地质工程一体化应用助推普光高效勘探

◇中原油田分公司油气勘探管理部 程 祥

普光气田地表条件复杂，陆相地层倾角大，砂泥岩互层，软硬交互层多，有效控制井斜和陆相钻井提速困难；储层埋深大，高温高压，非均质性强，储层改造风险大。通过地质工程一体化理念，进行精细地质研究，优化井位设计，指导工程设计，对施工设计反复研究，规避施工难点，降低工程施工风险，有效控制陆相井斜，提高钻速，减少井下复杂情况的发生，缩短钻井周期，达到优快钻井目的。树立地质工程一体化理念，通过精细地质研究提高工程施工的针对性，有效性，同时通过有效的工程技术保障钻探目的的实现，达到降低钻探成本、提高井身质量的目的，为普光探区高效勘探打下基础。

当前我国油气勘探程度越来越高，寻找规模优质商业储量难度持续升级，高效勘探显得尤为重要，中原油田全力推进高效勘探，努力实现商业发现，在国家大力发展天然气产业的背景下，该区探明率不足五成，中原勘探人坚持地质工程一体化指导高效勘探，按照“十四五”规划，将拓展富气层系，准备接替领域，全力推进高效勘探，寻找规模价值储量。

1 普光气田概况

普光气田位于四川盆地东北部，在大巴山推覆带前缘褶断带与川中平缓褶皱带之间。受北东向和北西向两组构造控制，发育多个北东向背斜构造，呈中间高、两翼缓的构造格局，是国内规模最大、丰度最高的海相高含硫气田，具有埋藏深，压力高，温度高，H2S、CO2含量高的“四高一深”的特点。为达到可持续、高质量发展的总体要求，结合“两个三年，两个十年”战略部署，长兴组和飞仙关组是重点勘探层系，茅口组、嘉陵江组、雷口坡组和陆相侏罗系为潜在勘探层系。普光勘探坚持以效益为中心，形成地质工程一体化新理念[1-2]，树立高效勘探新思路。

2 工程难点与对策

普光地区山地条件复杂，上部陆相地层地层倾角大井斜控制困难，防斜和钻压矛盾明显；陆相地层软硬层交错，含致密石英砂岩，须家河组地层可钻性差[3-5]，结合这些地质认识采用power-V+PDC垂直导向钻井技术有效纠斜，提高钻速，有效解决了防斜与钻压的矛盾性；牙轮-PDC混合钻头则利于砂泥岩互层的软硬交错的地层，应对须家河组地层，达到快速钻进的目的[6-7]，降低工程施工难度和施工风险，达到了陆相防斜提速的目的。长兴组礁滩相地层孔洞裂缝较发育，非均质性强[8-10]，试气过程中有效达到均匀酸化，尽可能沟通近井地带，提高导流能力，解放地层是关键，通过射孔优化、酸液配方的优化[11-13]，提高导流能力，达到试气效果。通过地质认识指导工程施工，有效利用先进工程技术，保障地质目的的实现，地质工程一体化理念现已经形成雏形，近两年在油气勘探工作中应用增多，为进行高效勘探提供设计理念。

3 现场应用实例

F3井是中原油田部署在普光探区分水岭构造上的一口预探井（图1），主探分水岭构造长兴组台地边缘生物礁储层及含气情况，完钻井深6540m，对5993-6064.4m井段酸化求产，10mm气嘴放喷，油压稳定在56.7MPa，日产气83.5万方，计算无阻流量330万方/天，拓展了勘探场面。

图1 F3井井位构造图

3.1 钻井过程优化

F3井所钻地层陆相地层倾角大，在钻进过程中，在上沙溪庙组使用空气/泡沫钻井方式，井斜控制困难，井斜角达到11.78°，随后使用power-V+PDC垂直导向钻井技术纠斜。Power-V（图2）钻井适用于高陡构造、坚硬地层，能够解放钻压、有效连续控制井斜，有效减少了钻具和套管的磨损，降低了钻具疲劳损伤，在钻进过程中，可自动追踪井斜变化，设定调整工具侧向力，使井眼轨迹快速返回近垂直状态。

图2 Power-V工作原理

上沙溪庙组地层倾角可达20°，转换钻井液后，使用斯伦贝谢Power-V垂直导向技术纠斜，井斜从11.78°/1482m降至0.19°/1728m，纠斜效果明显（图3）。

图3 钻井方式与井斜趋势图

须家河组地层中岩性为深灰-灰黑色泥岩、碳质泥岩与灰色细砂岩呈不等厚互层，夹黑色煤薄层，底部见浅灰色中砂岩薄层，地层可钻性差，岩性致密、研磨性强，针对这种地层特点，单使用常规牙轮钻头磨损快进尺短，PDC钻头则崩齿严重，都不能满足快速钻进的要求，如何提高须家河组机械钻速是提速的关键。本次优选牙轮+PDC混合钻头，集两种钻头优点为一体，达到快钻速，大进尺的要求，有一混合钻头单钻头进尺达到190m，创普光探区须家河组单钻头进尺记录。如表1所示在须家河组使用混合钻头，单钻头进尺、钻速与同地层常规牙轮钻头相比都有很大提高，通过对地层岩性分析，选择合适钻头，降低施工难度，达到陆相提速的目的。

表1 须家河组不同钻井方式下进尺、钻速对比表

3.2 试气过程优化

F3井试气目的层段长兴组上部岩性为灰色灰岩与灰色含泥灰岩、灰色含云灰岩呈不等厚互层[14-15]；中部岩性为灰色含云灰岩；下部岩性以灰色灰岩为主，夹灰色含云灰岩、灰色生屑灰岩。综合录井显示（表2），测井解释（表3）与现场追踪，经分析研究决定对134-143号层（5993.0m-6064.4m）进行求产（图4）。

表2 F3井测试层段录井显示表

表3 F3测试层段测井解释表

图4 F3井长兴组储层综合评价图

在5992.4-6027.6m井段（对应组合134-138号层），电成像动态图（图4）显示在亮黄色高阻背景下见暗色麻点分布，偶见黑褐色斑块，计算的面孔率为3.38%，6032.5-6065.0.0m井段（对应组合139-143号层）显示多为亮黄色高阻背景下见少量暗色麻点，局部有暗色斑块状孔洞存在，计算的面孔率为9.30%，其中在6061.8-6063.0m（对应组合解释的143号二类气层）：岩性为含云灰岩，电成像资料显示该储层在黄色背景中见褐色高角度波状条纹，解释一条张开缝，裂缝倾角为77°之间，裂缝倾向南东，计算的张开缝平均开度在0.0276mm左右，能改善储层内的连通性。

图5 F3井测试井段孔洞裂缝评价图

选取测试层段后使用射孔-酸化-测试三联作工艺，APR测试管柱组合，保障高温高压条件下试气安全。本试气井段从上至下，电阻率逐渐减小，孔渗则相对变好，下部深侧向电阻率149.9Ω·m接近于普光主体气水电阻率界面。考虑下部水层的存在，且试气井段下部发育高角度裂缝，避免由于酸压使高角度裂缝沟通下部水层，F3井采用小型酸化。经过对测试井段精细地质分析，对工程施工过程进行优化.

首先采用射孔优化，本次使用Φ89防硫化氢射孔枪深穿透射孔，深孔示意如图6，枪身壁厚9mm，耐压105MPa，射孔相位60°，142号一类气层、143号二类气层选用8孔/m孔密，上部选用16孔/m孔密，进行射孔限流达到均匀酸化的目的。

图6 深穿透射孔示意图

酸液优化方面，酸化目的为解除近井筒污染，沟通近井地带和天然气储集空间。由于目的层温度高，测点温度可达142℃，为降低酸液对管柱的腐蚀、延缓酸岩反应速度，优选缓蚀性能优、缓速效果好的酸液；前置酸解除近井地带污染，降低施工泵压，提高清洁酸施工排量，增大酸化半径；岩性以灰岩为主，储层物性差，储层异常高压，借鉴元坝气田长兴组施工经验，结合管柱摩阻计算，施工压力高，为实现深度酸化，限压条件下，尽量提高施工排量。

本井使用前置酸50m3，与普光主体相比前置酸用量增加一倍，如图7所示前置酸进入地层反应以后，施工排量不变的情况下，施工泵压降低了15～20MPa，为后期调高清洁酸排量控制泵压保留了操作空间，有效解除近井地带污染，计算酸化半径达到11.3m。可以看出，泵注清洁酸阶段，酸、岩反应持续作用，酸降波动小，说明泵注清洁酸排量与酸、岩反应速度基本一致，酸、岩配伍性好，酸液滤失小，充分溶解和溶蚀了岩石胶结物和地层孔隙、孔洞内的堵塞物，为天然气向井流动提供了通道，酸化解堵疏通效果明显。与普光主体使用的胶凝酸相比，本次使用的清洁酸开发了低摩阻酸液体系，90℃缓速率57.53%，具有变粘转向特征，可增大储层改造范围，残酸易返排，高效降阻剂的合成，与清水相比降阻率达75.6%，可提高超深高含硫气井酸压排量。

图7 F3井酸化施工综合曲线

4 结论

（1）F3井进行简单酸化测试，为后期转开发利用井进行高效开发二次酸化、酸压改造留足操作空间。通过精细地质认识，设计合理工程措施，提高措施的针对性，有效性，降低施工难度，缩短钻井周期，本井钻井周期202天，M1井钻井周期436天，节约工期234天，同时应用先进的工程技术保障了探井地质目的的实现。分3井地质工程一体化的高效运行，为普光探区下步高效勘探检验了技术，积累了经验。

（2）通过精细地质研究指导工程设计，降低工程施工难度与施工风险，达到降本、提质增效的目的，利用前沿的工程技术保障探井地质目的的实现，提升地质认识，促进地质突破。地质-工程一体化在普光探区的高效运行，为普光地区下部高效勘探打下良好基础，利用地质-工程一体化已形成的理念雏形，指导高效勘探。