鄂西渝东红星地区地质导向关键技术研究与应用

冯亦江,赵红燕,石文睿,程国良,曾小林

(1.中石化经纬有限公司江汉测录井分公司,武汉 430074; 2.长江大学非常规油气省部共建协同创新中心,武汉 430100)

鄂西渝东红星地区是湖北省页岩气开发的重点区域,其吴家坪组、茅口组页岩是继四川盆地龙马溪组—五峰组实现规模化商业开发后最具勘探潜力的页岩气储层,也是中石化增储上产的主要阵地之一[1-3]。

地质导向技术是钻井领域近15年来发展的一项高新技术,其定义是“用近钻头地质、工程参数测量和随钻控制手段来保证实际井眼穿过储层并取得最佳位置”[4-5]。页岩气开发通常采用水平井压裂形成产能,而在水平井钻井过程中,应用地质导向技术可以及时对水平井轨迹进行校正、优化,提高优质储层钻遇率,该技术是页岩气开发过程中必不可少的关键技术之一。地质导向技术在页岩油气领域的应用,文献[6-10]做了大量的研究和探索:中外主要页岩气区块通常根据储层非均质特性、水平段轨迹方向上地层产状变化、设计水平段长等情况制定导向技术优选的标准,以期在满足地质甜点钻遇率的同时,实现钻井提速降本。与已经大规模商业开发的涪陵页岩气田、长宁—威远页岩气田不同,红星地区面临勘探程度整体较低,微幅构造、断裂发育[1],给井眼轨迹的精确控制和地层界面的准确预测带来巨大挑战。传统的地质导向方法在红星地区中运用存在着A靶点预测不准确、在入靶阶段水平段轨迹易出层等问题。

针对上述问题,现以吴家坪组吴二段有利页岩储层段为研究对象,构建运用三维地质建模随钻跟踪、确定导向标志层(点)、优选导向工具、优化随钻导向轨迹控制等一系列有针对性的技术体系;并且通过首次建立的平均角法轨迹控制计算模型和不同造斜率约束条件下标志层(点)与井斜分段控制图版,提高靶点的预测和轨迹控制精度,对今后红星地区页岩气高效开发具有重要的指导意义。

1 研究区地质概况

红星地区位于湖北省利川市、重庆市万州区和石柱县境内,构造隶属于四川盆地川东高陡褶皱带石柱复向斜,南东、北翼分别被齐岳山复背斜和方斗山背斜所夹持,包括建南构造、龙驹坝构造和三星区块(图1),勘探面积约3 000.0 km2,其中建南构造为箱状长轴背斜,两翼相对较陡,发育挤压构造逆断层,是红星地区页岩气勘探开发的重点区域[1,11]。该区二叠系沉积环境以早滨岸、晚陆棚相为主,吴家坪组吴二段、茅口组茅四段发育褐色含硅质页岩,区内两套页岩平面分布较稳定、埋深和成熟度适中、气测显示良好,是较为有利的页岩气勘探新层系。目前,已投入开发的红页1HF井日稳产页岩气6.0 × 104m3。该区块新增页岩气控制储量6.21 × 1010m3,实现了中国二叠系页岩气勘探重大突破,使本研究团队针对该页岩气层的10年追踪终于落地。

根据文献[2]修改

为了达到最佳开发效果,红星地区水平井部署要求与主应力方向近垂直和大角度相交,设计水平段长1 500.0～2 700.0 m,有效靶窗垂厚约5.0 m,并严格控制优质储层钻遇率。区块内已钻探HYA、HYB、HYC、HYD四口导眼井揭示:目的层吴家坪组吴二段发育灰黑色硅质页岩、含灰硅质页岩,局部夹薄层泥质灰岩,厚度约20.0 m,属深水陆棚沉积环境;录井气测全烃显示介于4.08%～12.96%,测井解释总有机碳含量(total organic carbon content,TOC)介于7.26%～9.00%,测井解释孔隙度介于5.23%～6.15%,实测含气量3.81～4.84 m3/t。矿物成分黏土矿物含量10.92%～18.13%,长英质含量48.81%～51.82%,碳酸盐含量29.52%～33.13%,具有硅质和碳酸盐岩含量高、黏土含量低的特征,整体脆性指数在60.0%～70.0%,处于缝网与多缝过渡区。

根据岩性、电性、物性、含气性等特征,吴家坪组吴二段自上而下细分为⑤～①段(图2)。其中③小层又可以细分为a、b、c、d四段,岩性为灰黑色泥页岩局部夹薄层灰岩条带、厚度一般在5.5～8.0 m之间,地层可钻性较好、钻时比值大于1.5,全烃见明显异常、曲线呈块状高值,伽马(gamma ray,GR)曲线呈齿状中高值,其值一般在140.0～280.0 API;基于优中选甜的原则,HYA井优选③小层井段3 300.0～3 306.7 m为“地质+工程”最佳甜点段,厚6.7 m,适宜作为水平段优选目标靶窗。

2 研究区地质导向面临的主要问题

2.1 入靶段轨迹控制难度大

因受地理条件限制,目前红星地区水平井采用直井段—造斜段—稳斜段—增斜扭方位段—水平段的轨迹剖面类型,这种剖面设计方法一般在入靶前方位才能摆正;同时,多井实钻对比分析显示:目的层上方飞仙关组+长兴组地层在横向上沉积厚度变化大,伽马曲线形态也存在一定的差异,加上新区块物探资料精度有限,地层视倾角计算、等厚法预测A靶点等量化计算精度受到明显影响,增加了预测目的层深度和A靶点的难度。若入靶阶段靶点深度预测不准和轨迹姿态控制不理想,会直接影响优质储层钻遇率及后续水平段地质导向作业。

2.2 水平段轨迹出层风险高

红星地区目的层吴家坪组吴二段优质储层薄,沉积特征在横向上存在一定的差异性;纵向上有效靶窗窄、横向上微幅构造多且起伏大、小断层多等综合影响因素,钻遇微幅构造和小断层时极易钻出靶窗,轨迹调整频繁,工程实施难度高。

当钻遇微幅构造时,地层产状常常出现急剧变化,而靶窗内地层的伽马高值和低值处均有对称趋势,在随钻测量仪器伽马辨识度差时往往会表现出多解性,导向人员很难判断钻头所处靶窗的准确位置,若采用常规随钻测井(loggling while drilling,LWD)导向工具,伽马探管位置与井底相差约15.0 m,盲区长会导致调整滞后,甚至无法发现已钻出优质储层;另外钻遇断层时地层可识别性变弱,如果没有方位伽马辅助判断,极易错过最佳调整窗口。

3 地质导向关键技术

3.1 井震联合的地质建模方法

目前流行的建模方法是基于井震联合的三维地质建模[12-16],其核心是将地震解释层位数据与单井分层数据进行融合,通过插值技术,形成更精确的三维地层模型,提取沿待钻井轨迹的切片作为地质导向模型,在钻井过程中再利用LWD数据和综合录井、气测录井数据,共同判断钻遇地层情况,并不断地动态校正地质导向模型和三维地层模型,从而更精准指导钻井作业。

本次研究选用GEOS地质导向分析系统,在油藏地质研究的基础上,对13口已钻井的吴家坪组小层进行细分和数据归一化处理,结合地震资料解释信息,采用克里格、最小曲率、三角网等空间插值算法,建立由已知点到未知点的三维地质模型,建模面积约625.0 km2。沿设计井轨迹切制地层剖面,生成二维地质模型,基于动态拟合对比,在待导向井通过增加控制点,结合属性曲线对比随钻调整二维模型后,及时更新区域内三维地质地层模型;实现动态三维模型反复迭代校正,对新钻井目的层轨迹方向地层倾角进行更为精准预测。

红星地区受断裂影响,区内微幅构造发育,地震资料无法有效识别微幅构造,但井震联合建立地质导向模型是导向人员实时轨迹调整和预测轨迹方向上地层产状变化的重要依据;实钻井显示:利用三维地质模型指导地质导向,待导向井A靶点设计垂深与实钻误差一般在10.0 m左右,对于疑似断层或微幅构造段采取多角度抓取地震剖面加以验证,尽可能提高预测的准确性。

3.2 确定地质导向参考标志层(点)

厘清红星地区长兴组到吴家坪组吴二段目的层的地质导向参考标志层(点),对A靶点预测、入靶前水平段轨迹控制至关重要。根据电性、岩性、气测、钻时等资料,选择井区预探井HYA井为标准井,利用长兴组顶部到吴家坪组吴二段共识别出的8个伽马曲线高尖或低谷组成的岩、电性变化标志层(点)(表1),建立了红星地区吴家坪组地质导向参考标志层(点)图版(图3),明确4号、5号、7号标志层(点)为控制靶窗的关键标志层(点)。实际导向中依据地层对比结果,为靶点预测和轨迹调整提供依据。

表1 地质导向参考标志层(点)岩电特征判断标准(标准井HYA井)

图3 红星地区吴家坪组地质导向参考标志层(点)

3.3 随钻导向工具优选与轨迹调控技术

3.3.1 优选导向工具

导向工具选择的依据是在满足地质需求的条件下,促进钻井提速降本[17]。由于常规LWD盲区过长,系统获取的随钻数据滞后,仅有平均伽马曲线,没有随钻方位伽马,无法及时判断钻遇地层的上下界面和地层倾角,降低了随钻决策和调整的及时性,在微幅构造和小断层发育的红星地区并不适用。在实现地质目的方面:近钻头、旋转导向工具均能获取距离钻头近1.00 m左右的地层方位伽马(上伽马GRU、下伽马GRD)、井斜、方位、钻头转速、井底温度等资料,且具有伽马成像功能。在满足工程需求方面:长水平段且地层产状连续起伏变化>10.0°的井型可选择近钻头+旋转导向工具,发挥旋转导向工具轨迹控制能力强的优势;水平段地层产状连续起伏变化在5.0°～10.0°的井型优先考虑近钻头导向工具;水平段地层产状连续起伏变化<5.0°的井型则可采用常规LWD导向工具。

3.3.2 入靶阶段轨迹调控

针对入靶阶段变方位、目的层上方地层沉积厚度变化大情况,传统等厚法[6,18]带来的A靶点预测和入靶轨迹控制难的问题,施工前应认真分析邻井资料,运用随钻伽马曲线特征、岩性组合、钻时、气测等资料,选取标准井对应的地质导向参考标志层(点)计算地层视倾角。在此基础上,遵循地层厚度消耗与井斜合理匹配原则,建立了利用平均角法来计算轨迹方向上任意A、B两点消耗地层厚度计算模型(图4),其计算公式为

图4 平均角法轨迹控制计算模型

h=(H-Δxtanθ)cosθ

(1)

式(1)中:h为A至B点正向下切厚度,m;H为A、B两点垂深差,m;Δx为A、B两点位移差,m;θ为当前地层视倾角,(°)。

进一步推导得出

(2)

式(2)中:HA为A点处斜深,m;HB为B点处斜深,m;α为A点处井斜,(°);β为B点处井斜,(°)。

该模型使用方法如下。

(1)通过轨迹的正演、反演模拟,从而提高A靶点预测的和入靶前轨迹控制的精度。通过控制一定的造斜率来把控轨迹与地层的夹角,模拟正演轨迹与地层上、下切的速度;从A靶点反演到某一标志层时所需的合适井斜,利用到达某一标志层的井斜来控制施工轨迹。

(2)建立不同造斜率条件约束下的标志层(点)与井斜分段控制图版(图5),图版按4.5°/30 m、5.1°/30 m、5.7°/30 m、6.3°/30 m等施工常用的造斜率来模拟轨迹,并指示出对应造斜率到达某一标志点时的井斜。

图5 红星地区不同造斜率约束条件下标志层与井斜分段控制图版

(3)在轨迹进入4号、5号、7号关键地质导向参考标志层(点)时,视剩余靶前位移情况,控制合适的下切角,进入目的层后适时增斜确保轨迹以较理想的姿态进入靶心。

3.3.3 水平段轨迹精准控制

针对水平段靶窗窄、微幅构造发育、小断层多等复杂地质条件导致极易钻出靶窗的难题,在加强地震预测地层产状变化、井震联合及时修正地质导向模型的同时,利用近钻头或旋转导向方位伽马、伽马成像和目的层靶窗上、下地层的随钻伽马曲线特征点[19-20],来判断水平段中轨迹在目的层中的位置和穿行情况,实施主动轨迹优化调整技术,将轨迹提前调整到靶窗合适的位置,避免调整频繁、调整过度和调整不及时,甚至反向操作钻出目的层。

具体控制方法:水平段穿行以吴二段③小层中下部为主,利用③小层上部伽马曲线特征点来判断轨迹的走向,通过调整合适的井斜角,将轨迹控制在中下部穿行,为获得最优的目的层穿行率提供保障。

近钻头或旋转导向工具获取的方位伽马曲线不仅能确定钻遇地层的岩性,判断轨迹是否处于目的层里面,还可准确判断井眼轨迹在目的层的位置、交切关系、以何种姿态钻出目的层[20-21],即同一测量点上伽马(up gamma ray,GRU)、下伽马(down gamma ray,GRD)值变化情况,可判断井斜角与地层视倾角相对关系及钻头在地层中的相对位置:如在地层伽马形态为波峰时,当上伽马GRU<下伽马GRD,轨迹相对地层上行,即轨迹上切;当上伽马GRU>下伽马GRD时,井轨迹相对地层下行,即轨迹下切(图6);该区块目的层段使用方位伽马、伽马成像判断轨迹与地层交切关系示意(图7)。

图6 利用随钻方位伽马判断钻头在地层中的相对位置

图7 随钻方位伽马、伽马成像判断轨迹与地层交切关系

利用方位伽马(上伽马GRU、下伽马GRD)曲线计算井眼轨迹与地层不同接触关系的夹角,及早发现地层变化、调整钻头的钻进方向,使轨迹最大限度地保持在油气藏的有利位置,为下步轨迹调整提供依据,大大降低了薄层和微幅构造易钻出目的层的风险[19]。方位伽马实时判断地层与井眼轨迹之间夹角计算模型可用三角关系来表示(图8),邻边为成像上正弦曲线沿井眼轨迹方向的幅度,对边为井眼直径加上两倍的工具探测深度,其计算公式为

图8 方位伽马实时判断地层视倾角与井眼轨迹夹角计算模型

(3)

式(3)中:γ为井眼轨迹与地层的相对夹角,(°);D为井径,m;DOI为伽马仪器的探测深度,m;Δd为伽马成像上正弦曲线沿井眼轨迹方向的幅度,即同一地层GRU、GRD探测边界与地层交点沿仪器轴线的距离,m。

在具体作业过程中,当水平段轨迹方向钻遇微幅构造和断层,应兼顾地质和工程需求优化轨迹。钻遇微幅构造时,如果地层突然上倾变大超过3°以上,导向作业不宜猛增井斜追层,保持与地震+模型预测地层倾角相匹配的井斜钻进,一般可在150.0 m以内回层。当钻遇断层时,断层上盘地层整体上倾,且上倾趋势较地震预测大,断层下盘造成地层剧烈下倾,但下倾段距离并不长,因此钻遇断层时,当钻遇断距大于5.0 m的断层,可以适当调整井斜,调整井斜小于5°;钻遇断距小于5.0 m断层,可以适当调整井斜,调整井斜小于3°,以达到显著降低钻出层的段长及轨迹调整频次。

4 方法验证

地质导向关键技术在红星地区的研究与应用,较好地解决了该区块A靶点预测和水平段轨迹极易出层的难题。该技术在红星地区验证了8口井,地质中靶率100%、水平段优质储层钻遇率从77.8%提升至100.0%、平均优质储层钻遇率93.0%、钻井提速29.7%,技术应用效果良好。

HYCHF井设计水平段长2 000.0 m,在建成的红星地区三维模型上沿设计井轨迹提取二维导向剖面。通过物探资料、地质模型综合分析,明确水平段平均视倾角为整体上倾2.63°,局部地层产状变化幅度较大,易钻出层。A靶点前地层视倾角上倾4.0°,过A靶点逐渐增至上倾6.0°;受断层影响水平段1 000.0 m左右地层产状波动幅度超过10.0°,水平段后405.0 m地层由上倾转为下倾2.0°左右。基于钻前地质导向条件和风险分析,建议入靶段采用常规LWD、水平段采用旋转导向工具钻进方式。

实际导向过程中,参照红星地区不同造斜率约束条件下标志层与井斜分段控制图版,结合靶前距使用情况,控制施工轨迹到达某一标志层(点)时的井斜。在钻遇关键控制入靶5号标志层时井斜达到60.0°,轨迹进入吴二段顶7号标志层(点)井斜达到77.0°,采用平均4.91°/30.0 m的造斜率适时增斜,控制轨迹在靶心(③小层C段顶)、井斜92.0°入靶,轨迹与地层呈2.0°夹角。

在水平段轨迹方向上微幅构造发育,且地层产状局部起伏最大超过18.0°的不利条件下,利用方位伽马判断轨迹上、下切情况,通过物探资料、地质模型和实钻参数综合判断钻头所处靶窗位置,实时获得水平段倾角变化。实钻水平段整体地层倾角主要在上倾0.2～4.41°,井段4 941.0～5 180.0 m受断层影响有隆起,由上倾0.32°变为上倾9.34°后又逐步转为下倾,最大下倾9.49°;水平段后420.0 m地层由上倾转为下倾3.1°,导向人员及时调整井斜保证轨迹在地质+工程最佳甜点段③小层中穿行。

通过各项技术综合运用,精细调控轨迹,本井于井深6 155.0 m顺利钻至B靶点,完钻层位③小层C段中部,实钻水平段长2 097.0 m,考核靶窗钻遇率达到96.7%(图9),助力该井刷新三开机械钻速最快、钻井周期最短、水平段趟钻数最少等6项施工纪录。

图9 HYCHF井水平段轨迹穿行示意图

5 结论

(1)红星地区吴家坪组吴二段目的层上方地质导向参考标志层(点)的确定和目的层靶窗岩性、电性、含气性等特征的综合分析,为靶点预测和轨迹调整提供了重要依据,是水平井能否顺利入靶和保障水平段在储层穿越的基础。

(2)针对储层薄、地层产状变化大的水平井,导向工具应优先选择性能稳定的旋转导向工具,发挥旋转导向工具零长较短和轨迹控制能力强的优势,方位伽马、伽马成像能及早发现地层变化、准确判断轨迹在目的层的位置,降低了薄层和微幅构造易钻出目的层的风险,在提高储层钻遇率前提下确保轨迹控制圆滑,为后续施工创造良好的井筒条件。

(3)针对入靶阶段变方位、目的层上方地层沉积厚度变化带来的A靶点预测和入靶轨迹控制难的问题,首次建立的平均角法轨迹控制计算模型和不同造斜率约束条件下标志层与井斜分段控制图版,能够有效解决传统等厚法预测靶点误差大和轨迹控制效果不理想的难题,显著提高了靶点的预测和轨迹控制精度。

(4)通过红星地区地质导向关键技术研究与应用,有效解决了该区块A靶点预测不准、入靶阶段轨迹控制不佳和水平段轨迹易出层等难题,既保障了优质储层钻遇率,又促进了钻井提速提效,在水平井钻井领域具有良好的推广应用前景。