地质录井技术在水平井钻井施工中的应用

刘海明

（大庆钻探工程公司地质录井二公司录井分公司，黑龙江 大庆 138000）

1 地质录井技术概述

地质录井技术是指在石油钻井过程中，通过各种采集仪器，连续录取所钻地层的油、气和水显示、钻井施工工程和钻井液性能、地层地质岩性等参数,达到识别地层油、气、水层和地层评价、生油岩和油源评价的一种技术。地质录井技术还可以实现监测钻井工程参数、检测地层压力系数等，为预防井下复杂，达到高效钻井提供先进方法和技术。

地质录井是发现油气层的直接手段,在油气勘探开发中是不可或缺的。施工中通过建立勘探地层剖面、地层层序及烃类气体含量变化剖面图，达到及时发现并捕捉地层的目的。

地质录井可以实现对钻井全过程的连续监控,实时地对各种作业工况和工序监督和记录,能够及时发现钻井施工中的隐患和事故预兆,为预防各种复杂事故提供及时准确的预判。

2 P36-平1井概况

2.1 构造概况

TPT 背斜构造是杏树岗背斜构造向南延伸的倾没部分，是大庆长垣南部的一个三级构造，油藏类型为构造油藏。杏树岗、太平屯背斜以-860m等深线圈闭，为一完整背斜，-850m等深线将杏树岗、太平屯背斜分开为两个独立构造。

TB 开发区根据构造形态可分为北块和南块，其中TB 开发区北块与杏树岗构造连接在一起，为被断层复杂化的背斜构造油藏，含油面积78.7km2，地质储量4089.67×104t，技术可采储量1168.76×104t；TB 开发区南块即T19 井区（包括T30 井区）油气富集主要受局部构造及岩性控制，形成若干局部构造为中心的油气富集点，为受岩性、断块、构造等多种因素影响控制的构造油藏，含油面积31.32km2，地质储量1199.49×104t，技术可采储量291.09×104t。区块地层岩性如表1所示。

表1 地层岩性描述表

如表1所示，TB开发区油层以葡Ⅰ组油层为主，属于河流—三角洲相沉积，细分为13个沉积单元。其中葡Ⅰ11 层为三角洲外前缘相沉积；葡Ⅰ6~8 层为三角洲分流平原相沉积；其它8个小层均为三角洲内前缘相沉积，在平面图上，主要分为河道、河间、表外、尖灭等微相，根据砂体沉积规模、形态及砂体连续性。

2.2 断层发育

太北开发区葡Ⅰ顶构造表明，共有大小断层87条，均为正断层，断层倾角34°~55°，一般为40°~53°，断距1.0~83.5m，平面延伸长度为0.2~5.4km，断层走向以北北西、北西向、近南北向为主。构造两翼倾角不大，西翼为4°，东翼为3°，构造轴向近于南北向，构造高点在太20-37井，葡Ⅰ组顶面海拨-914.1m，以-975m等高线圈闭，闭合高度为60.9m，闭合面积为55.0km2。

2.3 套损井情况

设计井600m范围内共有套损井19口，套损类型主要是变形（11口）和错断（4口）。

2.4 区块开发历程及以往钻井情况

TB开发区太184井区自1980年基础井网开始采用450m井距反九点法面积注水井网，一套层系开采葡Ⅰ组油层，1994~1996 年进行了一次加密调整，主要解决该区注采井距偏大，油水井数比高，水驱控制程度低，注采不完善的矛盾。

2.5 钻井难度提示

（1）浅部地层成岩性差，胶结疏松，钻井过程中防井漏、井塌。

（2）嫩五段至嫩三段地层，硬夹层较多，易斜。

（3）嫩江组二、一段大段泥岩，吸水水化膨胀易剥落，易泥包钻具，井塌卡钻。

（4）葡萄花油层受注水开发影响，地层压力较高，注意防油气水侵。

（5）断层附近的设计井，防井斜、井漏。

2.6 邻井目的层曲线特征分析

邻井测井曲线主要有深、浅电阻率和自然伽马，从曲线上来看本区F Ⅰ71 号层电阻率数值为9.53~29.70ohm·m，自然伽马数值为60.54~99.28API。

2.7 地质风险分析

本井目的层FⅠ71 号层砂体有效厚度在2.1m，钻进过程中注意深浅侧向及GR的变化，着陆时地层倾角上倾3.08°，着陆时要控制好井斜角，防止穿层；考虑着陆点处油层的实际位置与预测深度可能存在一定的误差，因此在探油顶段密切观察GR曲线及录井结果，确定好着陆点；本井区目标层发育不稳定，水平段跟踪过程中要控制好轨迹，尽量避免出层钻遇泥岩，造成水平段较低的钻遇率。

3 地质录井技术在P36-平1井中应用

通过在P36-平1 井中应用地质录井技术，准确对实钻着陆点实时分析与推断。

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FⅠ71号层着陆对比时以P36-平1导眼井作为主要参照井进行地层对比。

3.2 地层对比过程及分析

2022年2月23日8:00井深2095.00m，测深2079.43m，垂深1905.28m，井斜66.78°，导向师开始跟踪。

2022 年2 月23 日8:00 井深2095.00m，测深2079.43m，垂深1905.28m，井斜66.78°进行入靶对比，通过F152号层与邻井等厚对比，推算本井目的层砂顶垂深为1941.00m，比设计着陆点垂深1941.59m 提前0.59m，考虑地层上倾，建议甲方将着陆点垂深上提至1940.00m 施工，甲方指令目的层垂深按1940.00m 施工，以89.50°~90.00°井斜角探层。

2022 年2 月23 日15:20 井深2196.00m，测深2165.43m，垂深1929.55m，井斜81.61°进行入靶对比，通过F162号层与邻井等厚对比，推算本井目的层砂顶垂深为1940.00m，比设计着陆点垂深1941.59m 提前1.59m，甲方指令着陆点垂深按1940.00m 施工，以89.50°~90.00°井斜角探层。2022年2月24日1:30井深2270.00m，测深2251.47m，垂深1938.77m，井斜86.71°进行入靶对比，通过F163 号层与邻井等厚对比，推算本井目的层砂顶垂深为1940.20m，比设计着陆点垂深1941.59m提前1.39m，建议甲方着陆点垂深按1940.00m施工，以89.50°~90.00°井斜角探层。2022 年2 月24 日8:00 井深2326.00m，垂深1939.88m，井斜89.54°，循环钻井液等甲方方案。2022 年2 月24 日9:20 井深2326.00m，垂深1939.88m，井斜89.54°，甲方指令稳斜89.50°钻进1 个单根。2022 年2 月24 日10:20 井深2336.00m，垂深1939.94m，井斜89.86°，甲方指令稳斜89.50°再钻进1 个单根。2022 年2 月24 日12:10 井深2347.00m，垂深1939.94m，井斜90.14°，甲方指令稳斜90.00°~90.50°钻进2个单根。

2022 年2 月24 日13:20 井深2364.00m，垂深1939.97m，井斜89.47°，甲方指令增斜至90.00°钻进4个单根。2022年2月24日18:50井深2406m，甲方指令稳斜89°~90°再打2 根。2022 年2 月24 日21:25 井深2421.00m，垂深1940.58m，井斜90.36°，甲方指令缓慢增斜至91.00°~92.00°，钻进至井深2500.00m，如未见含油显示，循环钻井液等下步方案。2021 年2 月25 日8:50 井深2421.00m，垂深1940.58m，井斜90.36°，甲方指令缓增斜至91.50°~92.00°，钻进至井深2500.00m，如未见含油显示，循环钻井液等下步方案。2022 年2 月25日15:00 接到第八采油厂地质大队于福吉通知本井于井深2500.00m，井斜91.68°，垂深1940.58m完钻。

4 结论

（1）本井区扶余油层纵向演变序列为河流相－湖泛平原相，扶一组储层主要是河流相砂体（FⅠ3~FⅠ7层为河流相沉积）。

（2）P36-平1井是采油八厂的致密油水平井，目标层FⅠ71油层整体不发育。

（3）通过在P36-平1井应用地质录井技术，对目的层位的卡层和轨迹控制提供了实时分析与推断，保证了钻遇率，达到了预期目的。