四川盆地元坝气田长兴组礁滩相超深薄储层水平井轨迹优化技术与应用

2021-08-10李昌峰冉飞温善志柯光明陈兰

世界地质 2021年2期

李昌峰，冉飞，温善志，柯光明，陈兰

1.中国石化西南油气分公司油气开发管理部，成都 610041； 2.中石化经纬有限公司西南录井分公司，四川绵阳 621000； 3.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，成都 610041

0 引言

元坝气田位于四川盆地东北部阆中市、苍溪县境内，主力气藏为上二叠统长兴组碳酸盐岩生物礁气藏，提交探明储量1 943×108m3，气藏主体为台缘礁滩相沉积，具有硫化氢含量高(平均5.5%)、埋藏超深(>6 000 m)、礁滩体小而分散(平均面积0.99 km2)、不同储层互层且单层薄(厚度0.1～10.8 m，平均2.8 m)、非均质性强(渗透率变异系数46.8)、储层空间展布和气水关系复杂等特点。该区直井产量普遍低，为实现气井全面达产和储量有效动用，气田大多采用水平井开发，水平段长度600～1 000 m，完钻井深大多达7 500～8 000 m。

因受山地地震预测精度的局限性、地震标定的误差、地层厚度变化引起的目的层深度变化、储层非均质性强及工程轨迹控制难度大等多种因素影响，给水平井施工中准确钻遇目标地质体带来了极大困难。中国各大油田大量水平井钻探及开发经验与实践表明，开展随钻水平井轨迹优化调整研究在提高水平井储层钻遇率方面起到了极为重要的作用。目前，国内外开展水平井随钻轨迹优化调整及地质导向主要采用LWD随钻测井技术，而LWD技术目前还不能有效识别海相地层岩性、确定地质目标体；LWD井下仪器不能满足6 000 m以上超深井的高温、高压和高含硫的使用环境[1--6]。

在超深的元坝气田长兴组生物礁气藏实施水平井，关键要确保水平段轨迹位于优质储层内，厘清生物礁优质储层分布规律尤为重要，笔者在水平井实施过程中，通过技术创新，形成了一套适合超深层、厚度薄、非均质性强和含底水储层的水平井轨迹优化调整技术。该技术要点包括储层深度精确预测、岩性识别、储层评价和地层水识别等方面，在气藏具底水、多礁体、薄互层和多期礁体等多种储层水平井轨迹优化调整中广泛应用，对提高超深海相水平井储层钻遇率、实现高产起到了极为重要的作用。

1 生物礁优质储层分布规律

川东北元坝气田长兴组在不同相区单井层序地层、沉积微相及储层综合评价的基础上，生物礁气藏平面上呈条带状展布，发育4条礁带及1个礁滩叠合区；纵向上发育4个成礁期次，相应有4期生物礁储层，自下而上第1、2期生物礁储层不发育，第3、4期储层发育，以第4期最发育。对于单期生物礁，优质储层纵向上主要发育于礁顶(盖)，礁核较差，礁基储层基本不发育。生物礁横向上可分为礁前、礁顶和礁后3个微相，优质储层主要发育于礁顶(盖)，礁后和礁前相对较差[7]。

根据长兴组气藏优质储层发育特征，实施水平井能够实现提高单井产能及储量动用程度的地质目的，首要保证水平段轨迹位于晚期生物礁礁盖储层之内，水平段轨迹设计及优化调整均需遵循这一原则(图1)。

图1 MB101--1H井水平段轨迹优化调整图Fig.1 Optimization adjustment diagram of horizontal trajectory, Well MB101--1H

2 轨迹优化调整技术

根据元坝长兴组气藏特点[8--16]，水平井轨迹优化调整主要运用深度预测、岩性识别、储层评价及气水关系等技术进行分析，确定靶点位置储层变化情况，及时准确了解水平段钻遇地层岩性、物性和含气性的细微变化，判断钻头处于储层中的位置，保证水平段轨迹在优质储层中长穿。超深海相水平井轨迹优化过程中，要做到及时预测、及时判断和及时决策，以长穿优质储层为目标。

2.1 储层深度精确预测技术

长兴组生物礁储层在地震剖面相应特征为丘状、透镜状反射，通过反演剖面，优质储层呈强波谷下缘反射、低阻抗特征[17--18]。首先通过对地震资料分析预测，进行近井反演约束，把设计井当虚拟直井，根据已钻标志层深度，用已测测井曲线或已钻地层深度修正未钻地层设计和目的层深度，使误差控制在可操作范围内；其次掌握钻井区域目的层分布、走向、厚度和深度等基本情况，选取控制对比井，建立起邻井海拔垂深岩性和电性对比图，根据邻井厚度趋势、地层倾角变化进行精确预测；最后选取水平井井区横向上分布稳定的标志层作对比分析，预测目的层的深度，使预测深度误差进一步缩小，综合各方面的因素优化调整设计轨迹。

实钻中不断修正设计地层深度，预测未钻地层深度及厚度，在进入目的层段之前，需要调整好井斜，防止进入目的层时井斜偏大或偏小，导致钻不到储层或钻穿储层。

2.2 岩性识别技术

由于水平井固有的特点和钻井新工艺的影响[19--21]，钻井岩屑变得十分细小，甚至呈粉末状，增加了岩性识别的难度，加之水平井岩屑混杂，挑样可能出现人为的误选情况，直接影响了鉴定岩性的准确性，使岩性识别工作无法按常规方法进行。针对上述技术难题，元坝长兴组钻井过程中采用的元素录井技术结合传统岩性鉴定方法在岩性快速识别中取得了较好的效果。

元素录井技术是采用X--射线元素分析仪分析岩屑化学元素含量，解决了粉末岩屑的岩性识别难题。根据不同岩性具有不同的化学成分，应用X--射线元素分析仪能够准确、快速鉴定碳酸盐岩的岩性。使用标准图谱法结合曲线解释法来识别岩性，对多口井岩样统计分析，划分灰岩、白云岩元素含量的特征(表1)，根据元素含量百分比，再划分白云质灰岩、灰质白云岩。

表1 元坝气田长兴组主要岩性元素特征统计

2.3 储层评价技术

长兴组礁滩相储层主要岩性为(溶孔)中粗晶白云岩、残余生屑(粒屑)溶孔白云岩、(溶孔)细粉晶白云岩、残余生屑白云岩。常规录井参数主要依据气测显示来判断储层含气性的好坏，而在碳酸盐地层中，现场可以通过薄片来分析岩石物性的好坏，大致观察判断孔隙发育情况。通过镜下薄片可以直观观察到碳酸盐颗粒中的晶间孔、溶孔和裂缝等的发育情况(图2)，目估样品的面孔率，从而定性地评价储层物性的好坏。该方法不仅能及时判断储层物性好坏，还能最大限度跟上钻头井深。

a.晶间缝、裂缝发育，充填沥青质(10倍，单偏光)；b.晶间孔、晶间溶孔发育，充填沥青质，面孔率为 8%(10倍，单偏光)。图2 MB101--1H井溶孔白云岩薄片照片Fig.2 Thin section photographs of dissolved pore dolomite，Well MB101--1H

在现场利用核磁共振录井仪对岩屑快速进行随钻物性分析，定量评价储层发育情况。用岩屑测定储层的孔隙度、渗透率，确立储层高孔渗带，随钻建立单井物性剖面。通过多口井岩芯、测井解释对储层物性的分析，与核磁共振录井仪分析对比，建立了元坝气田长兴组核磁共振储层分类模板和评价标准(表2)。

表2 元坝气田长兴组核磁共振物性分析储层评价分类标准统计

2.4 地层水识别技术

元坝气田长兴组气藏气水关系复杂，无统一气水界面，不同礁体具有相对独立的气水系统。常规录井主要依据钻井液中的氯根测定和电导率监测，钻进中多为超平衡钻进，地层水不能有效混入钻井液中，导致常规数据不能完全监测地层是否含水。现场中运用离子液相色谱分析技术，在地层少量出水或水侵的情况下，利用钻井液中多种离子含量的变化，能够及时、准确判断地层出水情况。通过多口井的应用，该技术取得了较好的效果。

图3 MB10--1H井长兴组综合剖面图(导眼)Fig.3 Comprehensive columnar section of Changxing Formation，Well MB10--1H(pilot hole)

3 不同储层类型井轨迹优化方法

长兴组气藏总体具低孔、中低渗的特征，纵、横向非均质性强、连通性差，平面厚度变化大，局部存在边(底)水，且各礁、滩体无统一的气水界面，不同礁带、不同井区具有不同的储层组合特征，针对不同的储层组合特征，水平井轨迹宜采用不同的优化调整方法。根据研究及实钻表明，元坝气田长兴组气藏主要发育以下4种类型的储层组合，针对不同的储层组合，形成了复杂气藏系列水平井轨迹优化调整方法，为不同类型储层水平井开发提供技术保障。

3.1 具底水储层水平井井轨迹优化

具底水储层的合理高效开发，最重要的一点是有效避开水层，以避免钻采过程中的底水突进。针对此类型储层，水平井轨迹优化调整首要为沿构造高部位，控制轨迹位于礁盖储层顶部，以保证足够大的避水厚度。

MB10--1H井导眼钻遇较薄的二类储层且存在底水的情况(图3)，分析原因为导眼钻至礁前位置。根据斜导眼储层发育特征，进行近井储层约束反演预测，沿构造高部位优化井轨迹，控制在礁盖储层顶部，最终有效储层钻遇率达到84.4%(图4、5)。

图4 MB10--1H井长兴组气藏储层发育模式图Fig.4 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB10--1H

3.2 多礁体储层水平井井轨迹优化

长兴组气藏每条礁带沿走向由多个礁群组成，每个礁群又由多个小礁体组成，单礁体规模小；各个礁带不相连，同一礁带内礁群之间并不完全相连，而礁群内部各个小礁体之间横向连通性较差。为长穿优质储层、提高优质储层钻遇率以提高单井产量和单井控制储量，首先水平井井轨迹需沿礁带方向穿越多个礁体方式优化，其次在不同礁体之间增设控制点，增加或降低井斜角，控制轨迹均位于不同礁体礁盖储层之内。

MB27--1H井横向发育多期礁体，钻进过程中水平段增加控制点，根据实钻资料分析进行多次优化调整,钻遇了3期礁盖储层，实钻目的层段有效储层钻遇率达到83.1%(图6、7)。

图5 MB10--1H井长兴组地震反演剖面图Fig.5 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB10--1H

图6 MB27--1H井长兴组气藏储层发育模式图Fig.6 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB27--1H

图7 MB27--1H井长兴组地震反演剖面图Fig.7 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB27--1H

3.3 薄互层储层水平井井轨迹优化

针对气藏中优质储层厚度薄、纵横向非均质性强的水平井，首先按目的层预测深度上限规划轨迹，井斜角比设计小5°～8°，稳斜钻进至储层顶界并卡准深度，确定入窗口再适当增斜；其次根据构造趋势，沿礁体或滩体走向多设控制点，使轨迹位于高部位的礁盖或滩核储层之内，要及时发现储层变化情况，以判断轨迹是否需要调整。

MB102--3H井为礁滩复合区的一口水平井，储层非均质性强，实施中准确预测并卡准储层顶界，水平段实施过程中利用优化调整技术，该井获得了高产，为礁滩相薄互层储层的开发提供了一种可供借鉴和指导的思路与模式(图8、9)。

图8 MB102--3H井长兴组气藏储层发育模式图Fig.8 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB102--3H

3.4 单一较厚大礁体储层水平井井轨迹优化

跟踪工作中要及时分析实钻资料，结合物探近井约束反演与井轨迹标定的预测，根据礁体储层倾角情况，进行适当的増斜或降斜，使轨迹控制于高部位的礁盖储层之内，A、B靶点分别位于储层顶、底，兼顾多层开发方式。

MB205--1井针对上下二期礁盖储层实施大斜度井模式，上下储层厚度达到289 m，有效控制了上下礁盖储层的储量(图10、11)。

图9 MB102--3H井长兴组地震反演剖面图Fig.9 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB102--3H

图10 MB205--1H井长兴组气藏储层发育模式图Fig.10 Gas reservoir development model of Changxing Formation，Well MB205--1H

图11 MB205--1H井长兴组地震反演剖面图Fig.11 Seismic inversion profile of Changxing Formation，Well MB205--1H

3.5 超深水平井轨迹实时优化效果

超深薄储层水平井轨迹优化调整技术成果已在元坝气田开发建设中成功应用，获得了良好的效果：技术成果在12口水平井应用，成功实现了“蛇行”长穿2～3个礁盖优质储层，储层平均钻遇率达82.1%，12口水平井中有8口井有效储层钻遇率>80%，最高(MB29--2)达92.1%，较开发初期提高8%，均实现了长穿优质储层，为实现油气成果最大化奠定了基础。

目前已投产井32口，日产能力1 200×104m3/d，建成了年产34×108m3天然气的生产能力。