地质录井技术在页岩油水平井钻井中的应用

2022-04-07李忠明

西部探矿工程 2022年10期

李忠明

（大庆钻探工程公司地质录井二公司录井分公司，吉林松原 138000）

D油田一直以来是国内最大的石油生产基地，但是随着油气资源开采的不断深入，常规油气资源愈发匮乏，为了油田的可持续发展，D油田加大了对非常规油气资源的勘探力度，并在G区块发现了储量丰富的页岩油气资源，但是G区块地质构造特殊为特有的陆相泥岩成藏体系，在勘探开发上没有可借鉴的经验与做法，给页岩油开采开发带来了较大的困难。

1 概述

1.1 地质构造特征

D油田页岩油试验区构造位置为S盆地北部中央坳陷区QJ-GL凹陷二级构造带内。试验区内构造较平缓，断层主要发育在西北部。Q1～Q11层顶面海拔最深处均位于试验区东北部，Q1～Q11层顶面海拔最浅均位于试验区南部，构造高差平均为472m。

GY03HC井构造相对较平缓，往北2100m构造高差约76m，往南2200m构造高差约78m。试验区西北部发育一条近南北向的断层，距离古页GY03HC井1087m。试验区内GY03HC井周围平台较开阔，构造较平缓，适合部署水平井组。

1.2 施工难点

（1）浅水层。该区浅部发育有第四系、第三系泰康组含水层，其中第三系泰康组含水层为该区主要开采层位。

（2）浅层气。邻井钻探资料在H油层显示有浅层气发育且压力较高，钻完井过程中易发生气侵。

（3）注水注气层、异常高压层。设计井目前无注水注气层，上部葡萄花油层开发井已完成钻井设计，部分设计井已完钻，尚未投产。PT地层原始地层压力较高，预测压力系数1.26，Q一段地层原始地层压力较高，预测压力系数1.52。

（4）有毒有害流体。G653井钻进至Q二、三段上部井深为1794.73m时发现气侵，取样可点燃，井场有H2S气味；Y67井距设计井井口最近距离约9km，2003年4月6日压裂前，PT油层（井段1888.6～1889.0m）气分析数据显示CO含量0.494%，2003年4月24日压裂后，气分析数据显示CO含量最高，10.532%；Y88井距设计井井口最近距离约420m，2002年12月11日压裂后，PT油层（井段1830.4～1836.6m）气分析数据显示CO含量最高，0.251%，钻进过程中，预防地层有害气体逸散及加强人员防护。

（5）钻遇复杂层段风险。

①浅部地层成岩性差，胶结疏松，注意防漏、防塌；

②N五段至N三段地层，硬夹层较多，注意井眼轨道控制；

③N二段、N一段发育大段泥岩，吸水水化膨胀易剥落，注意防泥包钻具、井塌、卡钻；

④PT油层地层压力较高，且油层产气，Y95井试油日产气11618m3，钻井过程中防油气侵；

⑤邻井Q二、三段钻井过程中发生气侵、井涌等复杂，注意防油气侵；

⑥Q一段页岩层理发育，易剥落，地层坍塌压力高，防井塌、卡钻；

⑦QS组地层压力较高，钻井过程中防油气侵；

⑧GY2井压裂后日产气1100～11000m3，不排除钻遇天然裂缝，在目的层钻进时防油气侵，防井喷；

⑨设计井处于YT地区漏失区，Y69、Y97等井多次发生井漏，钻井中按YT地区易漏区防漏要求施工；

⑩D油田试验区区块原始井位少，地域辽阔，地层沉积差异大，缺乏临井资料；

⑪技套钻井机械速度快，岩屑叠加量大，岩屑录井难度加大；

⑫水平段使用油基钻井液，对岩屑、气测、荧光、地化等录井参数的影响较大；

⑬QS组目的层分层精细，包括几十个小层，且已钻井资料不全，“甜点层”捕捉困难，水平段地质导向难度大；

⑭三开水平段已开展多轮次的油基钻井液老浆重复利用，假岩屑掺杂严重，录井层位判断困难较大。

2 页岩油钻完井施工中的地质录井技术

2.1 页岩油水平井钻完井施工的地质录井要求

D油田G区块页岩油水平井施工处于初始阶段的勘探开发中，地质录井资料匮乏，为了丰富今后施工资料，认清地层地质信息，因此在施工中安排了尽量多的录井项目：岩屑录井、钻井综合参数、岩屑图像采集、荧光录井、综合录井、热解分析、残余碳分析、三维定量荧光分析、元素分析、XRD矿物成分分析、伽马能谱分析等。通过页岩油岩屑样品采集和分析实验，并对其进行深入对比研究，期望形成G区块页岩油录井联合评价含油性的方法和标准，实现气相色谱评价页岩油原油性质，形成页岩油录井物性、脆性、岩性评价方法和标准，并对今后的施工进行指导与服务。

2.2 地质录井技术在G区块目的层甜点层的捕捉及水平段轨迹控制中的应用方法

G区块页岩油目的层物性发育情况，共解释一类含油层17.6m/11层，二类含油层57.2m/15层，三类含油层50.2m/13层。一类含油层具有层密、层薄、邻层相互交错的特点，因此“甜点层”的识别较困难，导致捕捉及水平段层内钻遇率控制难度较大。现场通过应用地质录井技术，以期提高页岩油“甜点层”捕捉成功率和页岩油水平段目的层钻遇率。

（1）页岩油“甜点层”捕捉要点。甜点层捕捉的关键是实钻井眼轨迹控制能够根据地层实际层位需要，在设计轨迹的基础上准确入靶“着陆”。“甜点层”精准捕捉主要通过以下几点实现：一是精准比对临井地层资料，确定甜点层的垂深位置；二是结合现场地层实钻录井参数（岩屑、气测、色谱、热解、残余碳分析等数据），通过比对已有资料井的岩性及各种参数数据，确定甜点层的精准位置，然后将实钻井的井斜、方位及其实时随钻测井曲线和录井数据相关参数输入地质导向软件，便可得到甜点层实钻轨迹的精确海拔垂深；三是利用随钻测井（伽马、电阻率）数据便可精确得到实钻轨迹的海拔深度，与地质甜点层层深度进行比对，可以得到两者的差值，从而通过改变实钻轨迹的井斜方位指导实钻轨迹的调整，达到精准入靶的目的。

（2）水平段实钻轨迹导向控制要点。针对页岩油井目的层细分层多、层薄等特点，水平段钻进具有极易出层、靶点分布多等问题，通过录井实时参数（岩屑、气测、色谱、元素等数据）变化，结合随钻测井曲线（伽马、电阻率）变化趋势，及时预判油层走势，实时钻进参数调整，并通过井下随钻钻井仪器，发出相应的指令及时调整实钻轨迹，确保储层钻遇率达到设计要求。

2.3 G区块页岩油水平井井下复杂预防中的地质录井技术

D油田G区块为典型的陆相页岩油沉积成藏体系，从上到下地层纵向压力体系复杂，油气水层发育较多，隐蔽工程条件下，钻完井施工中未知因素多，导致井筒内复杂事故风险概率高。通过地质录井工程参数检测系统，可以对20多项钻井工程技术参数实现实时连续监控，提供风险预警，为钻井安全施工提供安全保障。主要钻井工程参数检测包括：井深实时连续监测、大钩悬重实时连续监测、钻压实时连续监测、钻井泵泵冲实时连续监测、立管压力实时连续监测、转盘转数实时连续监测、扭矩及变化实时连续监测等。通过钻井工程技术参数实时检测可以有效预防顿钻、溜钻、放空异常；断钻具、卡钻；托压、起下钻遇阻遇卡；井漏、油水侵、井涌；转盘工作异常；泥包钻具、井塌等复杂的预警和预报。

3 GY03HC井地质录井分析总结

3.1 D油田G区块GY03HC井邻井目的层曲线特征分析

根据邻井分析：Q11顶至目的层Q1顶岩性主要为纹层状页岩，局部夹薄层介壳灰岩，地层对比时根据选取的标志层进行逐层对比，并结合气测、地化热解分析资料，预测着陆点垂深，及时调整轨迹。目的层分析：本井A靶点位置为距Q1顶4.00m处的层状页岩层，从电性看，GR值在130.00～155.00API之间，电阻率在8.00～13.00ohm·m，地化热解S4在16.00～23.00mg/g、TOC在3.00～7.00mg/g左右，水平段监控可利用伽马、电阻率及热解曲线进行拟合，判断轨迹在层中位置。

3.2 地质风险分析

考虑着陆点处页岩目的层的实际位置与预测深度可能存在一定的误差，因此在探油顶过程中密切观察随钻测井曲线及录井结果，确定好着陆点；本井水平段较长，地层发育可能有一定变化，现场要实时跟踪，并及时向甲方提供建议和意见。

3.3 实钻着陆点的实时分析与推断

3.3.1 邻井的选择

综合分析曲线形态、数值及构造位置，本井在Q1号层着陆时选取离靶点最近、资料较全的GY2、GY5-Q3-H6井作为主要参照井进行地层对比。

3.3.2 地层对比

GY03HC井于2021年3月15日12:00，井深2137.00m，井斜0.10°，垂深2091.38m，地质导向师开始驻井跟踪，进行轨迹的导向与控制，校正后入靶点垂深2557.64m。分别在井深2375.00m，井斜16.43°，垂深2355.82m；井深2551.00m，井斜54.00°，垂深2501.78m；井深2665.00m，井斜76.74°，垂深2550.72m；井深2699.00m，井斜81.60°，垂深2556.53m；进行了三次入靶点校正，于2021年3月19日15:20，井深2725.00m，井斜87.03°，垂深2564.80m，岩屑录井见灰黑色层状页岩，结合曲线特征综合判断本井着陆，着陆点井深2725.00m，垂深2564.80m，井斜87.03°。