；optimizing in well location and geological guide

2016-03-14

王超(1985-)，男，河北石家庄人，工程师，主要从事气田地质开发及气藏工程动态分析方面工作。

P618.130.2

A

1004-1184(2016)05-0196-02